При видобутку нафти дуже рідко доводиться експлуатувати однорідні, монолітні, насичені нафтою пласти. Зазвичай на забої свердловини є кілька перфорованих інтервалів, відповідних окремих пластів або пропласткам, розкритим загальним фільтром. Навіть якщо розкривають один пласт, то працююча товщина такого шару ніколи не дорівнює інтервалу перфорації. Відзначено такі факти, коли при декількох метрах перфорованого інтервалу весь дебіт свердловини було отримано з короткого інтервалу товщиною в кілька десятків сантиметрів. У нагнітальних свердловинах також товщини дійсно працюють інтервалів можуть сильно відрізнятися від розкритих.
Для видобутку нафти і розробки нафтового родовища вкрай важливо знати: що віддають продукцію інтервали, частку працюючих інтервалів від загальної товщини пласта; поглинають інтервали в нагнітальних свердловинах; распредел ?? ення нагнітається агента по інтервалах, пайова участь пропластков в сумарною продукції свердловин; распредел ?? ення інтенсивності припливу або поглинання уздовж інтервалу розтину; склад продукції, що надходить в свердловину з того чи іншого інтервалу; ступінь виробленості запасів нафти з окремих прошарків, розкритих загальним фільтром, ступінь компенсації закачуванням відібраної нафти; вкрай важливо сть впливу на привибійну зону свердловини для стимулювання віддачі або поглинання пластів, а також результати впливу, параметри окремих прошарків; частку працюючих інтервалів від загальної товщини пласта або пропластками; поглинають інтервали в нагнітальних свердловинах; поглинальну здатність кожного інтервалу; пайову участь різних інтервалів або окремих ділянок даного інтервалу в сумарною продукції свердловини; як розподіляється інтенсивність припливу або поглинання уздовж інтервалу розтину; склад продукції, що надходить в свердловину з того чи іншого інтервалу (наявність обводнених або частково обводнених пропластков); ступінь виробленості запасів нафти з окремих прошарків або пластів, розкритих загальним фільтром: ступінь компенсації закачуванням відібраної нафти з тих чи інших проіластков або пластів; інтервали, що вимагають впливу кислотою, гідравлічного розриву або додаткової перфорацією для стимулювання їх роботи на віддачу або на поглинання; результати впливу на привибійну зону геолого-технічних заходів з інтенсифікації припливу або поглинання; пластові параметри окремих прошарків, індикаторні лінії і статичні тиску в цих прошарків. Відповіді на перелічені запитання бувають отримані
Мал. 6.8. Діаграма інтенсивності припливу:
а - рівномірний приплив по вс ?? їй товщини ?? е пласта; б - рівномірний приплив при роботі двох пластів;
в - нерівномірний приплив при роботі двох пластів (частина пласта II не працює)
за допомогою дебітометріческіх досліджень свердловини опускається на кабел ?? е свердловинним приладом - дебітоміром для видобувних і витратоміром для нагнітальних свердловин. При переміщенні такого приладу вздовж розкритого інтервалу свердловини виходить інформація про распредел ?? еніі інтенсивностей припливу або поглинання уздовж перфорованого ділянки пласта.
Принципи вимірювання витрати рідини при припливі або при поглинанні бувають різними, але можна уявити, що в приладі є вертушка (лопатеве колесо), число обертів якої пропорційно витраті протікає рідини. Обороти вертушки можна трансформувати в електричні імпульси, які по кабелю передаються на поверхню і фіксуються спеціальним приладом - лічильником імпульсів.
Частота імпульсів, пропорційна витраті, може трансформуватися в струм або напруга і подана на стрілочний прилад, відградуйованих одиницях об'ємної витрати. Глибина спуску приладу і її зміна при переміщенні приладу також фіксується відповідним пристроєм. В результаті виходить залежність припливу або поглинання від глибини спуску приладу, т. Е. Дебітограмма.
