Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин

Продуктивный пласт неоднороден по физическим свойствам и поэтому приток жидкости и газа в скважи­ну по мощности пласта распределяется неравномерно. На профиль притока значительно влияют загрязнения, вно­симые в призабойную зону пласта при его вскрытии и разработке. Для своевременного принятия мер по увеличе­нию разрабатываемой мощности пласта и правильного выбора воздействия на забой изучается профиль притока. Для этого используются глубинные дебитомеры (расходомеры). Дебитомеры или расходомеры перемещаются вдоль перфорированного интервала и позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добы­вающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили по­глощения).

Рис. 6.5 Профиль притока.

На рис. 6.5 показан профиль притока, снятый глубинным дебитомером. Как следует из этого рисунка, приток жидкости в скважину происходит лишь в двух интервалах (1 и 2).

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участие в общем дебите отдельных пропластков, о результа­тах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения погло­тительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным изме­рением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины. Изучение профилей притока, снятых при различных режимах эксплуатации скважины с одновременным измерением забойного давления на каждом из режимов, позволяет оценить продук­тивность и свойства каждого пласта.

Понятие о термодинамических методах исследования скважин.

Термодинамические исследования позволяют изучать распределение температуры в длительно простаи­вающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический гра­диент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.

Изменение температуры Т недр Земли с глубиной z (естественная геотерма) можно представить уравнени­ем:

Т = То + Г-z (6.22) где То - температура нейтрального слоя; Г геотермический градиент ( в среднем равен 0,033 °С/м).

Рис. 6.6 Распределение температуры по стволу скважины.

Тг - геотерма - естественное распределение температуры в неработающей скважине; Т„ - термограмма - распределение температуры в работающей скважине.

Если То привести к уровню поверхности Земли, то под z можно по­нимать не глубину от нейтрального слоя, а глубину залегания пород от по­верхности Земли. В добывающей скважине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие породы, причем со временем t распределение тем­пературы стабилизируется. Геотерма и термограммы используются при проектировании и анализе эксплуатации скважин.

Фильтрация в скважину вызывает дроссельный эффект. При при­токе воды и нефти поток нагревается, а при притоке газа - охлаждается. По термограмме можно оценить условия и радиус зоны выпадения парафина в пласте. При притоке однородной нефти дроссельные эффекты незначи­тельны (температура нефти может повышаться всего на 0,4-0,6 °С при де­прессии около 1 МПа). На термограммах, снятых в остановленных скважинах, выделяют аномалии температуры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, снятых после остановки нагнетательных скважин, что позво­ляет выделить поглощающие пласты.

Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в про­должительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при постоянном отборе. Потоки из каждо­го пласта, имея различную температуру и последовательно смешиваясь, обуславливают скачкообразное изменение температуры потока смеси. Термометрия позволяет также определить места нарушения герметичности колонн, пе­ретоки между пластами и др.