Способ послойного определения параметров пластов Советский патент 1988 года по МПК E21B47/00 E21B43/00 E21B47/10 

4

ISD

Изобретение относится к промыслово- геофизическим исследованиям скважин. Цель изобретения - повышение точности определения параметров пластов. Пускают скважину в работу одновременно через подпакерный циркуляционный кланан и низ насосно-компрессорных труб (ИКТ) для создания зоны смены направления потока в затрубном пространстве. Смещают зону смены направления потока по продуктивной толще за счет дискретного изменения дебита скважины через низ НКТ при сохранении одинаковой депрессии на продуктивные пласты. При каждом смещении измеряют дебит и берут пробу газа в НКТ выше и ниже открытого подпакерного циркуляционного клапана. На основании данных замеров температуры, дебита и анализа проб газа определяют дебит и состав газа из отдельных продуктивных пластов. Дебит скважины через низ НКТ изменяют сменой дроссельных щайб. Данный способ позволяет брать пробы и определить физико-химический состав флюида каждого отдельного пласта, перекрытого НКТ. 1 з.п.ф-лы, 1 ил. ( (Л

N

СО

Изобретение относится к области про- мыслово-геофизических исследований скважин и может быть использовано для по- .ручения данных по контролю за разработ- ((ой нефтегазовых и водоносных месторож- , jieHHH.

j Целью изобретения является повышение П очиости определения параметров пластов.

На чертеже приведены результаты про- мыслово-герфизических исследований укаПосле остановки скважины в ниппель на НКТ с устья была установлена шайба диаметром 10 мм и проведен весь комплекс измерений, который был проведен без шайбы. Дебит в НКТ ниже ПЦК, оказался равным 62,5 тыс., т. е. 25% от общего дебита. Координата ЗСНП при этом соотношении дебитов оказалась равной 1648 м (точка АЗ), т. е. ЗСНП в ЗП сместилась вниз по толщине НТ на 1648--1628 20 м. Дебит газа.

занньш способом на скважине: термограммы 10 поступаюшего через ПЦК, т. е. дебит затруб20

при различных соотношениях дебитов газа в затрубном пространстве (ЗП) и насосно- :компрессорных трубах (НКТ) ниже подпа- :керного циркуляционного клапана (ПЦК). I Способ реализуется следующим образом, .с I Пускают скважину в работу одновремен- но через открытый подпакерный циркуляционный кланап и низ ПКТ для создания зоны смены направления потока (ЗСНП) в затрубном пространстве, смещают ее по толщине продуктивной толщи за счет дискретного изменения дебита скважины через низ НКТ путем смены дроссельных шайб с помощью канатной техники с устья скважины и при каждом смещении измеряют дебит и берут пробу газа в НКТ выше и ниже открытого ПЦК, при работе скважины на одинаковой депрессии на продуктивные пласты.

На основании данных замеров температуры и анализа проб газа определяют дебит газа и состав газа из отдельных продуктивных пластов.

Способ апробирован на скважине газо- конденсатного месторождения. ПЦК в скважине находился в закрытом состоянии, поэтому сначала его открыли с устья скважины с помощью канатной техники. Затем скважину пустили в работу одновременно через открытый подпакерный циркуляционный клапан и низ НКТ. После установления квазистационарного режима работы скважины в нее был спущен скважинный дебитомер. Дебит, измеренный выше открытого ПЦК, равный общему дебиту всех пластов, оказался 250 тыс. м /сут, а дебит ниже ПЦК 187,5 тыс. м /сут. Это значит, что через

30

35

40

ного пространства, при этом увеличился с 25 до 75% всего общего дебита. Таким образом, дебит газа, поступающего с интервала 1628-1648 м, равен 75%-25% 50% всего общего дебита скважины или 125 тыс. (термограмма is).

После этого из ниппеля была извлечена шайба 10 мм и установлена шайба диаметром 7,2 мм и вновь проведен весь комплекс исследований. Координата ЗСНП, определенная по термограмме tz, оказалась равной 1670 м(точка Да), а дебит интервала 1648-1670 м равен 12% всего дебита скважины или 30 Tbic.M VcyT.

