Методика и порядок выполнения работ

Интервалы притока жидкости в действующей эксплуатационной скважине устанав­ливают по дебитограмме, полученной с механическим (турбин­ным) дебитомером или скважинным термодебитомером (СТД).

По данным наблюдений механическим дебитомером в дей­ствующей скважине составляют диаграмму накопленного деби­та скважины Q=f(H) в интервале продуктивного горизонта, дающего приток. Участки кривой, наклоненные к оси глубин под разным углом, соответствуют отдающим интервалам, участ­ки, параллельные оси глубин, указывают интервалы бесприточ­ные. Под нижним из отдающих интервалов Q = 0, над верхним отдающим интервалом значение Q максимальное и равно сум­марному дебиту, который дает интервал перфорации (рис.7). Дифференцируя интегральную кривую Q=f(H) с определен­ным шагом по глубине DН, например, DН =1 м, получают диф­ференциальную ступенчатую диаграмму DQ/DН =f(DН), величина аномалии которой в каждом интервале составляет «вклад» интервала в суммарный дебит (рис. 7). Обычно «ра­ботает» лишь часть перфорированного интервала.

Рис 1. Примеры дебитограмм, зарегистрированных турбинным (а) и термо­электрическим (СТД) (б) дебитомерами.

Дебитограммы: 1 — интегральная; 2 — дифференциальная

Однако из этого вовсе не следует, что работающая часть пласта h_p со­ставляет эффективную толщину h_эф. Практически всегда h_p < h_эф. Отношение h_p к h_эф характеризует режим работы продуктивно­го пласта при заданных условиях; по-видимому, его можно ис­пользовать для оценки коэффициента охвата пласта по толщи­не при разработке.

Термодебитомер (СТД), работающий как термоанемомет, четко отмечает минимумами температуры работающие ин­тервалы, которые обычно подтверждают аналогичную инфор­мацию, получаемую механическим дебитомером (рис. 1). Од­нако количественной интерпретации данные СТД не поддают­ся ввиду влияния на результаты СТД ряда факторов, коррект­ный учет которых невозможен.

Содержание отчета и его форма

По результатам самостоятельных определений работающих интервалов, установления профиль притока и подсчёта суммарного дебита составляется краткий отчет. В от­чете указываются глу­бины положения работающих интервалов; на диаграмме должен быть указан профиль притока, и подсчитан суммарный дебит. Проводится объяснение полу­ченных данных. Результаты работы свести в таблицу:

Площадь № скважины	Методы ГИС-контроля	Интервалы перфорации	Работающие интервалы	Дебит притока	Суммарный дебит

Вопросы для защиты работы.

1. Какими методами производят определения профиля притока в скважине.

2. Для чего необходимо определение профиля притока.

3. От чего зависят показания механического и термокондуктивного расходомера.

4. Факторы снижающие дебит скважины.

Рекомендуемая литература.

1. Коноплев Ю.В.,Кузнецов Г.С.,Леонтьев Е.И.,и др.Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений,М.,Недра,1986г.

2. Померанц Л.И.,Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин,М.,Недра,1981г.

3. Хаматдинова Р.Т.,Козяра В.Ф.,и др.,Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах, М.,ООО»ИздательствоГЕРС»,2001г.

4. ВНИИЯГГ,Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений, М.,Недра,1978г.

Рис 2, диаграммы для работы

Рисунок 2 Диаграммма для работы

Дата добавления: 2015-08-27