Определение работающих мощностей пласта
На рис. 10 показана кривая профиля отдачи пластов в продуктивном разрезе в результате изменения забойного давления. В данном случае обводнение нижнего пласта привело к увеличению его давления, в результате чего оказались выключенными из эксплуатации два залегающих над ним пласта и сократилась работающая мощность. Такой вывод возможен, поскольку по скважине имеются замеры расхода, полученные… Читать ещё >
Определение работающих мощностей пласта (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Основное назначение интегральных и дифференциальных профилей расхода жидкости — это выявление и количественная оценка работающих участков вскрытого перфорацией продуктивного коллектора, при суммировании мощностей которых устанавливаются работающая мощность пластов скважины и ее эксплуатационные показатели. Сопоставление определенных по расходометрии работающих мощностей с эффективными, найденными в процессе разведки и разбуривания месторождения, позволяет оценивать величину коэффициента охвата залежи системой разработки.
Коэффициент охвата определяется как отношение суммарной работающей мощности участков пласта к их суммарной эффективной мощности :
Коэффициент охвата может быть также рассчитан по формуле:
где — коэффициент действующей мощности; - сумма выделенных интервалов притока (приемистости); - суммарная эффективная мощность перфорированного интервала.
Распределение притока или поглощения по мощности продуктивного коллектора, подчиняется тому же закону, что и распределение проницаемости. Для уточнения работающей мощности, определенной по расходометрии используют ГК и ПС, так как кривые этих методов зеркально отображают распределение проницаемости (рис. 9).
Рис. 9 Сопоставление профилей удельного расхода жидкости и проницаемости продуктивного коллектора. 1 — глина, 2 — нефтеносный песчаник, 3 — интервал перфорации
На рис. 10 показана кривая профиля отдачи пластов в продуктивном разрезе в результате изменения забойного давления. В данном случае обводнение нижнего пласта привело к увеличению его давления, в результате чего оказались выключенными из эксплуатации два залегающих над ним пласта и сократилась работающая мощность. Такой вывод возможен, поскольку по скважине имеются замеры расхода, полученные на начальном этапе разработки месторождения, когда между давлениями в отдельных пластах значительных перепадов не было.
1 — глина, 2 — алевролит, 3 — нефтеносный песчаник, 4 — интервал перфорации Крупным недостатком турбинных расходомеров является их низкая пороговая чувствительность. Часто подошва работающего пласта отбивается выше нижней границы перфорированного интервала, а малые притоки или поглощение жидкости вообще могут оказаться незафиксированными. Поэтому измерения турбинными расходомерами принято проводить совместно с замерами термокондуктивными индикаторами притока и высокочувствительными термометрами.