Способ определения продуктивных интервалов в нефтяных пластах

с Е 21 В 47/ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОЧНРЫТИЯМПРИ ПНТ СССР ПИСА ИЗОБРЕТЕН Н АВТОР(21) 4667679 (22) 30,2,8 (46) 30.01.9 (71) Западно довательский Флюида. До вызона притока пластовао Флюида ствол скважины в исслЕдуемом интервале заполняют не смешивающейся с нефтью жидкостью, Определение продуктивных интервалов гроиэводят п данным измерения;Физических характеристик флюида при гритоке пластовогоа в скв .жину, гри исследованиине и плотность не смешиваю 1. Бюл. В 4-Сибирский научгеологоразведо о-исспеный нефт нои институт (72) Р.И.Мед и В.Р.Медвед (53) 622,241 (56) Руковод лоно-геофиэ(0888)ство по флюид дебит щейся ют с фти еф с тью жидкости) отвечаУ лою мас Чмрц 2я 1) ф где с о - соответственно минимин ф мсиксмальное и ма,.симальвое значения дебита на 1 м топщины продуктигных интервалов, обеспечивающих стра гификацию потока Флюида н скважине ( ,"1 м /сут); )к - плотность нефти н пластовых условиях, Для сохранения стратификации потока Флюида в момент изм его физических характеристик скважины оборудуют перфорированным хвостоником, 1 з,п. ф-лы, 2 ил,1 нию промыстя контместо ических методов д аботкой нефтяных Недра, 978, сроля за ррождений,139-159,8/-92 ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВ НИХ НЕФТЯНБХ ПЛАСТАХ етение относится к 1 х место отке нефтя изобретени ерения ствол повышение дуктивных инт астов за счет ия и деле саже меряемого потока и пособ осуществляют следующим обе относится к скважине нефтяных месторождений Изобретенной разработс порово-тресодержащимиЦель иэобности опредевалов необсастратификаци иными коллекторами,дв ред иссл н интерв ают тяже.,е инь 1 е смешивающеися с вали нефт вьпна ю жидкос щей плот а счет тока Ф енных пласто измеряемого скважинь ометр, а у с дебит кой страт ость не с сти и деб На Ф дебит работ мичес плоти жидко резупьтаты ии и влаго- .2 - ре- ходометрии едс тавлень ии, расходометр скважине; на фитермометрии, ра ии и плотнометр термоме метрии эультаты влагомет(54) СПОСО ИНТЕРВАЛОВ (57) Иэобр ной разраб ний, Цель ности опре валов необ стратифика МУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ ения - повышение точия продуктивных интердованием ствоп сквале необсаженлой части ью с плотностью, преость нефти. Затем на опускают беспакерный скважину запускают н ом, не нарушающим дина ификации. При этом мешинающейся с нефть ит на 1 м толщины работаюших пропластков выбирают в соответствии с условиемР1 макс 1 минф ) фгде Чмии, смак - соответственно минимальное и максимальное значения дебитана 1 м толщины продуктивных интервалов,обеспечивающих стратификацию потока флюида (1 мпии /сут) 3 15- соотве тс твенно плотность не смешивающейся с нефтью жидкостии нефти в пластовыхусловиях, 20Выделение работающих нефтяных интервалов происходит следующим образом,В зависимости от местоположения 25 прибора рассмотрим 3 случая:прибор (дебитомер, йлотномер или влагомер) находится ниже нижнего нефтяного прослоя. В этом случае в чувствительной чести прибора на ходится жидкость, закачанная в скважину, ее физические характеристики регистрируются приборомприбор 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 барботигует 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, 50Благодаря явлению динамической стратификации для вьщеления пропластков может быть использован не только дебитометр, но также влагомер и плот- номер, которые раньше для повышения надежности выделения продуктивных пласТов не использовались, Эти приборы можно использовать последова" тельно, Для этого в работающей скважине снимают диаграммы механическогодебитомера, плотномера и влагомера,При установившемся режиме фильтрацииграницы интервалов притока из пластасоответствуют границам изменения плотности смеси на диаграммах плотномера,которые соответствуют границам изме"нения диэлектрической проницаемостина диаграмме влагомера. По механическому дебитомеру нижняя граница работающего интервала отбивается по началу резкого изменения скорости вертушки в сторону увеличения показаний, а верхняя граница отбивается порезкому снижению скорости ее вращения.