Припустимо, що спускається дсбітомер дає свідчення про витрату рідини у вигляді числа імпульсів і едпппцу часу n, пропорційного витраті. При дослідженні таким дебітоміром однорідного пласта͵ в якому по вс ?? їй товщини ?? е інтенсивність припливу однакова, вийде діаграма (рис. 6.8, а). Очевидно, в даному випадку дебітомір, спущений нижче підошви пласта͵ де швидкість висхідного потоку дорівнює нулю, покаже n = 0.
При підйомі Дебітоміри приплив буде наростати, і вище покрівлі досліджуваного пласта число імпульсів буде максимально. На рис. 6.8, б представлена дебітограмма. коли пласт I і пласт II дають однакові притоки n1 = n2, n1 + n2 = nmax і кожен з цих пластів показує однакову інтенсивність припливу нд ?? їй працює товщини. З рис. 6.8, в можна бачити, що і пласті II вся товщина працює і продуктивність цього пласта͵ характеризується частотою імпульсів n2, становить частку від сумарної продуктивності обох пластів рівну,
З цієї дебітограмми можна встановити, що частина перфорованої товщини пласта I не працює. Товщина непрацюючого інтервалу дорівнює b при загальній товщини ?? е h1. З цієї причини охоплення пласта по товщини ?? е процесом витіснення в районі даної свердловини буде дорівнює
На дебітограммах відображаються інтервали не тільки припливу, але і поглинання, т. Е. З допомогою свердловинних Дебітоміри можна виявити внутрішньосвердловинним перетоки і визначити їх інтенсивність. За даними дебітометріческіх досліджень свердловин на кількох сталих режимах можна визначити коефіцієнти продуктивності окремих пластів, побудувати для них індикаторні лінії і визначити пластові тиску для кожного пласта. Це дозволяє глибше вивчити гідромеханіку роботи такої складної неоднорідної многопластовой системи.
Аналогічно бувають обчислені коефіцієнти продуктивності II і III пластів
Тут QI. QII. QIII. Pc - дебіти і забійні тиску, I, II і III шарів відповідно. Індекси 1 і 2 означають перший і другий режими. У разі поглинання рідини будь-яким пластом дебіт при поглинанні береться зі знаком мінус, а при обчисленні коефіцієнта продуктивності в чисельнику ?? е дробу береться різниця алгебри дебітів.
Мал. 6.9. Індикаторні лінії трехпластовой системи
При дослідженні свердловин на декількох режимах, маючи результати дебітометріческіх вимірювань, можна для кожного пласта побудувати індикаторну лінію. Для зручності зіставлення таких індикаторних ліній і вирішення деяких питань спільної роботи таких многопластових систем, викриті загальним фільтром, цілий ?? есообразно користуватися наведеними забійними тисками (рис. 6.9).
На рис. 6.9 точками 1, 2 і 3 відзначені дебіти I, II і III шарів відповідно при першому сталому режимі роботи свердловини, що мають загальну абсциссу - наведене забійні тиск Pс1. Точками 4, 5, 6 відзначені дебіти відповідно I, II і III пластів при другому режимі з наведеним забійним тиском Pс2
Як видно з малюнка, дебіт пласта III при тиску Pс2 має від'ємне значення (точка 5). Поєднуючи точки прямими, т. Е. Припускаючи лин ?? ейний закон фільтрації у НД ?? їм діапазоні дебітів, і екстраполюючи ці прямі до перетину з віссю тисків, отримаємо наведені пластові тиску. Для пластів I і II індикаторні лінії перетнулися в одній точці В. Отже, наведене пластовий тиск в цих двох пластах однакове, що є непрямим свідченням їх гідродинамічну зв'язок. Індикаторна лінія пласта III перетнула вісь P в точці А, абсциса якої є наведене пластовий тиск пласта III, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ менше пластового тиску в пластах I і II (точка В). Цим і пояснюється поглинання рідини пластом III при забійних тисках, що перевищують пластовий в пласті III.
При наявності даних дослідження на трьох і більше режимах можна отримати як прямолін ?? ейние, так і кріволін ?? ейние індикаторні лінії. Для определ ?? ення дійсних пластових тисків в кожному пласті, що залягає на різних гіпсометричних відмітках, вкрай важливо зробити перерахунок від наведених тисків до тискам, відповідним глибин залягання пластів.