Способ определения интервалов притока пластового флюида в скважине Советский патент 1984 года по МПК E21B47/00 E21B47/10 

Изобретение относится к нpo Iыcлoво-гео(}изическим исследованиям скважин и может быть использовано для выделения количественной оценки и работающих интервалов нефтегазовых скважин.

Известен способ определения профиля притока пластового флюида в действующей скважине путем введения индикаторного вещества с постоянными расходами в затрубное пространство на устье скважины и последующего измерения геофизическим прибором концентрации индикаторного вещества, по изменению которой судят о профиле притока пластового флюида П .

Недостатком известного способа является то, что при наличии погло щаклцих пропластков в разрезе скважины будет наблюдаться искахсение зарегистрированной кривой, не связанное с измене1мем интенсивности притока флюида работающих интервалов.

Наиболее близким к изобретению по (Jнзичecкoй сущности и достигаемому результату является способ опред ления интервалов притока пластового сЬпюида в действующей скважине путем замера температуры вдоль ствола сквжины 21 .

Рааиирание газа при поступлении из пласта в скважину обычно сопровождается его охлаждением (эффект Джоуля-Томпсона).В результате проти газоотдающих интервалов наблюдается температурная аномалия.

Недостатком этого способа является обязательное наличие большой депрессии на пласт. При малой депресии на пласт работанялдй интервал не будет отличаться температурной аномалией и приведет к неправильному истолкованию кривых и неточному выделению работающих интервалов.

Целью изобретения является повышение достоверности выделения интервалов притока,

Цель достигается тем, что согласно способу определения интервалов притока пластового гЬлкида в скважине, включагацему измерение температуры в скважине, одновременно с измерением температуры регистрируют радиальные по отношению к стволу скважины продольные сейсмические колебания, а интервалы притока флкида определяют по соотноше798272

ниго амплитуд колебаний низкой частоты, соответствующих измерениям температуры, и колебаний высокой частоты, соответствующих регистрируемым 5 сейсмическим колебаниям.

На фиг. приведена общая схема функциональных блоков, реализующая предлагаеьый способ; на фиг.2RC-генератор скважинного термомет10 ра; на фиг. 3 - кривые регистрации термометрии, полученные известным и предлагаемым способом.

Способ осуществляют следующим образом.

15В действующую скважину 1 на каротажном кабеле 2 в интервал продуктивного гшаста 3 опускается комплексный скважинный прибор 4, состоящий из-датчика температурм 5, сейс20 модатчика 6 и генератора 7. Под действием температуры выходящего потока газа изменяется сопротивление термодатчика 5, которое изменяет частоту генератора 7, Сигнал с

25 генератора 7 частоты поступает по кабелю 2 на усилитель-демодулятор 8, а затем на регистратор 9. В то же время с.ейсмодатчик 6 под действием потока газа, поступающего из плас,р та 3, регистрирует низкочастотные колебания, которые также модулируют частоту генератора 7 и поступают также на усилитель-демодулятор 8 и регистратор 9, Питание осуществляют блоком 10.

Как известно, сквахсинная часть серийного термометра типа ТЭГ представляет собой управляемый по частоQ те RC-генератор Г (фиг.2). Он состоит из усилителя (на схеме не показан), охваченного положительной обратной связью через частотно-определяющую RC-цепь, Последняя включает в себя

j два конденсатора С и С и резисторы R. Таким образом, изменяя емкости конденсаторов или ног-мналы резисторов, либо оба параметра вместе, можно управлять частотой генера0 °Р Термочувствительные резисторы R определяют частоту колебаний генератора, период которых находится в линейной зависимости от их сопро5 тиалений, а следовательно, и от температуры

