7.18. Методы расходометрии и потокометрии скважин.

(Из интернета)

Установление истинной величины работающей толщины эксплуатационных объектов имеет громаднейшее значение для установления отборов нефти, проектирования систем поддержания пластового давления, т.е. прогнозирования методов регулирования процесса разработки в пределах каждого объекта разработки. Это весьма важно и для вычисления соответствующих параметров (например, послойной неоднородности) при расчёте годовых и накопленных отборов нефти.

Кроме того, комплексная обработка дебитограмм и расходограмм позволяет определить величину коэффициента охвата при закачке воды в пласт с целью поддержания пластового давления. В то же время следует помнить, что величина работающей мощности с ростом депрессии будет увеличиваться. Для решения этой задачи привлекаются два типа дебитомеров: термоэлектрические - СТД-2; гидродинамические РГТ-1, РГД-2М. При интерпретации этих исследований по СТД-2 чётко выделяются работающие интервалы пласта толщиной до 0,4 м, но они не позволяют оценить характер распределения дебита по отдающим пропласткам. Небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти могут быть вообще не зафиксированы.

Приборы типа РГТ-1, наоборот, позволяют получить количественную характеристику профиля притока пластов, но с менее чёткой их фиксацией на диаграмме. Кроме того, эти приборы помогают выявить небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти.

Например, на одном из месторождений Западной Сибири были перфорированы пласты АВ2, АВ3, АВ4-5 Как показали исследования дебитомерами, из перфорированного интервала пластов, достигающего 40 м, работает только 10,8 м (верхняя часть пласта АВ4-5). На другом месторождении при совместной перфорации пластов БС1+БС2-3+БС10 нижний пласт вообще не работает. Аналогичная картина наблюдается на месторождении, где совместно эксплуатируются пласты БС5+БС6+БС8, однако работает лишь пласт БС6. На другом месторождении работающая толщина пластов колеблется от 10 до 53 %, составляя в среднем всего 29 %.

Определение профиля притока в нагнетательных скважинах необходимо для установления истинных интервалов перфорации, оценки послойной неоднородности, прогнозирования выработки запасов из залежи, продвижения фронта закачиваемой воды и проектирования всех систем регулирования разработки эксплуатационных объектов. Исследования скважин глубинными расходомерами позволяют определить и сопоставить величины охвата пластов закачкой при нагнетании воды с аналогичными величинами при изучении профилей оттока по ближайшим эксплуатационным скважинам, а также следить за изменением динамики закачки воды во времени.

Например, при исследовании одной из нагнетательных скважин (пласты АВ2-3) расход воды составил 1450 м3/сут; интервал перфорации 1804-1841 м, 1849-1854 м. С помощью магнитного локатора муфт фактический интервал перфорации установлен в интервалах 1804,4-1841,8 м; 1849,6-1854,6 м. По данным РГТ-1 уход воды зафиксирован лишь в интервалах 1836-1837 м; 1837,8-1838,6 м; 1840,2-1841 м. Коэффициент охвата пласта заводнением составляет всего 0,049.

Установить истинную величину работающей мощности помогут новые приборы - дебитомеры РГД-4, РН-26, термодебитомеры Т-4, СТД-2, комплексные приборы "ПОТОК-5".

Следует заметить, что проводимые исследования профилей отдачи и притока на нефтяных месторождениях нашей страны позволяют сделать вывод о возможности изучения неоднородности нефтяных залежей, ориентировочной оценки рабочей толщины пластов, а также решения отдельных вопросов контроля и регулирования разработки.