Способ определения продуктивных интервалов в нефтяных пластах

 

Изобретение относится к скважинной 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

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„„SU„„16241.41 A 1 (51)» Е 21 В 47/10

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ.1

Н А BTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ разом, ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

IlO ИЗОБРЕТЕНИЯМ И OTHPbITHAM

ПРИ fNHT СССР (21) 4667679/03 (22) 30 ° 12.88 (46) 30.01.91, Бюл. У 4 (71) Западно-Сибирский научно-исс;1едовательский геологоразведочный нефтяной институт (72) Р.И,Медведский, С,С,Набиуллина и В,Р,Медведский (53) 622.241(088 ° 8) (56) Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М.: Недра, !978, с. 8/-92, 139-159. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ

ИНТЕРВАЛОВ В НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ (57) Изобретение относится к скважинной разработке нефтяных месторождений. Цель изобретения - повышение точности определения продуктивных интервалов необсаженных пластов за счет стратификации измеряемого потока

Изобретение относится к сквая инной разработке нефтяных 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.l представлены результаты термометрии, расходометрии и влагометрии в скважине; на фиг.2 — результаты термометрии, расходометрии, влагометрии и плотнометрии, 2 ф поида. До вызова притока пластово п5 флюида ствол скважины в исследуемом интервале заполняют не смешивающейся с нефтью жидкостью, Определение продуктивных интервалов гроиэводят по данным измерения;физических характеристик флюида при гритоке пластового флюида в скв жлну. При исследовании дебит нефти и плотность не смешивающейся с ефтью жидкости (P<) отвечают УсJIoBHN с1 „ю =с1,„„+2() /1)Я вЂ ), где с1 q — соответственно мннимин макс мальков и ма:.симал ое значения дебита на 1 м топщины продуктигных интервалов, обеспечивающих стра гификацию потока флюида в скважине (t, 1 м /cyr); $I, — 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, Способ осуществляют следующим обПеред исследованием ствол скважины в интервале необсаженлой части заливают тяжелой не смешивающейся с нефтью жидкостью с плотностью, превышающей плотность нефти. Затем на забой скважины опускают беспакериый дебитометр, а скважину запускают в работу с дебитом, не нарушающим динамической стратификации. При этом плотность не смешивающейся с нефтью жидкости и дебит на 1 м толщины ра1624141 ботаюших пропластков выбирают н соответствии с условием

Р макс мин + (li де АРМИИ q МаКс соответств мальное и максимальное значения дебита на 1 м толщины про 10 дуктивных интервалов, обеспечивающих стратификацию потока флюс мии и /сут); 15

1 — соответственно плотность не смешивающейся с нефтью жидкости и нефти в пластовых условиях, 20

Выделение 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 чунстнительной части прибора на- 30 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 r.ðèáîðà, что познопяет нефти войти н его чувствительную часть, вытесняя находившуюся там жид- 40 кость. В данном случае регистрируются физические параметры нефти; прибор находится выше нефтяного прослоя. Нефть барботирует через столб жидкости вдоль ствола скважи- 45 ны, параллельно направлению движения прибора, не проходя через его чувствительную часть. В этом случае регистрируются физические свойства закачанной жидкости, 50

Благодаря явлению динамической стратификации для вьщеления пропластков может быть использован не только дебитометр, но также влаг6мер и плотномер, которые раньше для повышения надежности выделения продуктивных пластов не использонались, Эти приборы можно использовать последовательно, Для этого в работающей скважине снимают диаграммы механического дебитомера, плотномера и нлагомера, При установившемся режиме фильтрации границы интервалов притока из пласта соответствуют границам изменения плотности смеси на диаграммах плотномера, которые соответствуют границам изме" нения 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 снижению 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 со< едних слоев нефти или продуктивности соответствующих пропласткон, Для поньппения надежности способа в э их условиях путем исключения .:-овий для нарушения стратификации в скважину опускают перфорированный хностовик 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 подьеме. В этом случае в интервале исследования основной выходящий поток флюида движется между стенками скважины и хвостоником, Внутри хностоника происходит разделение слоев на нефтЬ вЂ” 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

СеС1 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 ра3 бо ающей толщины пласта. Дифференциация по плотности в 1,8 раза при де1624141 бите 1,4 мз/сут на метр работающей толщины пласта обеспечивает стратификацию измеряемого потока флюида.

