Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Технический результат заключается в повышении точности определения профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Способ предусматривает осуществление измерений забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации. Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации. 5 ил.

 

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации.

Определение профиля притока из многозонной скважины является важной задачей. Определение дебита отдельных интервалов перфорации необходимо, в частности, для принятия решения о необходимости проведения кислотной обработки, повторной перфорации и т.д..

Определение профиля притока обычно проводят во время промыслового каротажа добывающей скважины с помощью механических расходомеров (см., например, Hill, A.D.,. Production Logging - Theoretical and Interpretive Elements, SPE Monograph Series., 2002, стр. 61). Основными недостатками этого способа являются необходимость проведения специального каротажа скважины (в дополнение к операциям, проводимым в скважине во время перфорации и опробования скважины) и сложность определения дебитов малопродуктивных пластов.

Вклад различных интервалов перфорации может быть оценен также с помощью данных температурного каротажа добывающей скважины (см. Череменский Г.А., Прикладная геотермия, М. Недра, 224 стр., стр. №181) или из анализа нестационарных температурных данных, полученных при изменении дебита скважины (см. Чекалюк, Е.Б., Термодинамика нефтяного пласта, Москва, 1965, 234 стр., стр. №88, или Ramazanov, A., Valiullin, R.А., Shako, V., Pimenov, V., Sadretdinov, A., Fedorov, V., Belov, K., 2010. Thermal Modeling for Characterization of Near Wellbore Zone and Zonal Allocation, SPE 136256-MS). К недостаткам этих способов можно отнести необходимость анализа относительно небольших температурных сигналов и необходимость проведения специальных каротажей скважины или установки в скважине специального оборудования.

В соответствии с предлагаемым способом осуществляют измерения забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации.

Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством измерения расхода на поверхности или в скважине.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода по изменению забойного давления.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода с использованием забойного давления и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана схема скважины с двумя интервалами перфорации, на фиг. 2 приведен пример забойного давления P0(t) и температур добываемого флюида T1(t) и T2(t) выше интервалов перфорации, на фиг. 3 показан дебит скважины, рассчитанный для давления, приведенного на Фиг. 2, на фиг. 4 приведена полная избыточная тепловая энергия добываемого флюида (рассчитанная по температуре Т2, сплошная линия) и соответствующая энергия, рассчитанная по температуре T2, на фиг. 5 показан алгоритм определения профиля притока с использованием численного моделирования многопластовой добывающей скважины.

Данное изобретение предлагает определять профиль притока в скважинах с несколькими интервалами перфорации с использованием результатов измерения скважинного давления и результатов измерения температуры с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне. Температуру надо измерять выше каждого интервала перфорации и на забое скважины, ниже всех интервалов перфорации.

Способ предусматривает измерение забойного давления P0(t) и забойной температуры T0(t), которая определяет среднюю температуру пород в рассматриваемом интервале глубин. Измерения осуществляют с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне в скважине ниже всех интервалов перфорации, а также измерения температуры Ti(t) добываемого флюида (i=1,2,..,m, m есть число интервалов перфорации) с помощью датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации.

Измерения давления P0(t) и температуры Ti(t) (i=0,1,..,m) начинают до перфорации (что позволяет определить пластовое давление и геотермальную температуру и продолжать измерение в течение нескольких часов после перфорации, до тех пор, пока температура добываемого флюида, нагретого благодаря энергии перфорационного взрыва, не вернется к первоначальной температуре пласта). При взрыве перфорационных зарядов часть энергии идет на испарение скважинного флюида и на энергию кумулятивной струи, но большая часть энергии идет на нагрев перфорационной колонны, обсадной трубы и породы вблизи скважины. Нагрев добываемого флюида происходит при его контакте с этими телами.

Затем оценивают суммарный дебит скважины Q(t), используя один из следующих способов:

- измерение расхода на поверхности или в скважине,

- расчет расхода по изменению забойного давления P0(t) (если добываемый флюид не достигает поверхности),

- расчет расхода с использованием забойного давления P0(t) и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.

Параметры (проницаемости и скин факторы), определяющие продуктивность отдельных пластов, принимаются равными средним значениям, которые определяются в результате традиционного гидродинамического исследования скважины.

Рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для каждого температурного датчика

где Tf - средняя температура пород в рассматриваемом интервале глубин (определяемая T0(t) и практически равная ей), - объемная теплоемкость флюида.

Дебит отдельных интервалов перфорации рассчитывают по величинам Ei и известным количествам перфорационных зарядов в каждом перфорационном интервале.

Рассмотрим случай малодебитной скважины, когда в первые часы после перфорации нет излива добываемого флюида на поверхность.

Схема скважины с перфорационной колонной, пакером и двумя интервалами перфорации приведена на Фиг. 1, где показаны пакер - 1, клапан - 2, датчик температуры Т2 - 3, датчик температуры Т1 - 4, датчики забойной температуры и давления Т0, Р0 - 5, вторая зона притока - 6, первая зона притока - 7, второй интервал перфорации - 8, первый интервал перфорации - 9.

На Фиг. 2 приведен синтетический пример забойного давления P0(t) и температур добываемого флюида T1(t) и Т2(t) выше интервалов перфорации. Толстая кривая соответствует забойному давлению, которое равно ~50 бар перед перфорацией и увеличивается до пластового давления (около 85 бар) во время добычи в соответствии с тем, что поднимается уровень флюида в добывающей трубе. В данном случае принято, что интервалы перфорации имеют одинаковую протяженность и одинаковое количество перфорационных зарядов.

Если нет излива добываемого флюида на поверхность, суммарный дебит скважины Q(t) может быть рассчитан по забойному давлению P0(t):

где rt - внутренний радиус трубы, g=9.81 - м/с2 ускорение свободного падения, - плотность флюида.

На Фиг. 3 показан дебит скважины, рассчитанный по этой формуле для давления, приведенного на Фиг. 2 (для =850 кг/м3, rt=0.038 м). Рассчитанный дебит далее используют для определения профиля притока.

В случае, если суммарный дебит скважины измерялся в скважине или на поверхности, этот дебит непосредственно используется для определения профиля притока.

Графики температуры T1 и Т2 (Фиг. 2) показывают, что сразу после перфорации температура потока добываемого флюида значительно больше (в данном случае на ~20 С), чем температура пород Tf (точки на Фиг. 2). Эта температура определяется нагревом скважинного флюида при взрыве и нагревом пластового флюида при его контакте с горячей породой, обсадной колонной и перфорационной колонной. Следует отметить, что температура породы может быть оценена по результатам измерения температуры в скважине перед перфорацией.

Поток пластового флюида охлаждает околоскважинную породу, обсадную и перфорационную колонну и через некоторое время (tp=5÷10 час) после перфорации измеренные в скважине температуры приближаются к невозмущенной температуре пород (Фиг. 2). Это означает, что тепловая часть Еm энергии взрыва перфорационных зарядов трансформировалась в избыточную тепловую энергию добытого флюида.

В данном случае m=2 и Em≡E2. Используя температуру Т2, измеренную датчиком, который расположен выше всех интервалов перфорации, и дебит скважины Q(t), эту энергию можно рассчитать по формуле:

Сплошная линия на Фиг. 4 показывает избыточную тепловую энергию добываемого флюида для данных, приведенных на Фиг. 2. Видно, что через ~3 часа после перфорации Е2 достигает своего наибольшего значения Е2≈16.5 МДж.

Полная энергия перфорационного взрыва, рассчитанная по удельной энергии взрыва и массе взрывчатого вещества, в рассматриваемом случае составляет Ее≈28 МДж. Это означает, что приблизительно δ=60% от энергии взрыва было преобразовано в тепловую энергию породы, обсадной и перфорационной колонны:

Em=δ⋅Ee.

Оставшаяся часть энергии взрыва (около 40%) была затрачена на разрушение породы, генерацию ударных волн в породе и в скважине или была быстро вынесена за пределы рассматриваемого интервала с газообразными продуктами взрыва.

Предлагаемая в данном изобретении процедура расчета дебита отдельных интервалов перфорации основана на следующих предположениях:

- величина δ одинакова для разных интервалов перфорации,

- флюиды, поступающие в скважину из разных интервалов перфорации, имеют одинаковые объемные теплоемкости,

- расстояние между интервалами перфорации невелико и можно пренебречь потерями тепловой энергии флюида в окружающие породы между интервалами перфорации,

- продолжительность добычи после перфорации и дебиты скважины достаточно велики, так что измеряемая датчиками температура флюида снижается до температуры невозмущенных пород.

