Способ определения продуктивных интервалов в нефтяных пластах Советский патент 1991 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к скважин- ной разработке нрфтяньгх месторождений с порово-трещинными коллекторами, не содержащими воду.

Цель изобретения - повышение точности определения продуктивных интервалов необсаженных пластов за счет стратификации измеряемого потока флюида.

На фиг.1 представлены резупьтаты термометрии, расходометрии и влаго- метрии в скважине; на фиг.2 - результаты термометрии, расходометрии, влагометрии и плотнометрии.

Способ осуществляют следующим образом.

Перед исследованием ствоп скважины в интервале необсаженьон части заливают тяжелой не смешивающейся с нефтью жидкостью с плотностью, превышающей плотность нефти. Затем на забой скважины опускают беспакерный дебитометр, а скважину запускают в работу с дебитом, не нарутающим динамической стратификации. При этом плотность не смешивающейся с нефтью жидкости и дебит на 1 м толщины работаютих пропластков выбирают в соответствии с условием

VCIKC

Рр

+ 2 (К - °

где QMYW П лиакс соответс1Гвенно минимальное и максимальное значения дебита на 1 м толщины про- дуктивных интервалов обеспечивающих стратификацию потока флюида (Пд,пИ 1 м3/сут); Рр, РЙ соответственно плотность не смешивающейся с нефтью жидкости и нефти в пластовых условиях.

Выделение работающих нефтяных интервалов происходит следующим образом.

В зависимости от местоположения прибора рассмотрим 3 случая:

прибор (дебитомер, плотномер или влагомер) находится ниже нижнего нефтяного прослоя. В этом случае в чувствительной части прибора на- ходится жидкость, закачанная в скважину, ее физические характеристики регистрируются прибором}

прибор находится напротив нефтяного работающего прослоя. Потоки нефти из этого прослоя имеют составляющую скорости, перпендикулярную направлению прибора, что позволяет нефти войти в его чувствительную часть, вытесняя находившуюся там жид- кость. В данном случае регистрируются физические параметры нефти;

прибор находится выше нефтяного прослоя. Нефть барботирует через столб жидкости вдоль ствола скважи- ны, параллельно направлению движения прибора, не проходя через его чувствительную часть, В этом случае регистрируются физические свойства закачанной жидкости.

Благодаря явлению динамической стратификации для выделения пропластков может быть использован не только дебитометр, но также влагомер и плотномер, которые раньше для повышения надежности выделения продуктивных пластов не использовались. Эти приборы можно использовать последовательно. Для этого в работающей скважине снимают диаграммы механического дебитомера, плотномера и влагомера, При установившемся режиме фильтрации границы интервалов притока из пласта соответствуют границам изменения плотности смеси на диаграммах плотномера, которые соответствуют границам изменения диэлектрической проницаемости на диаграмме влагомера. По механическому дебитомеру нижняя граница работающего интервала отбивается по началу резкого изменения скорости вертушки в сторону увеличения показаний, а верхняя граница отбивается по резкому нижению скорости ее вращения.

При использовании приборов, пропускающих часть потока через внутренние каналы, возможны деформация стратифицированного состояния или потеря устойчивости его с полным смешением двух жидкостей. Это, как правило, наблюдается при резком различии толщин двух соседних слоев нефти или продуктивности соответствующих пропластков. Для повышения-надежности способа в этих условиях путем исключения у, ловий для нарушения стратификации в скважину опускают перфорированный хвостовик до залива тяжелой жидкости.

При этом следует учитывать диаметр перфорированного хвостовика. Диаметр хвостовика должен быть так соизмерим с диаметром прибора, чтобы внутри него сохранились перемычки вода - нефть в неработающих интервалах при движении прибора или чтобы прибор не вытеснял жидкость из хвостовика при подъеме. В этом случае в интервале исследования основной выходящий поток флюида движется между стенками скважины и хвостовиком. Внутри хвостовика происходит разделение слоев на нефть - жидкость против работающих интервалов и на жидкость - нефть против неработающих интервалов.

