Способ определения водонефтяного контакта Советский патент 1986 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к гидродинамическим исследованиям нефтяных скважин и может быть использовано при испытании новых продуктивных объектов, а также эксплуатационньпс скважин.

Цель изобретения - повьшение точности определения водонефтяного контакта и границ переходной зоны.

На фиг. 1 изображена схема оборудования скважин с указанием границ раздела флюидов в пласте и положения водонефтераздела в скважине при отборе флюидов по НКТ; на фиг.2- то же, при прекращении отбора флюидо и выдержке скважины в течение времени, необходимого для подъема уровня водонефтераздела выше кровли продуктивного пласта; на фиг. 3 - изменени плотности флюидов по глубине, измеренные в режиме, показанном на 1 на фиг. 4 - то же в режиме, показанном на фиг. 3.

Способ осуществляют в следукяцей последовательности.

После проведения перфорации обсадной колонны ниже ВНК, спускают НКТ на глубину ниже подошвы пласта, затем вызывают приток флюида из пласта (например, методом снижения гидростатического давления на пласт) и скважину выводят на режим отбора жидкости по. НКТ. При этом уровень водонефтераздела (ВНР) опускается (за счет накопления .нефти) и, когда он достигнет башмака НКТ (этот момент определяют визуально при проявлении нефти в воде на устье скважины) , производят первый цикл измерения плотности флюидов по стволу сква жины, например гамма-плотномером (фиг. 1). После этого скважину выводят на другой режим работы, при котором отбор воды через НКТ прекращают; происходит накопление ее в затрубном пространстве и подъем уровня ВНР в затрубном пространстве, что соответствует времени начала второго цикла измерения плотности флюидов (фиг, 2). При этом промежутки времени, необходи для перемещения уровня ВНР вниз до башмака НКТ при первом цикле измерений и подъеме его от башмака НКТ вьше кровли продуктивного пласта, при втором цикле измерений зависят от соотношения дебитов притока флюидов из пласта, при работе скважины на каждом

to

115 20

25

30

35

2589902

режиме. Границы ВНК и переходной зоны определяют по сопоставлению результатов регистрации двух циклов измерений плотности флкшдов путем выявле- 5 ния мест КЗ аномальных изменений (фиг. 3 и 4).

Более подробно сущность предлагаемого способа раскрывается с по- мощьгю графических материалов.

После дополнительной перфорации обсадной колонны ниже ВНК в пласте спускают НКТ 1 в затрубное пространство 2, при этом нефть всплывает в воде вверх и образуется ВНР, местоположение которого зависит от соотношения притоков воды и нефти и интенсивности отбора их из скважины. Например, если закрыть затрубный 1ОТВОД 3 и осуществлять отбор пластовой воды через отвод 4, то уровень ВНР будет снижаться и через какой-то промежуток времени (зависит от соотношения между притоком и отбором из скважины флюидов) достигнет башмака НКТ, после чего вся притекающая из пласта нефть и вода будут извлекаться на поверхность по колонке НКТ Т через отвод 4 (фиг. 1).

Если же закрыть отвод 3 и открыть отвод 4, то вода, притекающая из пласта, будет накапливаться в стволе скваязтны и уровень ВНР в затрубном пространстве будет подниматься вверх. При этом вначале из отвода 3 будет выходить нефть, а когда уровень ВНР достигнет отвода 3, будут извле- кать воду и нефть совместно.

Измерения плотностей флюидов, например гамма-плотномером 5, происходят при положениях уровня ВНР показанных на фиг. 1 и 2.

В практике исследования Или эксплуатации скважин могут быть случаи когда воду и нефть извлекают не фонтанным способом (фиг. 1 и 2), а принудительно, например с помощью насосов, газлифта и т.д. В этом случае при наличии притока из пласта нефти и воды в стволе скважины образуется уровень ВНР и описанная выше последовательность операций при производстве измерений плотности флюидов с целью определения ВНК в пласте и границ переходной зоны остается справедливой.

45

50

55

При перемещении по стволу скважины в затрубном пространстве 2 геофи- эического прибора 5 (например, гаммаплотномера) производят запись изменения плотности флюида и то точкам аномальных изменений плотности р мес тах притока из пласта соответственно нефти, нефти с водой, воды, строят (фиг. 3), :по которому выявляют границы: нефть (Н) - переходная зона (ПЗ); ПЗ - вода (В).

Аналогичным образом при pa6ote на втором резкиме (фиг. 2) выявляют граничную линию (фиг. 4): переходная зона - вода (ПЗ-В).

Положение граничных уровней в пласте (нефть, нефть с водой, вода) будут соответствовать горизонтальным линиям, соответствующим точкам резких изменений плотности, привязанным к масштабу глубин. .

Формула изобретения

Способ определения водонефтяного контакта, включающий проведение перфорации обсадной , колонны ниже водо -

.

pyjJPiWP фвИ

2589904

нефтяного контакта, спуск башмака насосно-компрессорных труб ниже подошвы пласта, вызов притока флюидов и измерение плотности флюидов в за- 5 трубном пространстве скважины, о т- л и ч а ю щ и и с я тем, что, с целью повышения точности определения водонефтяного контакта с учетом границ переходной зоны, извлекают

O флюиды по колонне насосно-компрессорных труб до появления на устье скважины вместе с водой нефти в этот момент измеряют плотность флкйодов а затрубном пространстве

S скважины, прекращают отбор воды, проводят повторные измерения по истечении времени, необходимого для подъема уровня водонефтяного раздела выше кровли продуктивного пласта, при0 чем о положении водонефтяного контакта и границ переходной зоны судят по аномальным измененням плотности флюидов, измеренным при указанных режимах.

ФиН

yt itt т rfcH

фл.3

фп4

Редактор В. Иванова

Составитель Н. Кривко Техред Л .Сьгёйиик

Заказ 5101/33Тираж 548

ВНИИПИ Государственного комитета СССР

по делам изобр1етений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Корректор А. Обручар

Подписное

Изобретение относится к области гидродинамических исследований нефтяных скважин и может быть использовано при испытании новых продуктивных объектов, а также эксплуатационных скважин. Цель изобретения - повышение точности определения водо- нефтяного контакта (ВНК) с учетом границ переходной зоны. После проведения перфорации обсадной колонны ниже ВНК спускают башмак насосно-компрес- сорных труб (НКТ) ниже подошвы пласта и вызывают приток флюидов из пласта. После этого извлекают флюиды по колонне НКТ до появления на устье скважины вместе с водой нефти. В этот момент измеряют плотность флюидов в затрубном пространстве скважины. После зтого отбор воды прекращают и по истечении времени, необходимого для подъема уровня водонефтеразде- ла выше кровли продуктивного пласта, проводят повторные измерения. По аномальным изменениям плотности флюидов, измеренных при указанных режимах, судят о положении ВНК и, гра- S ниц переходной зоны. 4 ил. (Л к СП 00 со со