Пусть m - число интервалов перфорации,

Qi есть дебит из iго интервала, - суммарный дебит скважины,

есть дебит скважины из нижних i перфорационных интервалов, отнесенный к суммарному дебиту скважины (γm=1),

ni есть число перфорационных зарядов в iм интервале перфорации,

есть полное число перфорационных зарядов в скважине,

есть число зарядов в нижних i интервалах перфорации, отнесенное к полному число перфорационных зарядов в скважине (bm=1),

Тi(t) есть температура флюида, измеренная датчиком температуры, расположенным выше iго интервала перфорации.

Дебит отдельных интервалов перфорации (на начальном этапе значения γi) рассчитывают с использованием закона сохранения энергии, который записывают для всех интервалов (i=1,2,..m):

или

где i=1,2,..m,

Искомые относительные продуктивности уi (yi=Qi/Q, ) отдельных перфорационных интервалов рассчитывают по формулам:

В рассматриваемом случае двух интервалов перфорации (m=2) и одинакового числа перфорационных зарядов в интервалах (b1=0.5) рассчитанная энергия Е1(t) показана на Фиг. 4 пунктирной линией.

Расчетное значение безразмерного дебита γ1(t) выходит на приблизительно постоянное значение через ~3 часа после перфорации: γ1=y1≈0.7.

В общем случае нестационарный дебит скважины Q(t) может быть рассчитан с использованием измеренного забойного давления P0(t) и численной модели многопластовой добывающей скважины, в которую в качестве свободных параметров входят проницаемости {ki} и скины {si} продуктивных пластов. Значения этих параметров могут быть найдены с использованием итерационной процедуры, алгоритм которой приведен на Фиг. 5.

Первоначальный набор параметров, характеризующих продуктивные интервалы {ki, si}, определяется с помощью традиционного гидродинамического исследования (ГДИ) скважины в предположении, что все пласты имеют одни и те же свойства. Для этих параметров с использованием измеренного забойного давления P0(t) рассчитывают общий дебит скважины Q(t) и относительные дебиты отдельных пластов {yki}. Затем, используя найденный дебит Q(t) и температуры {Ti(t)}, измеренными датчиками, расположенными выше продуктивных пластов, с использованием описанной выше процедуры находят относительные дебиты и сравнивают два полученных набора чисел, характеризующих профиль притока, например, рассчитывают величину невязки S:

Если S меньше заданной величины невязки ε: S<ε, то данный набор параметров принимается в качестве решения задачи. В противном случае значения параметров {ki,si} изменяют, и вычисления продолжают до тех пор, пока векторы {yki} и с заданной точностью не совпадут.

1. Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине, в соответствии с которым:

- осуществляют измерения забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, причем измерения осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта,

- осуществляют измерения температуры добываемого флюида посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации,

- оценивают суммарный дебит скважины,

- рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для каждого датчика температуры, установленного на перфорационной колонне выше интервалов перфорации и

- определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации.

2. Способ по п. 1, в котором суммарный дебит скважины определяют посредством измерения расхода на поверхности или в скважине.

3. Способ по п. 1, в котором суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода по изменению забойного давления.

4. Способ по п. 1, в котором суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода с использованием забойного давления и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.



 

Похожие патенты:

Предложен способ и устройство для зарядки конденсатора большой емкости, способного сохранять энергию, применяемого, например, для приведения в действие электромагнитов в скважинных инструментах.

Группа изобретений относится к системе сбора информации из скважины и способу контроля условий эксплуатации в непосредственной близости от бурового инструмента с помощью утяжеленной оптимизационной трубы.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к технике для контроля и оперативного управления траекторией ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Группа изобретений относится к способам определения содержания асфальтенов в подземном пласте. Способ включает: перемещение скважинного инструмента в стволе скважины, проходящей в подземном пласте, причем подземный пласт содержит флюид различной вязкости; извлечение флюида в скважинный инструмент и измерение интенсивности флуоресценции; оценку содержания асфальтенов в извлеченном флюиде на основании измеренной интенсивности флуоресценции, причем отношение интенсивности флуоресценции к содержанию асфальтенов не является линейным и определяется, например, по следующей формуле: , где Iƒ представляет собой измеренную интенсивность флуоресценции; α представляет собой параметр подгонки; β' представляет собой параметр, определяемый как (8RTτ0)/3; R представляет собой универсальную газовую постоянную; Т представляет собой температуру извлеченного флюида; τ0 представляет собой собственное время жизни флуоресценции; η представляет собой вязкость; [А] представляет собой содержание асфальтенов.