Пример 1, Исследовался пласт в интервале 2754-2775 м. В качестве рабочей не смешивающейся с нефтью жидкости использовали раствор CsCl- с плотностью 1,28 г/см . Плотность нефти 0,7 г/см . Дебит скважины составлял 24 м /сут. Работающая толщина пласта 15,4 м. Таким образом, дебит составил 1,4 м /сут на 1 м ра- бо ающей толщины пласта. Дифференциация по плотности в 1 ,8 раза при дебите 1,4 мэ/сут на метр работающей толщины пласта обеспечивает стратификацию измеряемого потока флюида. Скважина была исследована механическим дебитометром. Для сравнения был использован опытный высокочувствительный термометр. Дебитометром проводились две записи: основная и контрольная (вторая по точкам). Скважина бы- ла оборудована 2,5-дюймовым хвостовиком, подвешенным на лифтовых трубах,

Диаграмма интерпретации по деби- тометрии и термометрии приведена на фиг,1. Выделенные продуктивные интервалы обозначены знаком в колонне интервалов притока. Выделенные по показанию дебитометра интервчлы подтверждаются термометрическим мето- дом.

Пример 2. Скважина оборудована 4-дюймовым хвостовиком в интервале открытого забоя, подвешенным на лифтовых 2,5-дюймовых трубах. За- бой заполнен раствором CaCl с плотностью 1,07 г/см . Плотность нефти 0,7 г/см . Дифференциация по плотности в 1,5 раза. Скважина была исследована методом механической дебитомет- рии в феврале с дебитом 42 м /сут на 22 м работающей толщины. Таким образом, дебит составил 1,9 м3/сут на 1 м работающей толщины. При дифференциации по плотности в 1,5 раза и де- бите равном 1,9 м /сут на метр работающей толщины, стратификация обеспечена (фиг,2),

Далее скважина была исследована методом влагометрии и термометрии, В этом случае дебит составлял 30 м /cy на 22 м работающей толщины. Дебит составил Ј.1,4 на 1 м работающей топщины пласта, при той же дифференциации плотностей в 1,5 раза стра- тификация обеспечена.

Как видно на фиг,2, границы основных работающих интервалов притока полностью соответствуют друг другу на всех диаграммах. Выделенные ин- тервалы обозначены знаком в колонке интервалов притока на фиг.2, Способ позволяет надежно выделять продуктивные интервалы как в обсаженных,

так и в необсаженных скважинах в кол лекторах гранулярного, трещино-поро- вого и трещинного типа. Данный способ позволяет использовать такие приборы, как плотномер и влагомер дл выделения нефтяных притоков.

Формула изобретения

1. Способ определения продуктивных интервалов в нефтяных пластах, включающий вызов притока пластового флюида в скважину и определение продуктивных интервалов по данным измерения физических характеристик флюида по оси ствола скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения продуктивных интервалов необсаженных пластов за счет стратификации измеряемого потока флюида, ствол скважины в исследуемом интервале до вызова притока пластового флюида заполняют не смешивающейся с нефтью жидкостью, а измерения физических характеристик флюида ведут при дебите нефти и плотности не смешивающейся с нефтью жидкости, отвечающих условию

Рр

макс

™+2 Т 1}

где Чмии и чмякс соответственно минимальное и максимальное значения дебита «а 1 м тол- j. щины продуктивных интервалов, обеспечив анмцих стратификацию потока флюида

( MJ/CYT),

м Vcyr;

i - соответственно плотность не смешивающейся с нефтью жидкости и нефти в пластовых условиях, г/см ,

2, Способ по п. 1,от 1 и ч а гс- щ и и с я тем, что физические характеристики потока флюида измеряют в стволе скважины, оборудованной перфорированным хвостовиком.

рри р(

Изобретение относится к скважин- ной разработке нефтяных месторождений. Цель изобретения - повышение точности определения продуктивных интервалов необсаженных пластов за счет стратификации измеряемого потока ф.1поида. До вызова притока пластового флюида ствол скважины в исследуемом интервале заполняют не смешивающейся с нефтью жидкостью. Определение продуктивных интервалов производят по данным измерения .-физических характеристик флюида при притоке пластового флюида в скв-глашу. При исследовании дебит НРФТИ и плотность не смешивающейся с -(ефтью жидкости (рр) отвечают условию qMCI№ qMV,4+2(pp/pH-i), 1Де q/MUH , qMa«- соответственно минимальное и максимальное значения дебита на 1 м топщины продуктигных интервалов , обеспечивающих стратификацию мин потока флюида в скважине (t 1 м / сут); Пи - плотность нефти в пластовых условиях. Для сохранения стратификации потока флюида в момент измерения его физических характеристик ствол скважины оборудуют перфорированным хвостовиком. 1 з,п. ф-лы, 2 ил. S (Л