Основные признаки решения задач в добывающих скважинах

Термометрия

Выделение работающих пластов. Приток жидкости из перфорированных интервалов характеризуется дроссельным и калориметрическим эффектами. Приток из нижнего перфорированного пласта отмечается следующими признаками: изменение температуры относительно геотермического распределения против перфорированного пласта; излом термограммы (изменение температурного градиента) относительно геотермы; плавная затянутость температурной кривой между перфорированными пластами.

Нижняя граница притока соответствует точке с максимальной крутизной участка повышения температуры. Верхняя граница притока соответствует точке нарушения монотонности повышения температуры при движении по кривой сверху вниз к кровле перфорированного пласта.

Признаками притока из верхнего перфорированного пласта являются: изменение температуры против пласта относительно температуры потока в подошвенной части пласта; излом термограммы относительно ее наклона ниже перфорированного пласта. Границам притока соответствуют точки изменения наклона температурной кривой.

Определение мест нарушения обсадной колонны. Признаки нарушения герметичности обсадной колонны на термограммах те же, что и при выделении работающих пластов, а аномалии также обусловлены дроссельным и калориметрическим эффектами. Обычно в зумпфе нарушение отмечается аномалией дроссельного разогрева, выше перфорированных пластов - аномалией калориметрического смешивания.

Определение нарушения забоя. Нарушение герметичности забоя скважины обычно определяется по нарушению геотермического распределения температуры. При этом температура с глубиной изменяется монотонно. Наклон температурной кривой в зумпфе зависит от линейной скорости (дебита) восходящего потока жидкости. Поэтому возможный наклон температурной кривой при наличии негерметичности забоя скважины заключен между фоновым распределением температуры и распределением с нулевым градиентом температуры.

Определение нефте-водопритоков. При длительной работе скважины (когда Р_заб > Р_нас) величина изменения температуры зависит от значений коэффициентов Джоуля-Томсона воды и нефти, причем нефть разогревается больше, чем вода (_н  2_в). В случае, если скважина работает при Р_заб < Р_нас (забойное давление ниже давления насыщения нефти газом), то признаком притока газированной нефти является уменьшение аномалии дросселирования или отрицательная аномалия температуры (снижение температуры относительно геотермической), что связано с отрицательным коэффициентом Джоуля Томсона для газов (_г<0).

Определение заколонного перетока жидкости снизу. Признаками перетока жидкости за колонной снизу являются: нарушение геотермического распределения температуры в зумпфе скважины, которое не согласуется с теоретическими представлениями; немонотонное распределение температуры в зумпфе скважины; аномалия калориметрического смешивания в подошвенной части нижнего перфорированного пласта.

Определение заколонного перетока жидкости сверху. Переток жидкости сверху приводит к скачкообразному изменению наклона температурной кривой в интервале перетока и выше, а также к появлению аномалии калориметрического смешивания потоков в кровельной части верхнего перфорированного пласта.

Расходометрия

Выделение интервалов притока. Признаком притока из перфорированного пласта по механическому расходомеру является изменение счета против перфорированного пласта относительно показаний в зумпфе (для нижнего интервала) и относительно показаний ниже подошвенной части исследуемого пласта. Из-за наличия порога срабатывания вертушки слабо отдающие пласты могут не отмечаться на диаграммах расходометрии. В таких случаях можно использовать более чувствительный метод - термокондуктивный индикатор притока (СТИ).

Интервалы притока жидкости на диаграмме СТИ выделяются снижением показаний от подошвы к кровле работающего интервала (при регистрации на подъеме) и от кровли к подошве работающего интервала (при регистрации на спуске).

Определение мест нарушения обсадной колонны. Нарушение колонны отмечается притоком жидкости в скважину из неперфорированных интервалов, признаком которого является изменение счета относительно уровня показаний ниже по глубине.

Показания расходометрии могут быть использованы для повышения достоверности определения заколонного движения жидкости. При решении этой задачи расходомер является косвенным методом. Признаками наличия заколонного перетока является интенсивная работа подошвенной части нижнего перфорированного пласта при ЗКЦ снизу и интенсивная работа кровельной части верхнего перфорированного пласта при ЗКЦ сверху.

Определение работающих мощностей пласта

Под работающей мощностью пласта понимают часть эффективной мощности пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), в пределах которой происходит движение флюидов (нефти, воды, газа) при разработке залежи. Величина работающей мощности пласта определяется по данным интегральных и дифференциальных профилей расхода флюидов. Отношение суммарной работающей мощности участков пласта ∑h_раб к суммарной эффективной мощности ∑h_эф называют коэффициентом охвата: k_охв = ∑h_раб /∑h_эф .

Коэффициент охвата представляет собой отношение нефтегазонасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенный момент времени процессом вытеснения, ко всему нефтегазонасыщенному объему залежи. Этот коэффициент используется для оценки текущего состояния разработки эксплуатационного объекта и обоснования мероприятий по регулированию процесса вытеснения, направленных на достижение проектного коэффициента охвата.

Также можно рассчитать коэффициент действующей мощности, близкий к коэффициенту охвата: k_дм= ∑h_раб /∑h_{эф перф ,} где ∑h_{эф перф} -суммарная эффективная мощность перфорированного интервала. Этот коэффициент можно использовать для сравнения работы пластов в одной или разных скважинах в различное время. Обычно в работающую эффективную мощность включаются перфорированные или неперфорированные части пласта, не разделенные выдержанными перемычками толщиной более 1 м и примыкающие к интервалам, в которых фиксируется движение нефти , газа и воды.

Определяемые таким образом значения работающей эффективной мощности пласта по всем месторождениям существенно выше значений k_дм и составляют обычно 0.7-0.9.

Построенный по скважине профиль расхода является кажущимся; он может значительно отличиться от профиля, образованного потоком флюида на подступах к перфорационным отверстиям в призабойной зоне. Это отличие зависит от особенностей вскрытия продуктивной части пласта при бурении, освоении скважины и состояния крепления заколонного пространства. Разрушение и дробление цементного камня за колонной может привести к искажению профиля в призабойную зону. Показателем нереальности измеренного служит высокий идеальный приток или поглощение жидкости, газа при низком (менее 25-30%) охвате вскрытой перфорацией мощности продуктивного коллектора.

Распределение притока или погашения мощности пласта подчиняется тому же закону, что и распределение проницаемости коллектора. Поэтому при герметичном затрубном пространстве и надежном гидродинамическом разобщении пластов участкам наиболее интенсивного расхода флюидов обычно соответствуют интервалы разреза с высокой проницаемостью.

Указанные условия характерны для начальной стадии разработки месторождения. На более поздних стадиях, когда начинает проявляться воздействие на пласты нагнетаемой воды, между отдельными пластами могут возникать значительные перепады давления. В этих случаях выделенные по кривым расходометрии работающие мощности в скважине могут неверно отражать энергетическое состояние залежи в околоскважинном пространстве.

Шумометрия

Определение интервалов притока. Приток жидкости из перфорированного пласта отмечается возрастанием шумов относительно их уровня выше и ниже пласта.

Определение заколонного движения жидкости. По увеличению интенсивности шума в интервале перетока в зумпфе по сравнению с интервалом отсутствия перетока ниже по глубине определяют интервал заколонного перетока снизу.

Определение мест нарушения обсадной колонны. Признаком нарушения колонны является локальное возрастание уровня шумов против мест негерметичности колонны.

Методы состава

Определение состава поступающей из пласта жидкости