При использовании приборов, пропускающих часть потока через внутренние каналы, возможны деформация стратифицированного состояния или потеряустойчивости его с полным смешениемдвух жидкостей, Это, как правило,наблюдается при резком различии толщин двух со едних слоев нефти илипродуктивности соответствующих пропластков, Для повышения надежностиспособа в эих условиях путем исключения . повий для нарушения стратификации в скважину опускают перфорированный хзостовик до залива тяжелой жидкости,При этом следует учитывать диаметр перфорированного хвостовика.Диаметр хвостовика должен быть таксоизмерим с диаметром прибора, чтобы внутри него сохранились перемычки вода - нефть в неработающих интервалах при движении прибора или чтобыприбор не вытеснял жидкость из хвостовика при подьеме, В этом случаев интервале исследования основной выходящий поток флюида движется междустенками скважины и хвостовиком, Внутри хвостовика происходит разделениеслоев на нефтЬ - жидкость против ра"ботающих интервалов и на жидкостьнефть против неработающих интервалов,П р и м е р 1. Исследовалсяпласт в интервале 2754-2775 м. В качестве рабочей не смешивающейся снефтью жидкости испольэовали растворСеС 1 с плотностью 1,28 г/см ф, Плотность нефти 0,7 г/см . Дебит скважины составлял 24 м/сут, Работающаятолщина пласта 15,4 м. Таким образом,дебит составил 1,4 м /сут на 1 м ра 3бо ающей толщины пласта. Дифференциация по плотности в 1,8 раза при де 1624141бите 1,4 мз/сут на метр работающейтолщины пласта обеспечивает стратификацию измеряемого потока флюида.Скважина была исследована механичес 5ким дебитометром, Лля сравнения былиспользован опытный высокочувствитель.ный термометр. Лебитометром проводились две записи: основная и контрольная (вторая по точкам), Скважина была оборудована 2,5-дюймовым хвостовиком, подвешенным на лифтовых трубах,Лиаграмма интерпретации по дебитометрии и термометрии приведена нафиг,1, Выделенные продуктивные интервалы обозначены знаком в колоннеинтервалов притока Выделенные попоказанию дебитометра интервалы подтверждаются термометрическим методом.П р и м е р 2, Скважина оборудована 4-дюймовым хностовиком в интервале открытого забоя, подвешеннымна лифтовых 2,5-дюймовых трубах, Забой заполнен раствором СаС 1 с плотностью 1,07 г/см . Плотность нефтиу0,7 г/см . Дифференциация по плотности в 1,5 раза, Скважина была исследована методом механической дебитометрии в феврале с дебитом 42 м /сут на22 м работающей толщины, Таким образом, дебит составил 1,9 м , сут наз1 м работающей толщины. При дифференциации по плотности в 1,5 раза и дебите равном 1,9 м /сут на метр работающей толщины, стратификация обеспечена (Фиг,2),Далее скважина была исследованаметодом влагометрии и термометрии, 40В этом случае дебит составлял 30 м/сучна 22 м работающей толщины, Дебит составил - 1,4 м/сут на 1 и работающей толщины пласта, при той же дифференциации плотностей в 1,5 раза стратификация обеспечена.Как видно на Фиг,2, границы основных работающих интервалов притокаполностью соответствуют друг другуна всех диаграммах. Выделенные интервалы обозначены знаком в колонкеинтервалов притока на фиг,2, Способпозволяет надежно выделять продуктивные интервалы как в обсаженных,так и в необсаженных скважинахв кбллекторах гранулярного, трещино-порового и трещинного типа, Данный способ позволяет использовать такие приборы, как плотномер и влагомер для вьщеления нефтяных притоков,формула изобретения1, Способ определения продуктивных интервалов и нефтяных пластах, включающий вызов притока пластового флюида в скважину и определение продуктивных интервалов по данным измерения физических характеристик флюида по оси стволА скважины, о т л ич а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения точности определения продуктивных интервалов необсаженных пластов эа 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 условию22 ( ),где 1 и 1 А,п,с- соответственно миминнимальное и максимальное значениядебита ва 1 м толщины продуктивныхинтервалов, обеспечивающих стратификацию потока флюида(1 =1 и /сут),и /сут;и д - соответственно плотгЦность не смешивающейся с нефтью жидкости и нефти впластовых условиях,г/см2, Способ по и, 1, о т . и ч а ющ и й с я тем, что физические характеристики потока флюида измеряют встволе скважины, оборудованной перфорированным хвостовиком.3 ве 43 а .е333 асй М 11 3 фЕ еевЯЯЯЛЗ 5ле 31евсееЕХМве Х 33е Й ве ИафафГЗаеф афаэнфа о о Кв 33 ве 1 1 фЭ- Л р. г,р