Скважина была исследована механичес5 ким дебитометром ° Для сравнения был использован опытный высокочувствительный термометр. Дебитометром проводились две записи: основная и контрольная (вторая по точкам), Скважина была оборудована 2,5-дюймовым хвостовиком, подвешенным на лифтовых трубах, Диаграмма интерпретации по дебитометрии и термометрии приведена на фиг,l, Выделенные продуктивные интервалы обозначены знаком в колонне интервалов притока, Выделенные по показанию дебитометра интервалы подтверждаются термометрическим методом.

Пример 2, Скважина оборудована 4-дюймовым хностовиком в интервале открытого забоя, подвешенным на лифтовых 2,5-дюймовых трубах, За- 25 бой заполнен раствором СаС1 с плотностью 1,07 г/см . Плотность нефти у

0,7 г/см . Дифференциация по плотности в 1,5 раза, Скважина была исследована методом механической дебитометрии в феврале с дебитом 42 м /сут на

22 м работающей толщины, Таким образом, дебит составил 1,9 м, сут на з

1 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 исследована методом влагометрии и термометрии. 40

В этом случае дебит составлял 30 и /суч на 22 м работающей толщины, Дебит r.оставил l 4 м /сут на 1 и работающей толщины пласта, при той же дифференциации плотностей в 1,5 раза стра- 45 тификация обеспечена.

Как видно на фиг,2, границы основных работающих интервалов притока полностью соответствуют друг другу на всех диаграммах. Выделенные интервалы обозначены знаком в колонке интервалов притока на фиг,2, Способ позволяет надежно выделять продуктивные интервалы как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах в кбллекторах гранулярного, трещино-порового и трещинного типа, Данный способ позволяет использовать такие приборы, как плотномер и влагомер для вьщеления нефтяных притоков.

Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я

l. Способ определения продуктивI ных 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 шийся 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 условию

2 1макс < мин 2 (р„) в где q u q „„, — соответственно мимин нимальное и максимальное значения дебита на 1 м толщины продуктивных интервалов, обеспечивающих стратификацию потока флюида (Ч .,„р,=1 и /сут) ° и /сут; и ) - соответственно плот(гЦ ( ность не смешивающейся с нефтью жидкости и нефти в пластовых условиях, г/см

2, Способ по и, 1, о т . и ч а юшийся тем, что физические характеристики liOTOKa флюида измеряют в стволе скважины, оборудованной перфорированным хвостовиком.

Ib2414 I

IG24)4I 0 g .. 3 в в.. в я ? ° j

В °

?1 б р

I ° ° °

1А в ер е

В р

«ВМВ

? ° (Ь, «В Ь

-f

I! (l (хе 5?

° ?

C l

5 о(I

l ° н ъ? (I. IÞÅ S?

«

° РВР

° в (-GATI, ?, е рр

° р (; б

Ю ° В

Ь. в tJ г (! ,Т 1,„(1(,! В

"(! !

° (1

Ф

Ф ее

Ь

34 о к

ВВ

?б (( р, Л (р I ! (,1! ,1 !( рр ill

В

?В

Ф е.yф,$ х ,Л ;у 5 !

Ф и

3 3 р ,l р р

h р

В л

I !

| ъ«

1 ер Р 1 Р р

ВВ:,— ..(Ф („

Ъ

1 (((1 1 у ? (. т ! (I

1 11. 1

М

В

I р р.В (I

t -Г

1 б

В.r .

+,( (! р -?в

-Г в- i

1 ре

1(1

I p

? е

1 ре

° ЪВВЕб(?В

° ВВ ИВЕ

ВХВВЕВ

ВХ l

В?в в аР бб Э 0 (= Э 0

133

° В ВВЕ

МВВВ. 11033

0 V%3II01l 3 II т

t6

О

Ь:3 (ClI

° (o

У

Ь

2 ф !

I.МЭ,:-;, * В; (.Г ) ! л у"! ! р °

1 r?

I р Е в ч

В 1 л ., ° (р рВ ° ббпрЂ р,I

° бб Веб (I .«33. б3 W.. j „/ ф «Ефф» е

Й Я

Я 36 63

":1

1 1 (/,

I л

0111 ° 0 II 3 М 13