Определение мощности отдающих и поглощающих

интервалов

1. Мощности отдающи, (поглощающих) интервалов опреде­ляются по результатам комплексной интерпретации данных иссле­дования притока (приемистости) в скважинах методами механиче­ской и термокондуктивной дебитометрии-расходометрии, а также измерений методом высокочувствительной термометрии в дейст­вующей и затем остановленной на короткое время скважине. В сложных случаях к решению задачи привлекаются результаты исследований, основанных на закачке в пласт меченого вещества. Кроме того, при определении отдающих интервалов в скважинах с застойной водой и в обводненных скважинах используются дан­ные методов исследования состава смеси в стволе скважины. В об­водненных скважинах к интерпретации привлекаются и данные исследования нефтеводонасыщенности пластов методами РК. 

1. Выявленные мощности отдающих (поглощающих) интерва­лов сопоставляются с эффективными мощностями, вскрытыми пер­форацией, и устанавливаются возможные причины их несоответ­ствия между собой.
2. Эффективные мощности определяются по данным промысло-во-геофизических исследований бурящихся скважин с использова­нием предварительно установленных граничных величин промысло-во-геофизических параметров, разделяющих породы на типы кол­лекторов н неколлекторов. Граничные величины устанавливаются по результатам сопоставления промыслово-геофизических парамет­ров с данными поинтервальных испытаний скважин.
3. При интерпретации результатов исследований следует пом­нить, что соответствие меж_Ау интервалами притока (приемистости) и отдающими (поглощающими) интервалами имеет место при условии совершенного вскрытия пласта и герметичности цементного кольца в интервале перфорации. Эти условия на практике часто не выполняются, следствием чего является несоответствие интервалов притока (приемистости), установленных в скважине методами де­битометрии-расходометрии, истинным отдающим (поглощающим) интервалам. Кроме того, при интерпретации следует учитывать не­совершенство методов и аппаратуры, используемых для выявления интервалов притока (приемистости), неполную пакеровку прибора, ограниченные чувствительность и диапазон измерений, влияние состава движущейся смеси, характер истечения жидкости из пер­форационных отверстий, деформации колонны в интервале перфо­рации на показания приборов и т. д.
4. Определение отдающих (поглощающих) интервалов осуще­ствляется в два этапа:

а)   выявление отдающих (поглощающих) пластов;

б)   выявление отдающих (поглощающих) интервалов в преде­
лах каждого пласта.

Выявление отдающих (поглощающих)   пластов

1. Все пласты, против которых фиксируется приток (приеми­стость) по данным дебитометрии-расходометрин, считаются отдаю­щими (поглощающими). Для выявления отдающих (поглощаю­щих) пластов, не выделяемых по данным дебитометрии-расходо­метрин, к интерпретации привлекаются данные термометрии, проведенной в действующей и затем остановленной на короткое время скважине. В эксплуатационной скважине для решения этой задачи используются и данные методов исследования состава смеси в стволе скважины. В особо сложных случаях применяется метод меченого вещества.
2. Нижняя граница притока (приемистости) в скважине уста­навливается по результатам исследований тремя методами: тер­мометрии,   механической   и   термокондуктивной   дебитометрии.

В эксплуатационной скважине нижняя граница притока, уста­новленная по данным механической дебитометрии, как правило, располагается выше истинной, что обусловлено недостаточной по­роговой чувствительностью применяемых приборов (обычно 5— 10 м³/сут). По этой же причине при малом дебите нижнего пласта его работа может не фиксироваться механическими дебитомерами.

Наиболее надежно нижняя граница притока определяется по данным термометрии. При установившемся тепловом режиме пла­ста расчетная величина аномалии ДГ против нижнего отдающего пропластка (положительное приращение температуры за счет дрос­сельного эффекта) равна (0,04-н 0,06) Ар при работе пласта нефтью и ДГ»0,02 Ар при работе пласга водой. При работе пласта нефтью с водой аномалия AT имеет промежуточные величины, если значение измеренной температурной аномалии близко к расчет­ному, пласт считается отдающим. При меньшей аномалии интер­претация становится неопределенной и возможны два случая: дав­ление в пласте оказалось ниже расчетного или приток из пласта прекратился, а естественная (геотермическая) температура против пласта еще не восстановилась. В последнем варианте температур­ная аномалия будет иметь более расплывчатый характер и умень­шаться со временем. Величина температурной аномалии может уменьшаться или даже изменить знак и в случае, когда пласт дли­тельное время обводняется снизу закачиваемыми холодными во­дами (фронт охлаждения прошел через скважину). Кроме того, при интерпретации термограмм следует помнить, что данные тер­мометрии позволяют выделять подошву нижнего отдающего ин­тервала и в том случае, когда при засорении нижних перфорацион­ных отверстий или некачественном вскрытии пласта начало при­тока в скважину будет располагаться выше подошвы (рис. 64). В тех случаях, когда термограмма надежно не интерпретируется, нижняя граница притока определяется по термодебитограмме.

