Способ определения интервалов притока пластового флюида в скважине

 

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ПРИТОКА ППАСТОЮГО ФЛЩЦА В СКВАЖИНЕ, включающий измерение температуры в скважине, отличающийся тем, что, с цепью повышения достоверности выделения интервалов притока, одновременно с измерением температуры регистрируют радиальные по отношению к стволу скважины продольные сейсмические колебания, а интервалы притока фпюида определяют по соотношению амплитуд колебаний низкой•частоты, соответствующих измерениям температуры, и колебаний высокой частоты, соответствукщих регистрируемым сейсмическим колебаниям.сл

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) 0!) »1

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

flO ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ1Г:,.;.,;, 3, М АВТОРСМОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (2l ) 3395863/22-03 (22) 08. 02. 82 (46) 15.03.84. Бюл. Р 10 (72) И. Халисматов, И.И. Дивеев, Т.Л. Бабаджанов, 3 . С.Ибрагимов, Л.В.Хон и А. Садыков (7!) Ташкентский ордена Дружбы народов политехнический институт им. А.P.Hèðóíè (53) 622.241(088.8) (56) l. Авторское свидетельство СССР

У 730960, кп. E 21 В 47/1О, 1975.

2. Вендельштейн Б.Ю,и Резва— нов P А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. M., "Недра", 1978, с. 295298 (прототип). (54) (57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАт!ОВ ПРИТОКА ПЛАСТОВОГО 6ЛКИДА В

СКВАЖИНЕ, включающий измерение температуры в скважине, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения достоверности выделения интервалов притока, одновременно с измерениемм температуры регистрируют радиальные по отношению к стволу скважины продольные сейсмические колебания, а интервалы притока флюида определяют по соотношению амплитуд колебаний низкой частоты, соответствующих измерениям температуры, и колебаний высокой частоты, соответствукецих регистрируемым сейсмическим кол ебаниям.

1079827

Изобретение относится к промыслово-геофи зиче ским и с следо ваниям скважин и может быть использовано для выделения количественной оцен— ки и работающих интервалов нефтегазовых скважин.

Известен способ опр едел ения про†филя притока пластового флюида в действующей скважине путем введения индикаторного вещества с посто — 10 янными расходами в эатруб кое пространство на устье скважины и последующего измерения геофизическим прибором концентрации индикаторного вецества, по изменению которой судят о профиле притока пластового флюида 11) .

Недостатком известного способа является то, что при наличии погло— цаюцих пропластков в разрезе скважины будет наблюдаться искажение зар еги стриров анной кривой, не свя— занное с изменением интенсивности притока флюида работающих интервалов. 25

Наиболее близким к изобретению по @юзиче ской сущности и до сти гаемо— му результату является способ определения интервалов притока пластового

Флюида в действующей скважине путем замера температуры вдоль ствола скважины (2f .

Распирение газа при поступлении из пласта в скважину обычно сопровождается его охлаждением (эффект

Джоуля-Томпсона) . В результате против газоотдающих интервалов наблюдает ся температурная аномалия.

Недост ат ком э то го способ а я вляется обязательное наличие болыяой депрессии на пласт. При малой депрес- 0 сии на пласт работающий интервал не будет отличаться температурной аномалией и приведет к неправильному истолкованию кривых и неточному выделению работающих интервалов. 45

Целью изобретения является повышение достоверности выделения интервалов притока.

Цель достигается тем, что согласно способу определения интерва- 50 лов притока пластового Флюида в скважине, включающему измерение температуры в скважине, одновременно с измерением температуры регистрируют радиальные по отношению к стволу скважины продольные сейсмические колебания, а интервалы притока фпюида определяют по соотношению амплитуд колебаний низкой частоты, соответствующих измерениям температуры, и колебаний высокой частоты, соответствующих регистрируеьчм сейсмическим колебаниям.

На фиг. приведена общая схе"4B функциональных блоков, реализующая предлагаемый способ; на фиг. 2RC- генератор ск важинно го термометра; на фиг. 3 — кривые регистрации термометрии, полученные известным и предлагаемым способом.

Способ осуществляют следуюцим образом.

В действующую скважину 1 на каротажном кабеле 2 в интервал продук— тивного пласта 3 опускается комплексный скважинный прибор 4, состоящий из .датчика температург 5, сейсмодатчика 6 и генератора 7. Под действием температуры выходящего потока газа изменяется сопротивление термодатчика 5, которое изменяет частоту генератора 7. Сигнал с генератора 7 частоты поступает по кабелю 2 на усилитель-демодулятор

8, а затем на регистратор 9. В то же время сейсмодатчик 6 под действием потока газа, поступающего из нласта 3, регистрирует низкочастотные колебания, которые также модулируют частоту генератора 7 и поступают также на усилитель-демодулятор

8 и регистратор 9. Питание осущест — вляют блоком 1О .

Как известно, скважинная част ь серийного термометра типа ТЗГ предст авляет собой упр авляемый по ча стоте RC-генератор Г (фиг. 2) . Ои состоит иэ усилителя (на схеме не показан), охваченного положительной обратной связью череэ частотно-определяюцую

RC-цепь. Последняя включает в себя два конденсатора С1 и С и резисторы R< Таким образом, изменяя емкости конденсаторов или номиналы резисторов, либо оба параметра вместе, можно управлять частотой генератор а.

