Скважинные дебитометрические исследования

При добыче нефти очень редко приходится эксплуатировать однородные, монолитные, насыщенные нефтью пласты. Обычно на забое скважины имеются несколько перфорированных интервалов, соответствующих отдельным пластам или пропласткам, вскрытым общим фильтром. Даже если вскрывают один пласт, то работающая толщина такого пласта никогда не равна интервалу перфорации. Отмечены такие факты, когда при нескольких метрах перфорированного интервала весь дебит скважины был получен из короткого интервала толщиной в несколько десятков сантиметров. В нагнетательных скважинах также толщины действительно работающих интервалов могут сильно отличаться от вскрытых.

Для добычи нефти и разработки нефтяного месторождения необходимо знать: отдающие продукцию интервалы, долю работающих интервалов от общей толщины пласта; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; распределение нагнетаемого агента по интервалам, долевое участие пропластков в суммарной продукции скважин; распределение интенсивности притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала; степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков, вскрытых общим фильтром, степень компенсации закачкой отобранной нефти; необходимость воздействия на призабойную зону скважины для стимулирования отдачи или поглощения пластов, а также результаты воздействия, параметры отдельных пропластков; долю работающих интервалов от общей толщины пласта или пропластка; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; поглотительную способность каждого интервала; долевое участие различных интервалов или отдельных участков данного интервала в суммарной продукции скважины; как распределяется интенсивность притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала (наличие обводненных или частично обводненных пропластков); степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков или пластов, вскрытых общим фильтром: степень компенсации закачкой отобранной нефти из тех или иных проиластков или пластов; интервалы, требующие воздействия кислотой, гидравлического разрыва или дополнительной перфорацией для стимулирования их работы на отдачу или на поглощение; результаты воздействия на призабойную зону геолого-технических мероприятий по интенсификации притока или поглощения; пластовые параметры отдельных пропластков, индикаторные линии и статические давления в этих пропластках. Ответы на перечисленные вопросы могут быть получены

Рис. 6.8. Диаграмма интенсивности притока:

а - равномерный приток по всей толщине пласта; б - равномерный приток при работе двух пластов;

в - неравномерный приток при работе двух пластов (часть пласта II не работает)

с помощью дебитометрических исследований скважины опускаемым на кабеле скважинным прибором - дебитомером для добывающих и расходомером для нагнетательных скважин. При перемещении такого прибора вдоль вскрытого интервала скважины получается информация о распределении интенсивностей притока или поглощения вдоль перфорированного участка пласта.

Принципы измерения расхода жидкости при притоке или при поглощении могут быть различными, но можно представить, что в приборе имеется вертушка (лопастное колесо), число оборотов которой пропорционально расходу протекающей жидкости. Обороты вертушки можно трансформировать в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность и фиксируются специальным прибором - счетчиком импульсов.

Частота импульсов, пропорциональная расходу, может трансформироваться в ток или напряжение и подана на стрелочный прибор, отградуированный в единицах объемного расхода. Глубина спуска прибора и ее изменение при перемещении прибора также фиксируется соответствующим устройством. В результате получается зависимость притока или поглощения от глубины спуска прибора, т. е. дебитограмма.

Допустим, что спускаемый дсбитомер дает показания о расходе жидкости в виде числа импульсов и едпппцу времени n, пропорционального расходу. При исследовании таким дебитомером однородного пласта, в котором по всей толщине интенсивность притока одинаковая, получится диаграмма (рис. 6.8, а). Очевидно, в этом случае дебитомер, спущенный ниже подошвы пласта, где скорость восходящего потока равна нулю, покажет n = 0.

При подъеме дебитомера приток будет нарастать, и выше кровли исследуемого пласта число импульсов будет максимально. На рис. 6.8, б представлена дебитограмма. когда пласт I и пласт II дают одинаковые притоки n1 = n2, n1 + n2 = nmax и каждый из этих пластов показывает одинаковую интенсивность притока всей работающей толщины. Из рис. 6.8, в можно видеть, что и пласте II вся толщина работающая и производительность этого пласта, характеризуемая частотой импульсов n2, составляет долю от суммарной производительности обоих пластов равную,

.

Из этой дебитограммы можно установить, что часть перфорированной толщины пласта I не работает. Толщина неработающего интервала равна b при общей толщине h1. Поэтому охват пласта по толщине процессом вытеснения в районе данной скважины будет равен

.

На дебитограммах отражаются интервалы не только притока, но и поглощения, т. е. с помощью скважинных дебитомеров можно обнаружить внутрискважинные перетоки и определить их интенсивность. По данным дебитометрических исследований скважин на нескольких установившихся режимах можно определить коэффициенты продуктивности отдельных пластов, построить для них индикаторные линии и определить пластовые давления для каждого пласта. Это позволяет глубже изучить гидромеханику работы такой сложной неоднородной многопластовой системы.