Пороговая чувствительность термодебитомера выше пороговой чувствительности механического дебитомера.В частности, термоде-битомер способен обнаружить притоки и при капельном истечении

Рис  64   Выделение подошвы отдающего интервала по данным термометрии при засорении нижних перфорациоьг ых отверстии.

Скв   515, Мамонтовское  месторождение   / — подошва  отдающего  пласта,   // — верхняя   гра­ница осадка

нефти в воду. (Капли нефти, всплывая в воде, создают на своем пути локальную турбулентность, действующую на термодатчик.) При небольшой величине зумпфа или когда зумпф в скважине за­полнен осадком, выделение нижней границы притока затруд­нено, так как переход прибора из осадка в воду и отрыв прибора от забоя отражаются на термодебитограмме аномалией, анало­гичной аномалии, соответствующей началу притока флюида в сква­жину.

1. Выявление малодебитных пластов, расположенных выше вы-сокодебитных, по данным дебитометрии и методов исследования состава смеси весьма ненадежно. При выделении таких пластов используются термограммы, записанные после остановки сква­жины, при условии, что время работы пласта было достаточным для установления в нем стационарного режима теплового поля. Если интерпретация данных термометрии неоднозначна, для выяв­ления таких пластов используют результаты закачки меченого ве­щества.
2. В скважине, эксплуатирующей многопластовую залежь од­ним фильтром, часть перфорированных пластов может не отдавать флюид (поглощать) по следующим причинам:

а)   коллекторские свойства пласта ухудшенные и градиент дав­ ления между скважиной и пластом недостаточен, чтобы вызвать
в нем фильтрацию флюида;

б)   прискважинная зона засорена (глинистым раствором, пара­ фином, смолами и т. д.) и проницаемость ее недостаточна для фильтрации флюида;

в) пластовые давления упали ниже предельных, при которых происходит фильтрация для данных забойных давлений.

10. Анализ причин отсутствия притока флюида из пласта реко­мендуется проводить в следующем порядке.

а) на основании корреляционных зависимостей между промыс-лово-геофизическими параметрами и проницаемостью k_np коллек­торов дается оценка возможного дебита Q из анализируемого пласта, исходя из прямой пропорциональности между произведе­нием коэффициента проницаемости на мощность и дебитом для од­нотипного флюида:

 — мощность пропластка н его проницае­мость для изучаемого пласта и опорного пласта с известным деби­том Qon и той же депрессией, что и для изучаемого пласта.

На основании такой оценки выявляются пласты, дебиты из ко­торых будут ниже разрешающей способности методов исследова­ния. Если дебит из пласта на два порядка ниже суммарного, такой пласт может быть исключен из эффективной мощности эксплуата­ционного объекта. Затем выявляются пласты, возможный дебит из которых соизмерим с дебитамн из заведомо работающих пластов (т. е. пласты с достаточно высокой потенциальной продуктив­ностью). Расчетные дебиты по пластам сравниваются с фактиче­скими, измеренными дебитомерами (расходомерами).

б)  Для установления причины отсутствия притока флюида (приемистости) из пластов с достаточно высокой потенциальной продуктивностью (по расчетному дебиту) производится сопостав­ ление разрезов эксплуатационной и ближайших нагнетательных скважин (рис. 65). На основании такого сопоставления анализи­ руется воздействие закачки на исследуемые пласты: наличие или отсутствие гидродинамической связи между одноименными пла­ стами в нагнетательной и эксплуатационной скважинах, их при­ емистость и т. д. По результатам такого сопоставления можно сде­ лать вывод о вероятной причине отсутствия притока. в)   Если отсутствие притока нельзя объяснить недостаточным

воздействием закачки и, вследствие этого, снижением пластового давления, то возможной причиной отсутствия притока может быть
несовершенство вскрытия или засорение фильтра. Для проверки этого предположения производится анализ предыдущих исследо­ ваний эксплуатационной характеристики пластов в скважине и промысловых данных, в частности изменения дебита во времени.
Особое внимание уделяется записи локатором муфт и перфориро­ ванных интервалов, так как одной из причин отсутствия притока
может быть ошибка в перфорации.

Рис 65 Сопоставление профилен приемистости в нагнетательных скв 61 и 522 с профилями притока в эксплуатационных скв 451 и 452 по данным механической дебнтометрии.

Арлан1_кое месторождение

В заключение по скважине для каждого неработающего перфо­рированного пласта должна быть указана наиболее вероятная при­чина отсутствия притока (приемистости) с обоснованием выводов.