51. Определение работающей мощности пласта

Под работающей мощностью пласта понимается часть эффективной мощности пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), в пределах которой происходит движение флюидов (нефти, воды, газа) при разработке залежи.

Величина работающей мощности пласта определяется по данным интегральных и дифференциальных профилей расхода флюидов.

Отношение суммарной работающей мощности участков пласта ∑h_раб к суммарной эффективной мощности ∑h_эф называют коэффициентом охвата:

k_охв=∑h_раб/∑h_эф.

Коэффициент охвата представляет собой отношение нефтегазонасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенный момент времени процессом вытеснения, ко всему нефтегазонасыщенному объему залежи. Этот коэффициент используется для оценки текущего состояния разработки эксплуатационного объекта и обоснования мероприятий по регулированию процесса вытеснения, направленных на достижение проектного коэффициента охвата.

Так же может быть рассчитан коэффициент действующей мощности k_дм , близкий к коэффициенту охвата:

k_дм= ∑h_раб/∑h_{эф перф.},

где ∑h_{эф перф} – суммарная эффективная мощность перфорированного интервала. Этот коэффициент можно использовать для сравнения работы пластов в одной или разных скважинах в различное время.

Обычно в работающую эффективную мощность включаются перфорированные или неперфорированные части пласта, не разделенные выдержанными перемычками толщиной более 1 м и примыкающие к интервалам, в которых фиксируется движение нефти, газа или воды.

Определяем таким образом значения работающей эффективной мощности пласта по всем месторождениям существенно выше значений k_дм ‑ составляют обычно 0,7-0,9.

На рис. 35 по кривой механического расходомера подошва продуктивного пласта характеризуется как неработающая. Снижение показаний термокондуктивного расходомера и положительное приращение температуры на термограмме против подошвы этого же пласта свидетельствуют о поступлении жидкости в этом интервале. Чувствительность механического расходомера снизилась также из-за изменения структуры потока (барботаж нефти через столб застойной воды), так как положение раздела вода-нефть, отмеченного резистивиметром, находится выше подошвы работающего продуктивного пласта.

Рис. 35. Выделение работающих мощностей продуктивного пласта

в скв. 267 Сосновского месторождения:

1 ‑ Глина, 2 ‑ песчаник нефтеносный, 3 ‑ интервал перфорации,

4 ‑ Работающие мощности

Интерпретация данных расходометрии усложняется в случае многопластовой залежи и в условиях неоднородного по составу и структуре флюидов потока. На рис. 35 приведен именно такой пример. На профиле механического расходомера нижний перфорированный пропласток перекрыт столбом застойной воды, о чем свидетельствуют данные плотностеметрии (δ_ф ‑ 1,18 г/см³). На кривой термокондуктивной расходометрии против этого пропластка отмечается резкое изменение показаний, связанное с движением в нем жидкости. Работа остальных пластов уверенно фиксируется по комплексу данных расходометрии, плотностеметрии и влагометрии.

Коэффициент охвата залежи процессом вытеснения по мощности продуктивных пластов для различных месторождений нефтегазоносных провинций страны из-за межпластовых перетоков, некачественного вскрытия или засорения перфорационных отверстий в среднем составляют лишь 0,5-0,6.

Контрольные вопросы

1. По каким данным определяется работающая мощность пласта?

2. Какие интервалы пласта входят в состав работающей эффективной мощности?