Определение отдающих и поглощающих интервалов пласта изучение их профиля притока или приемистости

По результатам измерений механическими и термокондуктивными расходомерами, а также по данным метода высокочувствительной термометрии и метода изотопов можно определить отдающие и поглощающие интервалы пласта и получить профили притока (дебита) и приемистости жидкостей или газа по мощности работающего пласта. Профилем притока или приемистости пласта называется график зависимости количества жидкостей и газа, поступающих из единицы его мощности, или количества воды, нагнетаемой в пласт, от глубины залегания работающего интервала.

Для получения профилей притока и приемистости методом изотопов активированная жидкость закачивается в перфорированный пласт и путем продавки несколько оттесняется от ствола скважины. Затем скважина переводится на излив, и измеряется радиоактивность выходящей жидкости. В качестве радиоактивных индикаторов используются изотопы железа-59 и циркония-95. Оба они в значительной мере адсорбируются горными породами, что позволяет выявить места притока и поглощения жидкости пластом, проверить техническое состояние обсадных колонн и герметичность цементного кольца. Активированная жидкость приготавливается и вводится с помощью скважинного инжектора, который спарен с малогабаритным прибором для записи кривых ГМ.

Кривая ГМ, полученная после закачки изотопов, сравнивается с кривой ГМ, зарегистрированной до введения активированной жидкости в пласт. Интервалы приемистости и притока отмечаются на кривой ГМ, зарегистрированной после закачки изотопов, повышенными показаниями Iγ (рис. 178).

Для получения профиля притока методом изотопов в эксплуатационной скважине в нее следует закачивать нефть, меченную радиоактивными изотопами.

Определение профиля притока и приемистости по данным метода высокочувствительной термометрии основано па дроссельном и калориметрическом эффектах. На рис. 174 приведен пример выделения интервалов пласта, отдающих нефть и воду, с помощью высокочувствительной термометрии с использованием дроссельного эффекта. Скважина давала нефть с водой (30%) на поверхности. Пласт перфорирован в интервале 2098—2109 м. С целью выявления мест притока нефти и воды выполнено два замера термометром: в работающей скважине и во время остановки ее на 4 ч. На термограмме, зарегистрированной в работающей скважине, проявляются как дроссельный, так и калориметрический эффекты. В остановленной скважине калориметрический эффект через некоторое время исчезает, поэтому на кривой термометрии выявляются интервалы 2098—2103 и 2105,5—2108 м, связанные с проявлением дрос сельного эффекта. Аномалия против верхнего интервала значительно больше, чем против нижнего. Как следует из приведенных выше данных, величина дроссельного эффекта для нефти почти в 2 раза больше, чем для воды,— нижний интервал дает воду, а верхний — нефть.

Для более точной интерпретации расходограмм необходимо иметь сведения о типе флюида в исследуемом интервале скважины, полученные, например, резистивиметром, влагомером, плотностемером, а также о дебите и составе жидкости, полученные путем замера на устье скважины.