Способ определения водонефтяного контакта

 

Изобретение относится к области гидродинамических исследований нефтяных скважин и может быть использовано при испытании новых продуктивных объектов, а также эксплуатационных скважин. Цель изобретения - повышение точности определения водонефтяного контакта (ВНК) с учетом границ переходной зоны. После проведения перфорации обсадной колонны ниже ВНК спускают башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже подошвы пласта и вызывают приток флюидов из пласта . После этого извлекают флюиды по колонне НКТ до появления на устье скважины вместе с водой нефти. В этот момент измеряют плотность флюидов в затрубном пространстве скважины. После зтого отбор воды прекращают и по истечении времени, необходимого для подъема уровня водонефтераздела выше кровли продуктивного пласта, проводят повторные измерения. По аномальным изменениям плотности флюидов , измеренных при указанных режимах , судят о положении ВНК и, гра- S ниц переходной зоны. 4 ил. (Л к СП 00 со со

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТ1ИЕСНИХ

РЕСПУБЛИН д р 1 Е 21 В 47/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3840101/22-03 (22) 07 ° 01, 85 (46) 23.09.86. Бюл. 11 - 35 (71) Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геолого-разведочных скважин (72) А.Н. Бочаров и Х.К. Самигуллин (53) 550.83(088.8) (56) Бродский П.А., Фионов А.И., Тальнов В.Б, Опробование пластов приборами на кабеле. М.: Недра, 1974.

Авторское свидетельство СССР

Ф 150450, кл. Е 21 В 47/00. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА (57) Изобретение относится к области гидродинамических исследований нефтячых скважин и может быть использовано при испытании новых продуктивных объектов, а также эксплуата„„SU„„ 1258990 А 1 ционных скважин. Цель изобретения повышение точности определения водонефтяного контакта (BHK) с учетом границ переходной эоны. После проведения перфорации обсадной колонны ниже

ВНК спускают башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже подошвы пласта и вызывают приток флюидов нэ пласта. После этого извлекают флюиды по колонне НКТ до появления на устье скважины вместе с водой нефти. В этот момент измеряют плотность флюидов в затрубном пространстве скважины.

После этого отбор воды прекращают и по истечении времени, необходимого для подъема уровня водонефтераздела выше кровли продуктивного пласта, проводят повторные измерения. По о аномальным изменениям плотности флюидов, измеренных при указанных режимах, судят о положении ВНК и, границ переходной эоны. 4 ил.

1258990

Изобретение относится к гидродинамическим исследованиям нефтяных скважин и может быть использовано при испытании новых продуктивных объектов, а также эксплуатационных скважин.

Цель изобретения — повышение точности определения водонефтяного .контакта и границ переходной зоны.

На фиг. 1 изображена схема обо- 10 рудования скважин с указанием границ раздела флюидов в пласте и положения водонефтераздела в скважине при отборе флюидов по НКТ; на фиг.2то же, при прекращении .отбора флюидов:,!5 и выдержке скважины в течение времени, необходимого для подъема уровня водонефтераздела выше кровли продуктивного пласта; на фиг. 3 — изменение плотности флюидов по глубине, изме- 20 ренные .в режиме, показанном на фиг.!.;. на фиг. 4 — то же, в режиме, показанном на фиг. 3.

Способ осуществляют в следующей последовательности. .2S

После проведения перфорации об-. садной колонны ниже ВНК, спускают

ЯКТ на глубину ниже подошвы пласта, затем вызывают приток флюида .из пласта (например, методом снижения гидростатического давления на пласт) и скважину выводят на режим отбора жидкости по НКТ. При этом:уровень водонефтераэдела (ВНР) опускается (за счет накопления .неФти) и, когда он достигнет башмака HKT (этот момент определяют визуально при проявлении нефти в воде на устье скважины), производят первый цикл измерения плотности флюидов по стволу сква- 40 жины, например, гамма-плотномером (фиг. 1). После этого скважину выводят на другой режим работы, при котором отбор воды через HKT прекра, щают; происходит накопление ее в затрубном пространстве и подъем уровня ВНР в затрубном пространстве, .. что соответствует времени начала второго цикла измерения плотности флюидов (фиг. 2). При этом промежут- ® ки времени, необходимые для перемещения уровня ВНР вниз до башмака

НКТ, при впервом цикле измерений и подъеме его от башмака НКТ выше кровли продуктивного пласта, при втором 55 цикле измерений зависят от соотношения дебитов притока флюидов из пласта, при работе скважины на каждом

2 режиме. Границы ВНК и переходной зоны определяют по сопоставлению результатов регистрации двух циклов измерений плотности флюидов путем выявления мест из аномальных изменений (фиг. 3 и 4).

