Определение работающей мощности пласта

 

Под работающей мощностью пласта понимается часть эффективной мощности пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), в пределах которой происходит движение флюидов (нефти, воды, газа) при разработке залежи.

Величина работающей мощности пласта определяется по данным интегральных и дифференциальных профилей расхода флюидов.

Отношение суммарной работающей мощности участков пласта ∑h_раб к суммарной эффективной мощности ∑h_эф называют коэффициентом охвата:

 

k_охв=∑h_раб/∑h_{эф .}

 

Коэффициент охвата представляет собой отношение нефтегазонасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенный момент времени процессом вытеснения, ко всему нефтегазонасыщенному объему залежи. Этот коэффициент используется для оценки текущего состояния разработки эксплуатационного объекта и обоснования мероприятий по регулированию процесса вытеснения, направленных на достижение проектного коэффициента охвата.

Так же может быть рассчитан коэффициент действующей мощности k_дм , близкий к коэффициенту охвата:

 

k_дм= ∑h_раб/∑h_{эф перф .},

 

где ∑h_{эф перф} – суммарная эффективная мощность перфорированного интервала. Этот коэффициент можно использовать для сравнения работы пластов в одной или разных скважинах в различное время.

Обычно в работающую эффективную мощность включаются перфорированные или неперфорированные части пласта, не разделенные выдержанными перемычками толщиной более 1 м и примыкающие к интервалам, в которых фиксируется движение нефти, газа или воды.

Определяем таким образом значения работающей эффективной мощности пласта по всем месторождениям существенно выше значений k_дм ‑ составляют обычно 0,7-0,9.

На рис. 35 по кривой механического расходомера подошва продуктивного пласта характеризуется как неработающая. Снижение показаний термокондуктивного расходомера и положительное приращение температуры на термограмме против подошвы этого же пласта свидетельствуют о поступлении жидкости в этом интервале. Чувствительность механического расходомера снизилась также из-за изменения структуры потока (барботаж нефти через столб застойной воды), так как положение раздела вода-нефть, отмеченного резистивиметром, находится выше подошвы работающего продуктивного пласта.

 

Рис. 35. Выделение работающих мощностей продуктивного пласта

в скв. 267 Сосновского месторождения:

1 ‑ глина, 2 ‑ песчаник нефтеносный, 3 ‑ интервал перфорации,

4 ‑ работающие мощности

 

Интерпретация данных расходометрии усложняется в случае многопластовой залежи и в условиях неоднородного по составу и структуре флюидов потока. На рис. 35 приведен именно такой пример. На профиле механического расходомера нижний перфорированный пропласток перекрыт столбом застойной воды, о чем свидетельствуют данные плотностеметрии (δ_ф ‑ 1,18 г/см³). На кривой термокондуктивной расходометрии против этого пропластка отмечается резкое изменение показаний, связанное с движением в нем жидкости. Работа остальных пластов уверенно фиксируется по комплексу данных расходометрии, плотностеметрии и влагометрии.

Коэффициент охвата залежи процессом вытеснения по мощности продуктивных пластов для различных месторождений нефтегазоносных провинций страны из-за межпластовых перетоков, некачественного вскрытия или засорения перфорационных отверстий в среднем составляют лишь 0,5-0,6.

 

Контрольные вопросы

1. По каким данным определяется работающая мощность пласта?

2. Какие интервалы пласта входят в состав работающей эффективной мощности?

 

Изучение технического состояния скважин. Общие положения

Как уже указывалось в теме 6, контроль технического состояния скважин осуществляется комплексом геофизических методов непосредственно после окончания бурения и цементирования обсадной колонны, а также на протяжении всего времени жизни скважины.

Применяемый комплекс геофизических методов предназначен для решения следующих основных задач:

· оценка качества цементирования колонн;

· выявление дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб;

· определение негерметичности обсадных колонн и интервалов затрубной циркуляции флюидов;

· установление местоположения муфтовых соединений, участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра.

Оценка качества цементирования колонн

Цементирование обсадных колонн можно считать высококачественным, если наблюдается:

· соответствие положения цемента в затрубном пространстве проектной высоте его подъема;

· наличие цемента в затрубном пространстве в затвердевшем состоянии;

· равномерное распределение цемента в интервале его закачки;

· отсутствие каналов, трещин и каверн в цементном камне;

· надежное сцепление цементного камня с колонной и породами.

Для контроля качества цементирования обсадных колонн используют методы термометрии, радиоактивных изотопов, акустический и гамма-гамма метод.

Термометрия – позволяет установить верхнюю границу цементного кольца, наличие или отсутствие цемента, распределение цемента по разрезу в зависимости от литологии.

Метод радиоактивных изотопов – определяет высоту подъема цемента, наличие и характер распределения цемента, обнаружение каналов в цементном камне.

Акустический метод – он является наиболее информативным, позволяет установить высоту подъема цемента, наличие цемента, определяет каналы, трещины и каверны в цементном камне, степень сцепления цемента с колонной и горными породами, исследует процесс формирования цементного камня во времени.

Гамма-гамма метод – позволяет установить высоту подъема цемента, наличие и характер распределения цемента, определять переходную зону от цементного камня к раствору (гель-цемент), выявлять в цементе небольшие раковины и каналы.

Выявление дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб

Дефекты обсадных и насосно-компрессорных труб: непостоянство диаметров и толщины стенок труб; наличие в колонне отверстий, трещин, размывов, вмятин и раздутий. Эти дефекты возникают в трубах под влиянием неравномерных механических напряжений, коррозии и прострелочно-взрывных работ.

Методы: обычная и индукционная резистивиметрия и диэлькометрическая влагометрия определяют негерметичность обсадной колонны. Индукционная дефектометрия наводит вторичные вихревые токи на колонну и измеряет активную и неактивную составляющие электромагнитного поля, определяет локальные дефекты в колонне.

Магнитная локация измеряет магнитную проводимость труб при нарушении их сплошности. При этом измеряют ЭДС, возникающую в цепи приемной катушки при ее движении. Гамма-гамма метод используется для контроля технического состояния обсадной колонны, регистрируется рассеянное колонной гамма-излучение.

Определение негерметичности обсадных колонн и интервалов затрубной циркуляции флюидов

Места негерметичности обсадных колонн связаные с притоками и поглощениями флюидов устанавливаются с помощью методов резистивиметрии, плотностиметрии, термометрии, изотопов, кислородного и расходометрии.

Затрубная циркуляция флюидов может быть определена по данным методов термометрии, расходометрии, изотопов, кислородного. Наличие дефектов в цементном камне и обсадных колоннах, выявленных по результатам цементометрии и дефектометрии, характеризует вероятность возникновения затрубных циркуляций и межпластовых перетоков флюидов при заданных градиентах давлений.

Основным методом выявления затрубной циркуляции флюидов в эксплуатационной скважине является термометрия. Результаты термометрии наиболее надежны, если в скважине имеется зумпф глубиной около 10 м и таким образом имеется возможность определять циркуляцию сульфидов из нижележащего пласта. При применении термометрии можно не только установить циркуляцию флюидов между неперфорированными пластами, но установить направление перетока.

Установление местоположения муфтовых соединений, участков

перфорации, толщины и внутреннего диаметра колонн

Установление местоположения муфтовых соединений, участков перфорации осуществляется с помощью магнитной локации обсадных труб. Магнитная локация основана на изменении магнитной проводимости обсадных труб вследствии нарушения их сплошности. При этом измеряют ЭДС, возникшую в цепи приемной катушки при ее движении.

Есть и другой способ контроля участков перфорации обсадных колонн. Этот способ основан на предварительном (до перфорации) намагничивании труб и регистрации после перфорации величины намагниченности колонны. Интервал перфорации отмечается существенным уменьшением намагниченности обсадной колонны.

Измерение толщины и внутреннего диаметра обсадной колонны выполняется с помощью электромагнитных методов (индукционная дефектометрия) и гамма-гамма метода (ГГМ).

При применении индукционной дефектометрии в металлических трубах наводятся вторичные вихревые токи, и эти токи измеряются приемными катушками.

Изучение обсадных колонн с помощью ГГМ основано на регистрации рассеянного колонной гамма-излучения с помощью зонда малой длины (9-12 см) и использовании источников мягкого гамма-излучения (¹⁷⁰Тm, ¹³⁷Cs).

Состояние обсадных колонн и насосно-компрессорных труб, количество и метонахождение перфорационных отверстий, а также муфтовых соединений могут быть установлены по результатам исследований скважинным акустическим телевизором (САТ). На экране кинескопа изображается развертка стенки скважины. Дефекты и перфорационные отверстия отмечаются темными участками.

 

Контрольные вопросы

1. Как оценивается качество цементирования обсадных колонн?

2. Как выявляются дефекты обсажных и насосно-компрессорных труб?

3. Как устанавливается местоположение муфтовых соединений?

4. Возможно ли установить наличие затрубной циркуляции флюидов?