Изобретение относится к средствам контроля положения скважины в процессе бурения. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств определения расстояния между скважинами.

Изобретение относится к способу исследования буровых скважин и к бурильной системе, а также к устройству для исследования скважин. Способ исследования буровых скважин содержит первый этап обеспечения для обеспечения бурового инструмента (1), содержащего по меньшей мере одну бурильную штангу (2) и узел (3) бурового долота, второй этап обеспечения для обеспечения инструмента для исследования скважин, содержащего сенсорное устройство для измерения параметров скважины (6), этап размещения для размещения инструмента для исследования скважин внутри бурового инструмента (1), этап бурения для бурения с помощью бурового инструмента (1) скважины (6) посредством процесса бурения, включающего в себя, по меньшей мере, ударное бурение, этап измерения для измерения параметров скважины (6) посредством инструмента для исследования скважин с получением данных о скважине (6), и этап обработки для обработки данных о скважине (6) устройством (7) обработки данных, чтобы получить информацию о состоянии скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для проведения геофизических исследований без извлечения бурового инструмента из скважины. Устройство по первому варианту включает сборку скважинных приборов, снабженную транзитной линией электронной связи, установленную в колонне бурильной или насосно-компрессорной труб, включающую соосно установленные кожух для защиты и транспортировки сборки приборов и направляющую трубу с расположенным в нижней части ограничителем хода и отверстиями над ним, камеру управления в виде полости, образованной между кожухом и направляющей трубой, сборку приборов, выполненную в верхней части с плечом и хвостовиком и жестко скрепленную в нижнем окончании с бурильной трубой, отстыковочно-стыковочное устройство с цанговым захватом, установленное в верхней части в кожух посредством муфты с отверстиями, жестко скрепленной с бурильной трубой, конусную втулку, установленную в направляющей трубе для возможности взаимодействия с цанговым захватом.

Группа изобретений относится к инструменту ограничения потока для использования в поземной скважине, буровому снаряду и способу ориентирования бурового снаряда в скважине.

Изобретение относится к бурению сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния между стволами сближенных скважин.

Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности.