Более подробно сущность предлагаемого способа раскрывается с помощью графических материалов.

После дополнительной перфорации обсадной колонны ниже ВНК в пласте спускают НКТ 1 в затрубное пространство 2, при этом нефть всплывает в воде вверх и образуется ВНР, местоположение которого зависит от соотношения притоков воды и нефти.и интенсивности отбора их из скважины.

Например, если закрыть затрубный отвод 3 и осуществлять отбор пластовой воды через отвод 4, то уровень .

ВНР будет снижаться и через какой-то промежуток времени (зависит от соот" ношения между притоком и отбором иэ скважины фн) достигнет башмака НКТ, после чего вся притекающая иэ пласта нефть и вода будут извлекаться на поверхность по колонке НКТ

1 через отвод 4 (фиг, 1).

Если же закрыть отвод 3 и открыть отвод 4, то вода, притекающая из пласта, будет накапливаться в стволе скважины, и уровень ВНР в затрубном пространстве будет подниматься вверх, При этом вначале из отвода 3 будет выходить нефть, а когда уровень

ВНР достигнет отвода 3, будут извле кать воду и нефть совместно.

Измерения плотностей флюидов, например гамма-плотномером 5, происходят при положениях уровня ВНР, показанных на фиг. 1 и 2.

В пракгике исследования нли эксплуатации скважин могут быть случаи, когда. воду и нефть извлекают не фонтанным способом (фиг. 1 и 2), а принудительно, например, с помощью насосоа, газлифта и т.д. В этом случае при наличии притока из пласта нефти и воды в стволе скважины.образуется уровень ВНР и описанная выше последовательность операций при производстве измерений плотности флюидов с целью определения ВНК .в пласте и границ переходной эоны остается справедливой.

При перемещении по стволу скважины в затрубном пространстве 2 геофизического прибора 5 (например, гаммаСоставитель Н. Кривко

Техред Л. Олейник

Корректор А. Обручар

Редактор В. Иванова

Заказ 5101/33 Тирах 548

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий.

113035 Москва 3-35 Рвушская наб. д. 4/5

Подписное

f Э Э

Производственно-полиграфическое предприятие, r. Узгород, ул. Проектная, 4

3 125 плотномера) производят запись изменения плотности флюида и то точкам аномальных изменений плотности в местах притока из пласта соответственно нефти, нефти с водой, воды, строят график (фиг. 3), по которому выявляют границы: нефть (Н) — переход, ная зона (ПЗ); ПЗ - вода (В).

Аналогичным образом при рабоТе на втором резиме (фиг. 2) выявляют гра- 1р ничную линию (фиг. 4): переходная зона — вода (ПЗ-В).

Положение граничных уровней в пласте (нефть, нефть с водой, вода) будут соответствовать горизонтальным 15 линиям, соответствующим точкам резких изменений плотности, привязанным к масштабу глубин. формула из обретения, Способ определения водонефтяного контакта, включающий проведение перфорации обсадной, колонны нике водо8990 ф нефтяного контакта, спуск башмака насосно-компрессорных труб нике по" дснивы пласта, вызов притока флюидов и измерение плотности флюидов в эатрубном пространстве сквахины, о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения .точности определе. ния водовефтяного контакта с учетом: границ переходной эоны, извлекают флюиды о колонне насосно-компрессорнык труб до появления на устье сквавины вместе с водой нефти, в этот момент измеряют плотность флюидов в затрубном пространстве скважины, прекращают отбор воды, проводят повторные измерения по истечении .времени, необходимого для подъема уровня водонефтяного раздела выше кровли продуктивного пласта, причем о полохении водонефтяного контакта и границ переходной зоны судят по аномальным изменениям плотности флнждов, измеренным при указанных рехимах.