С этой целью при каждом установившемся режиме работы скважины, что характеризуется стабильностью ее дебита, проводятся дебитометрические измерения, на основании которых определяются дебиты каждого пласта Q_I, Q_II и Q_III и т. д. Одновременно манометром измеряется забойное давление, соответствующее первому режиму работы скважины. Эти данные могут быть получены и с помощью комплексного скважинного прибора, измеряющего одновременно расход, давление и другие величины, как, например, температуру и содержание воды в потоке. Сменой штуцера или прикрытием задвижки на устье скважины устанавливается второй режим, при котором также определяются дебитомером профили притока и новое забойное давление. Такие измерения можно повторить при нескольких режимах. Замеренные при разных режимах забойные давления можно пересчитать на глубины, соответствующие серединам работающих интервалов каждого пласта, т. е. учесть различие глубин залегания пластов и спуска манометра. Однако для разности забойных давлений такие пересчеты не потребуются, так как разность давлений остается неизменной. Коэффициенты продуктивности вычисляются как частное от деления изменения дебита на изменение давления при переходе от одного режима к другому. Например, для первого пласта коэффициент продуктивности будет равен

.

Аналогично могут быть вычислены коэффициенты продуктивности II и III пластов

,

Здесь Q_I, Q_II, Q_III, Pc - дебиты и забойные давления, I, II и III пластов соответственно. Индексы 1 и 2 означают первый и второй режимы. В случае поглощения жидкости каким-либо пластом дебит при поглощении берется со знаком минус, а при вычислении коэффициента продуктивности в числителе дроби берется алгебраическая разность дебитов.

Рис. 6.9. Индикаторные линии трехпластовой системы

При исследовании скважин на нескольких режимах, имея результаты дебитометрических измерений, можно для каждого пласта построить индикаторную линию. Для удобства сопоставления таких индикаторных линий и решения некоторых вопросов совместной работы таких многопластовых систем, вскрываемых общим фильтром, целесообразно пользоваться приведенными забойными давлениями (рис. 6.9).

На рис. 6.9 точками 1, 2 и 3 отмечены дебиты I, II и III пластов соответственно при первом установившемся режиме работы скважины, имеющие общую абсциссу - приведенное забойное давление Pс₁. Точками 4, 5, 6 отмечены дебиты соответственно I, II и III пластов при втором режиме с приведенным забойным давлением Pс₂

Как видно из рисунка, дебит пласта III при давлении Pс₂ имеет отрицательное значение (точка 5). Соединяя точки прямыми, т. е. предполагая линейный закон фильтрации во всем диапазоне дебитов, и экстраполируя эти прямые до пересечения с осью давлений, получим приведенные пластовые давления. Для пластов I и II индикаторные линии пересеклись в одной точке В. Следовательно, приведенное пластовое давление в этих двух пластах одинаковое, что является косвенным указанием на их гидродинамическую связь. Индикаторная линия пласта III пересекла ось P в точке А, абсцисса которой есть приведенное пластовое давление пласта III, которое меньше пластового давления в пластах I и II (точка В). Этим и объясняется поглощение жидкости пластом III при забойных давлениях, превышающих пластовое в пласте III.

При наличии данных исследования на трех и более режимах можно получить как прямолинейные, так и криволинейные индикаторные линии. Для определения действительных пластовых давлений в каждом пласте, залегающем на разных гипсометрических отметках, необходимо сделать пересчет от приведенных давлений к давлениям, соответствующим глубинам залегания пластов.

Аналогичные исследования и обработка результатов могут быть выполнены и для нагнетательных скважин. Для правильных количественных измерений дебитомерами последние оборудуются специальными легкими пакерами зонтичного типа, перекрывающими кольцевой зазор между дебитомером и обсадной колонной и управляемыми обычно с поверхности по электрическому кабелю. Такие пакеры направляют весь восходящий поток жидкости через вертушку или другой измерительный элемент прибора. Поэтому профиль притока снимается не непрерывно, а ступенчато при раскрытии пакера на каждой ступени. Иногда ограничиваются установкой дебитомера с раскрытием пакера только у верхних перфорационных отверстий каждого перфорированного интервала. При такой методике исследование упрощается, но распределение притока вдоль перфорированного интервала данного пласта не замеряется. Современные скважинные приборы являются комплексными и одновременно регистрируют такие параметры, как расход, давление, температуру, содержание воды в потоке, а также местоположение нарушения сплошности металла стальных труб. Примером такого многофункционального дистанционно управляемого с пакерующим устройством аппарата является отечественный комплексный глубинный прибор «Поток-5». За один спуск такого прибора в скважину получают информацию о пяти параметрах, в том числе о глубине спуска башмака НКТ. Дебитометрические исследования достаточно просто производить в фонтанных и газлифтных скважинах, в которых внутреннее сечение НКТ открыто и глубинный прибор беспрепятственно может быть спущен в фильтровую часть обсадной колонны. Что касается подобных исследований в скважинах, оборудованных ПЦЭН и ШСН, то в них такие исследования почти неосуществимы. В этом отношении имеются случаи спуска дебитомера на кабеле вместе с насосным оборудованием и НКТ. После пуска скважины и окончания дебитометрических исследований для извлечения прибора снова приходится извлекать колонну НКТ и насосное оборудование, причем нередки случаи повреждения и даже обрыва кабеля во время спуско-подъемных работ.