Оценка направления волны заколонных перетоков с помощью термометрии

При интерпретации термометрии в обсаженной скважине можно выделить несколько основных типов отклонения термограммы. Причины отклонения термограммы от геотермы определяются дебитами н, в, г, радиохимическими свойствами флюида, интенсивностью q i

Интерпретация термограмм

Источником перетоков и тип циркуляции перетока устанавливается по виду термограммы

Относительно геотермы в интервале их расхождения термограмма может быть 1)выше, 2)ниже, 3)либо пересекать геотерму.

Термограмма выше геотермы

1 Источник поступления флюида определяется т А (макс T). Если максимум внизу, то переток флюида вверх, если вверху то вниз

При неопределенном положении точки max T сравнивается давление в пласте. Источник перетока- пласт с большим давлением или при ∆ P > реального различия давления верхнего и нижнего пласта.

Если термограмма расположена ниже геотермы, источник поступления флюида устанавливается по т B (min T). Если минимум температуры находится снизу, то переток флюида происходит из нижнего пласта в верхний

 

Термограмма ниже геотермы

Если термограмма расположена ниже геотермы, источник поступления флюида устанавливается по т B (min T). Если минимум температуры находится снизу, то переток флюида происходит из нижнего пласта в верхний

 

Приток от туда, где больше площадь

 

 

158. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.

Использование индикаторных методов для решения задач контроля было начато в 60-х гг.

Индикаторные методы (ИМ) по Соколовскому Э.В. подразделяются на три группы в зависимости от цели исследования:

1-я группа используется для получения информации в пределах межскважинного пространства. Основана на прослеживании фильтрационных потоков (уточнение фильтрационной модели разработки, неоднородности пластов, определение скорости и направления фильтрации нефти и воды в пласте, выделение заводненных пластов, выявление гидродинамической связи между пластами, оценка взаимодействия скважин, определение эффективности процесса вытеснения нефти, мониторинг за продвижением закачиваемых химических реагентов).

2-я группа предназначена для применения в призабойной зоне пласта и позволяет обнаружить заколонные перетоки, разделить дебиты нефти многопластового объекта разработки, выявить в разрезе проницаемые горизонты, определить профиль приемистости, оптимальное давление нагнетания, тип коллекторов, основные параметры трещиноватых отложений, степень анизотропии пласта и т.д.

3-я группа используется в стволе скважины, с их помощью определяют техническое состояние подземного оборудования.

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: