Исследование влияния состава флюида на показания термодебетомеров нефтяных эксплуатационных скважин — страница 10

  • Просмотров 1713
  • Скачиваний 23
  • Размер файла 352
    Кб

нефть–вода, то четко отмечается рост приращения при переходе от воды к нефти. Если этот раздел располагается в той части скважины, где нет движения жидкости, то при переходе от воды к нефти должно наблюдаться изменение приращения от ΔТ0В до ΔТ0Н. Если в воде значение приращения температуры отличается от ΔТ0В, то это служит надежным признаком движения жидкости по скважине и наличия притока в нижней части скважины. 3. Участок,

относящийся к эксплуатационной колонне в промежутке между отдающими интервалами, – участок установившегося потока ΔТу. Он может иметь место при условии достаточного расстояния между кровлей нижележащего и подошвой вышележащего интервалов. 4. Участок, относящийся к лифтовой колонне, при входе в которую (в связи с резким возрастанием линейной скорости движения жидкости) величина приращения снижается до величины ΔТлк. Если

эксплуатация ведется по затрубному пространству, то при входе в лифтовую колонну скорость потока снижается, а величина приращения температуры возрастает. Сняв отсчеты по перечисленным участкам, можно определить профиль притока в исследуемом интервале. Для более точной интерпретации дебитограмм необходимо иметь данные о характере жидкости, заполняющей исследуемый интервал скважины, полученные резистивиметром, влагомером,

плотностномером или другим способом, и данные о дебите и составе жидкости, определяемые на поверхности. В скважине получают, как правило, минимум две дебитограммы (вторая повторная), одну термограмму и кривую ПС. Прежде чем приступить к интерпретации дебитограмм, необходимо проверить их качество. Дебитограмма считается качественной, если при повторении обеспечена воспроизводимость не хуже ±0,5°С. Повторяемость дебитограмм

должна обеспечиваться не только по форме, но и по абсолютным значениям измеренного сигнала на идентичных глубинах. В качестве примера на Рис. 6 показаны результаты исследования скважины термоэлектрическим дебитомером и их интерпретация. Скв. 38 Красноярской площади Пермской области эксплуатировалась фонтанным способом и имела следующие интервалы перфорации: 1364– 1369; 1377–1381; 1400–1404 м (песчаники). Общий дебит нефти из скважины не

превышал 14 м3/сут. По дебитограмме можно сделать вывод, что отдающими являются интервалы 1365,6–1369 и 1379,2–1381 м. Величина приращения температуры для суммарного дебита Qσ = 14 м3/сут составляет ΔТэк  27°С, а в неподвижной нефти (Q = 0) ΔТ0Н  З0°С. Считая, что для данного диапазона значений объемных скоростей зависимость приращения сопротивления от дебита линейная, получим в интервале 1365,6–1369 м дебит 3 м3/сут, в