Изобретение относится к области роторного бурения скважин и может быть использовано при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин. Устройство обеспечения геостационарности навигационного оборудования телеметрической системы мониторинга траектории ствола скважины включает пустотелый цилиндрический герметичный корпус, содержащий основание, выполненное с возможностью вращения. На основании установлены навигационные датчики. В корпусе установлены датчик частоты вращения, моментный двигатель, в статоре моментального двигателя выполнено цилиндрическое отверстие, в которое установлены токопровод и первая втулка, соединенная с основанием. С обеих сторон корпуса расположены два амортизатора с прокладками. Первый амортизатор с одной стороны закреплен на моментном двигателе, а с другой стороны выполнен с возможностью жесткого соединения, например, с оборудованием телеметрической системы. Вторая втулка содержит подшипник вращения, жестко связана со вторым амортизатором и через подшипник вращения соединена с основанием. Второй амортизатор выполнен с возможностью жесткого соединения, например, с силовой частью компоновки низа бурильной колонны. Жесткость амортизационных прокладок в поперечном направлении превышает продольную. Техническим результатом является повышение надежности работы устройства, повышение стабильности геостационарного положения навигационных датчиков, повышение точности определения пространственного положения бурового инструмента. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для передачи информации между забоем и устьем, и может быть использовано для определения направления бурения скважин с горизонтальным участком, в том числе непосредственно в процессе бурения роторным способом. Телеметрическая система мониторинга ствола скважины содержит измерительный модуль, включающий датчики, например инклинометрические, модуль электропитания, передающий модуль, формирующий импульсы давления промывочной жидкости для передачи информации по гидравлическому каналу связи. Наземное оборудование содержит приемное устройство, соединенное с датчиком промывочной жидкости, установленным в нагнетательной линии бурового раствора. Все модули установлены в герметичном внутреннем корпусе, сцентрированном во внешнем корпусе телеметрической системы, между внешним и внутренним корпусами выполнен кольцевой зазор для прохождения бурового раствора. Во внутреннем корпусе размещена плата управления, связывающая передающий модуль и измерительный модуль. Модуль электропитания содержит аккумуляторы и генератор, установленный в отдельном корпусе, имеющем верхнюю муфтовую часть, нижняя часть корпуса генератора соединена с внутренним корпусом и внешним корпусом системы. В корпусе генератора выполнено отверстие для прохождения бурового раствора. Генератор имеет проводное соединение с платой управления. Передающий модуль дополнительно включает кабельный канал передачи данных, для этого в стенке корпуса генератора предусмотрен паз для прокладки кабеля от платы управления до передающего модуля, а на верхней муфтовой части расположена индуктивная катушка, предназначенная для передачи данных от корпуса генератора до кабельного канала передачи данных посредством возбуждения электромагнитной индукции. Технический результат - повышение скорости передачи данных, а также повышение надежности системы. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к информационно-измерительным системам с расширенными инженерными функциями для проведения геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является повышение технико-экономических показателей бурения и внутрискважинных работ (освоение, текущий и капитальный ремонт скважин) за счет снижения рисков аварий и осложнений, времени на их ликвидацию и совмещения профессий (геосупервайзинга). Мобильная станция геолого-технологических исследований (ГТИ) для супервайзера включает комплекс оборудования и программного обеспечения, необходимого супервайзеру для выполнения ГТИ при бурении и внутрискважинных работах. Обладая полномочиями и статусом представителя заказчика, супервайзер формулирует своевременные рекомендации и предпринимает корректирующие действия на основе первичной, не интерпретированной, информации ГТИ в режиме реального времени. Предусмотрена возможность конфигурации, проверки, настройки, управления станцией из ситуационного центра на любом удалении от объекта. Станция включает систему управления рисками с алгоритмами оценки эффективности операций и раннего распознавания и предупреждения осложнений и аварий. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности дальнометрии между опорной и целевой скважинами. В частности, предложена система для дальнометрии между опорной скважиной и целевой скважиной, содержащая первый передатчик и второй передатчик с магнитными диполями, размещенные в опорной скважине; устройство для измерения напряжения, содержащее множество зондов; и контроллер, соединенный с устройством для измерения напряжения для вычисления расстояния или относительного направления между целевой скважиной и опорной скважиной на основании отношения измерений разностей напряжения, сделанных с использованием первого передатчика с магнитными диполями и второго передатчика с магнитными диполями. При этом второй передатчик радиально, аксимально или азимутально отделен от указанного первого датчика. Зонды могут быть размещены в целевой скважине, опорной скважине или на поверхности геологической формации. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 20 ил.

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к средствам для исследования продуктивных пластов бурящихся нефтедобывающих скважин. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей наддолотного модуля - НДМ в составе бурильного инструмента и снижение трудозатрат на проведение исследований вскрываемых продуктивных пластов. Способ и устройство обеспечивают вскрытие продуктивного пласта с помощью бурильного инструмента в составе с буровым долотом, оснащенным НДМ - наддолотным модулем с датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, передачу на поверхность измеренных данных, при этом перед спуском в скважину бурильную колонну предварительно снабжают пакером, установленным выше расположения НДМ, после вскрытия продуктивного пласта процесс бурения останавливают, производят раскрытие пакера, которым обеспечивают перекрытие заколонного пространства выше расположения НДМ, и внутрь бурильной колонны спускают на трубах меньшего диаметра регулятор депрессии, затем с помощью регулятора депрессии обеспечивают вызов притока жидкости из продуктивного пласта, при этом с помощью геофизических датчиков НДМ измеряют гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости, и передают измеренные данные на поверхность, затем извлекают из бурильной колонны регулятор депрессии и осуществляют распакеровку, далее бурение продолжают. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Технический результат заключается в повышении точности определения профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Способ предусматривает осуществление измерений забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации. Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации. 5 ил.

Наверх