Исследования, проведенные при наличии на конце НКТ шайбы диаметром 6 мм, позволили установить, что ЗСНП сместилась на отметку 1680,5 м (точка AI). Дебит интервала 1680,5-1749 м оказался равен 8% всего дебита скважины или 20 тыс.м /сут (термо- гра.1ма t).

Данный способ позволяет повысить точность определения дебитов каждого отдельного интервала и определить физико-химический состав флюида, поступающего из него. Повышение точности определения дебитов заключается в том, что измерения производят непосредственно с помощью скважин- ного дебитомера, а не расчетным способом. Кроме того, появляется возможность брать пробы флюида каждого отдельного интервала перекрытого НКТ, по которы.м определяют физико-химический состав флюида каждого отдельного пласта или его интервала.

Формула изобретения

низ НКТ поступает

187,5

всего

дебита скважины, а остальные 25% поступает через ПЦК. Далее при работе скважины с тем же соотношением дебитов в ЗП и НКТ ниже ПЦК, в скважину был спущен термометр и снято распределение температуры 1 (см. чертеж) в НКТ по толщине ПТ. При тщательном анализе термограммы t. в более крупном масштабе определена координата ЗСНП точка А4, которая оказалась равной 1628 м. Таким образом, все пласты, которые расположены выше этой отметки 1гри общем дебите скважины, равном 250 тыс. M VcyT, дают 25% всего дебита газа скважины, равного 62,5 тыс. м 7сут.

После остановки скважины в ниппель на НКТ с устья была установлена шайба диаметром 10 мм и проведен весь комплекс измерений, который был проведен без шайбы. Дебит в НКТ ниже ПЦК, оказался равным 62,5 тыс., т. е. 25% от общего дебита. Координата ЗСНП при этом соотношении дебитов оказалась равной 1648 м (точка АЗ), т. е. ЗСНП в ЗП сместилась вниз по толщине НТ на 1648--1628 20 м. Дебит газа.

0

5

с

0

5

0

5

0

5

ного пространства, при этом увеличился с 25 до 75% всего общего дебита. Таким образом, дебит газа, поступающего с интервала 1628-1648 м, равен 75%-25% 50% всего общего дебита скважины или 125 тыс. (термограмма is).

После этого из ниппеля была извлечена шайба 10 мм и установлена шайба диаметром 7,2 мм и вновь проведен весь комплекс исследований. Координата ЗСНП, определенная по термограмме tz, оказалась равной 1670 м(точка Да), а дебит интервала 1648-1670 м равен 12% всего дебита скважины или 30 Tbic.M VcyT.

Исследования, проведенные при наличии на конце НКТ шайбы диаметром 6 мм, позволили установить, что ЗСНП сместилась на отметку 1680,5 м (точка AI). Дебит интервала 1680,5-1749 м оказался равен 8% всего дебита скважины или 20 тыс.м /сут (термо- гра.1ма t).

Данный способ позволяет повысить точность определения дебитов каждого отдельного интервала и определить физико-химический состав флюида, поступающего из него. Повышение точности определения дебитов заключается в том, что измерения производят непосредственно с помощью скважин- ного дебитомера, а не расчетным способом. Кроме того, появляется возможность брать пробы флюида каждого отдельного интервала перекрытого НКТ, по которы.м определяют физико-химический состав флюида каждого отдельного пласта или его интервала.

Формула изобретения

. Способ послойного определения параметров пластов, вскрытых единым фильтром в скважинах с перепущенными ниже подощ- вы продуктивной толщи насосно-компрессор- ными трубами, оборудованными пакером и подпакерным циркуляционным клапаном выше кровли продуктивных пластов, включающий пуск скважины в работу через подпакерный циркуляционный клапан, измерение дебита и распределения температуры в пределах продуктивной толщи, отличающийся тем, что, е целью повышения точности определения параметров пластов, пускают скважину в работу одновременно через подпакерный циркуляционный клапан и низ насосно-компрессорных труб, дискретно изменяют дебит скважины через низ насоснокомпрессорных труб, после каждого изменения измеряют дебит и берут пробу газа в насосно-компрессорных трубах выше и ниже нодпакерного циркуляционного клапана, при работе скважины на одинаковой депрессии на пласты, а на основании данных- замеров

п гъ zif c г/ г;,5 / Ц5°с 2 п п°с

I Ш

3

т

ш

т

т

определяют дебит и состав газ отдельных продуктивных пластов.

Термог етрид