Т 2iTRoC(, oct То i- cttl, период колебаний; Тд- период колебаний при темпе ратуре Ос ; сопротивление термометра п Подключив параллельно конденсат рам С и С 2 преобразователь П сейс моприемника, выполненньш в виде сп ренного конденсатора переменной ем кости С и Сл) можно управлять периодом колебаний генератора в лин ной зависимости от колебаний скважинного снаряда. При этом период колебаний генератора можно выразить формулой T 2nRo(l4oi,t)cll±p), где X - перемещение инертной массы сейсмоприемника от среднег показания; Р - постоянная преобразователя характеризуклцая изменения емкости в зависимости от п ремещения инертной массы; bi - температурный коэффициент сопротивления термоплеч; t - температура окружающей сре ды; С - емкость конденсатора. Поскольку частота колебаний гене ратора составляет порядка 3300 Гц, при этом вел(шины емкости С , и С равны 0,066 мкФ каждая, выбирают емкость каждой секции преобразоват ля в 500 мкФ, При этом емкость секции преобразователя при среднем (нулевом) положении сейсмометра сос тавляет 250 пикофарад. При максимал ном вхождении пластин емкость сост ляет 500 пкФ, при р-шнималыгом 10 пкФ. При изменении емкости преобразователя от максимального до минимального девиация частоты колебани генератора составляет 24,7 Гц, что является достаточным для регистрации наземным пультом. 1 Пример. Скважинный термо|метр типа ТЭГ с приставкой узла сейсмодатчика с емкостным преобразователем опускают в скважину. После подключения скважинного прибора Д к карогажнот кабелю 2 подают стабилизированное напряжение 250 В постоянного тока. Устанавливают масштаб записи прги помощи калибровочных устройств в позицию 7 20 и . Устанавливают требуемый масштаб записи температурной кривой. Масштаб записи от сейсмодатчика устанавливают таким образом, чтобы при максимальном колебании (25 Гц) отклонения бликов гальванометра составляло 5 см на шкале регистратора. Таким образом, масштаб записи соответствует 8 Гц на 1см. Запись производится при спуске прибора. В интервале продуктивного пласта термодатчик 5 (фиг.1), реагируя на температуру выходящего потока газа, изменяет частоту генератора 7 и сигнал изменения частоты генератора поступает по кабелю 2 на поверхность в регистрирующее устройство 9. Одновременно сейсмодатчик 6 с емкостным преобразователем для регистрации горизонтальных колеба 1ий отмечает поперечные колебания создающиеся выходящим флюидом. Эти колебания перемещают инертную массу сейсмодатчика, в качестве которой используются подвижные секции конденсатора переменной емкости С и С2(фиг.2). При изменении емкости преобразователя от максимального до минимального девиация частоты колебаний генератора составляет около 25 Гц, что является достаточным дпя регистрации наземным пультом. Сигнал от сейсмодатчика регистрируется совместно с кривой термограммы, накладываясь на которую, отмечает участки выходящего флюида, вызывающего колебания прибора. Интервал притока пластового фпкида определяют следующим образом (фиг.З). В пласты А,Б,Г пропускают газ, в пропласток В газ не подается, в пропласток Д подается вода. Кривая II, представленная на фиг,3, зарегистрирована по известному способу-прототипу.Кривая 12 выражает предлагаемый способ. На кривой 11 отмечается общий характер отклонения кривой в сторону уменыпения температур за счет дроссельного эффекта, возникающего за счет перепада давления. Отдельно же каждый пропласток на кривой I1 термометрии не отличается, а пласт Д вообще не реагирует на приток воды, а лищь регистрирует ее температуру от уровня жидкости и ниже.

На кривой 12 суммарного термо,сейсмоэффекта интервалы газоотдаищих пластов (пласты А,Б,Г) фиксируются отрицательными аномалиями температуры и относительно большими амплитудами сейсмоколейаний.

Интервал водоотдающего пласта (д (фиксируется относительно повышенными амплитудами сейсмоколебаний, и в связи с притоком в скважину пластовой жидкости - положительной аномалией температуры.

Из анализа кривых 1 1 и 12 видно, что кривая, выражающая суммарный эффект термо- и сейсмоколебаний, позволяет повысить достоверность исследований. Экономическая эффективность от использования прелагаемого способа возникает за счет SKOHOMiiH времени, необходимого для выделения обводненного интервала в действующей газовой скважине с ее остановкой, задавливанием раствора

и последующего проведения геофизических исследований.

При этом закачка раствора, подъем насосно-компрессорных труб и проведение геофизических исследований по одной скважине составляет около 1250 руб.

Ежегодно затраты по определению профиля притока 50 скважин состав0ляют 1250x50 72500 руб.

Кроме того, при проведении этих работ скважины простаивают в среднем около J мес. При среднесуточ5ном дебите 100 тыс. м сут на каждой скважине потери газа из-за простоя скважины составляют 100 тыс. X 30 дн.х 50 СКВ. 150000 тыс. .

При стоимости товарного газа 1 тыс. м 0,9 руб. стоимость газа составляет 150000x0,9« 134000 руб. Экономический эффект составит 72500 руб.+134000 руб. 206400 руб. в год.

qjus.Z

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ПРИТОКА ППАСТОЮГО ФЛЩЦА В СКВАЖИНЕ, включающий измерение температуры в скважине, отличающийся тем, что, с цепью повышения достоверности выделения интервалов притока, одновременно с измерением температуры регистрируют радиальные по отношению к стволу скважины продольные сейсмические колебания, а интервалы притока фпюида определяют по соотношению амплитуд колебаний низкой•частоты, соответствующих измерениям температуры, и колебаний высокой частоты, соответству- кщих регистрируемым сейсмическим колебаниям.сл