ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Рекомендуемое

Если скважина эксплуатирует одновременно несколько пластов, то при изменении режима ее работы относительная доля продукции, поступающей из каждого пласта, в общем дебите скважины не остается постоянной. Если при этом пласты содержат нефть с различными физико-химическими параметрами, то свойства нефтяной смеси в скважине будут зависеть от режима ее работы. Отобранные в такой скважине глубинные пробы не будут характеризовать нефть ни в одном из совместно эксплуатируемых пластов.

Необходимо по данным о свойствах смеси и профилям притока определить значения физических параметров нефти в каждом из пластов. Для этого могут быть использованы два способа.

В скважине, совместно эксплуатирующей несколько пластов, осуществляют глубинное дебитометрирование на ряде режимов ее работы и отбирают глубинную пробу нефтяной смеси, характерную для данного режима работы скважины. Совместная обработка данных дебитометрирования и результатов исследования глубинных проб смеси позволяет определить свойства нефти в каждом из совместно эксплуатируемых пластов. Указанный способ реализуется по следующей схеме операций.

1.1. Осуществляют дебитометрирование скважины на стольких режимах ее работы, сколько пластов подлежит изучению.

1.2. На каждом режиме работы скважины производят отбор глубинных проб смеси в фонтанной колонне традиционным способом, рис. а.

1.3. По данным дебитометрирования рассчитывают квоты (m) каждого из пластов i для каждого режима I

(1)

где: (V_i)_I, (V_общ)_I продукция, поступающая из отдельного пласта и общий дебит скважины, соответственно при работе скважины на режиме I, (пластовые объемы).

1.4. Исследуют глубинные пробы смеси, отобранные на каждом режиме работы скважины и определяют параметры смеси (А).

1.5. По данным о свойствах смеси и квотам пластов составляю для каждого параметра нефти систему уравнений (2) и рассчитывают свойства нефти в каждом из пластов

(2)

где:

• (m₁)_I, (m₂)_I, (m₃)_I … (m_n)_I - рассчитанные согласно (1) квоты пластов 1, 2, 3, … n при работе скважины на режиме I;
• (m₁)_II, (m₂)_II, (m₃)_II … (m_n)_II - то же на режиме II и т.д.
• A_I, A_II, … A_N - параметры смеси при соответствующих режимах;
• х₁, х₂, х₃, … х_n - параметры нефти в каждом из пластов.

Если условия позволяют осуществить спуск приборов ниже башмака фонтанной колонны, непосредственно в зону дренирования пластов, и отойти от традиционного способа отбора проб внутри фонтанной колонны, то в этом случае может быть использован поинтервальный отбор проб, рис. б. Этот способ предусматривает необходимость только в одном профиле притока, снятом при том режиме работы скважины, при котором целесообразно производить отбор глубинных проб. Пробы отбирают поочередно над кровлей каждого из пластов. Поинтервальный способ отбора глубинных проб реализуется по следующей схеме операций.

2.1. Осуществляют дебитометрирование скважины на том режиме работы скважины, при котором целесообразно производить отбор глубинных проб.

2.2. При этом режиме производят поинтервальный отбор глубинных проб над кровлей каждого из пластов, начиная с нижнего.

2.3. По данным дебитометрирования рассчитывают значения квот каждого из пластов по формуле (1).

2.4. Исследуют глубинные пробы, отобранные над кровлей каждого из пластов, и определяют параметры нефтяных смесей.

2.5. По данным о свойствах смесей и квотам пластов составляют уравнения и рассчитывают свойства нефти в каждом из пластов.

(3)

а - традиционный способ отбора глубинных проб;
б - поинтервальный способ отбора глубинных проб