Термочувствительные резисторы R< определяют частоту колебаний генератора, период которых находится в линейной 3ависимости от их сопротивлений, а следовательно, и от температуры

Т= 2 гвЯС =2i ОС("+ Std 1о " 04K) т где Т вЂ” период колебаний;

"Т вЂ” период колебаний при темпе о о ратуре 0 С

R - сопротивление термометра при

0 С

Подключив параллельно конденсаторам С4 и С преобразователь П сейсмоприемник а, выполненнъгй в виде спаренного конденсатора переменной емI 1 кости С и С, можно управлять пе— риодом колебаний генератора в линейной зависимости от колебаний скважинного снаряда. При этом период колебаний генератора можно выразить формулой

2 Ro (" +at) c()+ px) перемещение инертной массы сейсмоприемника от среднего показания; постоянная преобразователя, характеризующая изменения емкости в зависимости от перемещения инертной массы; температурный коэффициент сопротивления термоплеч; температура окружающей средь 1 емкость конденсатора. где х—

Поскольку частота колебаний генератора составляет порядка 3300 Гц, при этом величины емкости С1 и С равны 0,066 мкф каждая, выбирают емкость каждой секции преабразовате- З5 ля в 500 мкф. При этом емкость секции преобразователя при среднем (нулевом) положении сейсмометра составляет 250 пикафарад. При максимальном вхождении пластин емкость состав-40 ляет 500 пкф, при минимальном—

10 пкф.

При изменении емкости преобразователя от максимального до минимального девиация частоты колебаний 4> генератора составляет 24,7 Гц, что является достаточнъ|м для регистрации наземным пультом.

Пример . Скважинный термометр типа ТЭГ с приставкой узла сейсмадатчика с емкостным преобразователем опускают в скважину.

После подключения скважинного прибора 4 к каротажному кабелю 2 подают стабилизированное напряжение Я

250 В постоянного тока, Устанавливают масштаб записи при помощи калибровочных устройств в позицию

1079827 4

20 и 100oÑ. Устанавли вают требуемый масштаб записи температурной кривой .

Масштаб записи от сейсмодатчика устанавливают таким образом, чтобы при максимальном колебании (25 Гц) отклонения бликов гальванометра составляло 5 см на шкале регистратора.

Таким образ ом, масштаб записи соответствует 8 Гц íà IcM. Запись производится при спуске прибора.

В интервале продуктивного пласта термодатчик 5 (фиг. 1), реагируя на температуру выходящего потока газа, изменяет частоту генератора 7 и сигнал изменения частоты генератора поступает па кабелю 2 на поверхно ст ь в р еги стрирующее устрой ство 9.

Одновременно сейсмодатчик 6 с емко ст ным пр е о бр аз ов ат еле м для р егистрации горизонтальных колебаний отмечает поперечные колебания создающиеся выходящим флюидом.

Эти колебания перемещают инерт2S ную массу сей смодатчика, в качестве которой используются подвижные секции конденсатора переменной емкости

С и С 2(фиг. 2) .

При изменении емкости преобразователя от Максимальногo до минимальнога девиация частоты колебаний генератора составляет около

25 Гц, что являегся достаточным для регистрации наземным пультом.

Сигнал от сейсмадатчика регистрируется совместно с кривой термограммл, накладываясь на которую, отмечает участки выходящего флюида, вызывающего колебания прибора.

Интервал притока пластового флюида определяют следующим образам (фиг. 3) .

В пласты А,Б, Г пропускают гаэ, в прапласток В газ не подается, в проппасток Д подается вода. Кривая 11, представленная на фиг.3, зарегистрирована па известному способу-прототипу. Кривая 12 выражает предлагаемый способ.

На кривой 11 отмечается общий характер отклонения кривой в сторону уменьшения температур за счет дроссельного эффекта, возникающего за счет перепада давления. Отдельно же каждый пропласток на кривой 11 термометрии не отличается, а пласт Д вообще не реагирует ца приток воды, а лишь регистрирует ее температуру от уровня жидкости и ниже.

1079827

На кривой 12 суммарного термо, сейсмоэффекта интервалы газоотдакщих пластов (пласты А,Б,Г) фиксируются отрицательными аномалияьы температуры и относительно 5 большими амплитуд ами с ей смокол еб аний, Интервал водоотдак цего пласта (Д) фиксируется относительно повышенными амплитудами сейсмоколебаний, и в связи с притоком в скважину пластовой жидкости — положительной аномалией температуры„

Из анализа кривых 11 и 12 видно, что кривая, выражакщая суммар— ный эффект термо- и сейсмоколебаний, позволяет повысить достоверность исследований. Экономическая эффективность от использования пред" лагаемого способа возникает за счет экономии времени, необходимого для выделения обводненного интервала в действукхцей газовой скважине с ее остановкой, эпдавливанием раствора и последукицего проведения геофизических исследований.

При этом закачка раствора, подьем насосно-компрессорных труб и проведение геофизических исследований по одной скважине составляет около 1250 руб.

Ежегодно затраты по определению профиля притока 50 скважин составляют 1250х50=72500 руб.

Кроме того, при проведении этих работ скважины простаивают в среднем около 1 мес. При среднесуточном дебите 100 тыс. м сут на каждой скважине потери газа иэ-эа простоя скважины составляют 100 тыс.м Ф х 30 дн.х 50 скв.=150000 тыс. м /сут.

При стоимости товарного газа

1 тыс. м = 0,9 руб. стоимость газа

9 составляет 150000х0,9 134000 руб.

Экономический эффект составит

72500 руб.+134000 руб.=

20б400 руб. в год.

)079827

1079827

Составитель И. Карбачинская

Техред М.Гергель Корректор В. Гирняк

Редактор А. Химчук

Заказ 12 85 /33 Тираж 5б4

ВН1ЫПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, 11осква, R-35, Раушская наб., д. 4/5

Подписное

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4