Рис.5.17. Признаки нарушения герметичности забоя.

Термограммы: 1 – геотерма, 2 – в работающей скважине

Р асходометрия.

Рис.5.18. Типовая расходограмма

Увеличенный уровень показаний расходомера по всей глубине зумпфа Комплекс типовых диаграмм для определения нарушения герметичности забоя в добывающей скважине:

Рис.5.19

Определение заколонного перетока жидкости сверху.

Т ермометрия.

Рис.5.20. Типовые термограммы

а) – перфорированый пласт не работает, в кровлю перфорированного пласта поступает жидкость в результате перетока, отмечается изменение наклона термограммы выше интервала перетока; б), в) – пласт работает, в кровле перфорированного пласта отмечается калориметрическое смешивание и изменение наклона кривой в интервале перетока выше интервала перфорации. Глубина изменения наклона кривой соответствует месту расположения пласта – источника перетока.

Расходометрия.

Рис.5.21. Увеличение счета в кровельной части верхнего пласта

при заколонном перетоке сверху. - направление движения прибора

Шумометрия.

Рис.5.22. Характерное изменение уровня шумов при перетоке жидкости за колонной выше интервалов перфорации

К омплекс типовых диаграмм для решения задачи определения зкц выше интервалов перфорации:

Рис.5.23

Интервал перетока отмечается по термограмме и шумограмме. Расходомер косвенно указывает на наличие перетока по увеличению счета в кровле верхнего перфорированного пласта.

При исследовании скважин, оборудованных ШГН, по распределению температуры в межтрубном пространстве можно определить местоположение динамического уровня, насоса и приема НКТ. Затянутость температурной аномалии насоса вниз и большая отрицательная аномалия на приеме НКТ свидетельствуют о нисходящем движении жидкости в межтрубье.

Практическое решение задач

Выявление притоков

На рис.5.24 приведены результаты исследований скважины 9163 Абдрахмановской площади. Скважина фонтанирует с дебитом 250 м³/сут безводной нефти. По участку ненарушенной геотермы в зумпфе восстановлена условная геотерма Г. По термограмме отмечается приток из обоих перфорированных пластов. Величина разогрева жидкости за счет дросселирования в нижнем пласте составляет 1,4 ⁰С. Положение нижней границы притока обозначено буквой А и отмечается характерной точкой излома термограммы на глубине 1721,8 м. Признаком притока из верхнего пласта является аномалия калориметрического смешивания потоков.

Вследствие калориметрического смешивания можно наблюдать как понижение, так и повышение температуры (рис. 5.25.).

Поскольку длительное время эксплуатируемых скважинах с установившимися дроссельными тепловыми полями величина аномалии дросселирования от дебита зависит слабо, данные термометрии можно использовать для выявления слабых притоков. Так, на термограмме скв. 897 Щелкановской площади (рис.5.26) отмечается приток из подошвенной части интервала перфорации (1397-1406 м), пропущенный механическим дебитомером.

Выявление слабых притоков возможно также по пикам внедрения и по аномалиям калориметрического смешивания. Последний признак наиболее эффективен, когда расстояние между отдающими пластами велико. Разница температуры смешивающихся потоков может составить несколько градусов и тогда приток даже незначительного количества жидкости может привести к значительной аномалии.

Рис.5.24. Термограмма (6) и градиент-термограмма (7) скважины 9163

Абдрахмановской пл. 4-СТД; 2,3-Кс,ПС.

Рис.5.25. Термограмма 3669 Ново-Хазинской площади

Рис.5.26 Пример выявления слабого притока в скважине 897 Щелкановской площади.

В скважинах с высоким газовым фактором при эксплуатации пластов с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом дросселирование нефтегазовой смеси может привести и к отрицательной температурной аномалии.

На рис.5.27 приведены результаты промыслово-геофизических исследований скважины 7425 Таллинской площади. Дебит 60 м³/сут безводной нефти. В работающей при буферном давлении 22 атм скважине против нижнего перфорированного интервала наблюдается снижение температуры на 2,1 ⁰С. Нижняя граница притока отбивается на глубине 2767,4 м и согласуется с данными влагометрии, резистивиметрии и дебитометрии. Работа остальных интервалов не отмечается. Несмотря на то, что температура поступающего из пласта флюида ниже температуры пород на этих глубинах, в стволе скважины выше пластов наблюдается положительный градиент температуры (снижение температуры с уменьшением глубины). Видимо это объясняется структурой нефтегазового потока (см.диаграмму влагомера) и охлаждением потока за счет продолжающегося разгазирования.

Рис.5.27 Материалы исследований скважины 7425 Талинской площади.

1 – ПС; 2 – резистивиметрия; 3 – влагометрия; 4,5 – термограмма в работающей скважине и через 6 часов после ее остановки; 6 – РГТ;

После остановки скважины наблюдается повышение забойной температуры. Без привлечения данных об изменении давления в остановленной скважине интерпретация термоаномалий на второй термограмме неоднозначна.