Н. Г. Чернышевского Головин Б. А., Калинникова М. В., Муха А. А. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами учебное пособие

• Название: Н. Г. Чернышевского Головин Б. А., Калинникова М. В., Муха А. А. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами учебное пособие
• Дата: 09.03.2022
• Размер: 472.25 Kb.
• Имя файла: bestreferat-223457.docx
• Тип: Учебное пособие; #388772
• страница: 3 из 4

2. Задачи, решаемые геофизическими методами при контроле за разработкой нефтяных месторождений.
В процессе разработки нефтяной залежи необходимо осуществлять комплексные гидродинамические, геофизические и лабораторные исследования для изучения характера изменения нефтенасыщенности пластов и на основании полученных данных принимать меры для наиболее полного извлечения нефти.

В настоящее время промыслово-геофизическимим методами решаются следующие основные задачи:

• 
  исследование процесса вытеснения нефти в пласте;
  
• 
  изучение эксплуатационных характеристик пласта;
  
• 
  изучение технического состояния скважин;
  
• 
  исследование скважин для выбора оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования.
  

Изучению процесса вытеснения нефти в пласте должно предшествовать исследование эксплуатационных характеристик пласта, а последняя задача не может быть надежно решена без данных о техническом состоянии скважины. В связи с этим комплекс промыслово-геофизических работ в скважинах эксплуатационного фонда и их программа должны предусматривать решение всех трех задач в одном цикле исследований. Однако задачи изучения эксплуатационных характеристик пласта и технического состояния скважин во многих случаях могут быть поставлены самостоятельно, вне прямой связи с вопросами изучения процесса вытеснения нефти из пласта.

2.1 Исследование процесса вытеснения нефти в пласте

Исследование процесса вытеснения нефти в пласте вклю­чает:

1. 
   контроль за перемещением водонефтяного контакта (ВНК) и контуров нефтеносности;
   
2. 
   контроль за продвижением фронта закачиваемых вод (ФЗВ);
   
3. 
   определение текущей и остаточной нефтенасыщенности;
   
4. 
   контроль за перемещением газонефтяного контакта и опре­деление газонасыщенности пласта.
   

Контроль за перемещением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности

Контроль за перемещением ВНК и контуров нефтеносности осуществляется по комплекту следующих данных:

• 
  по кривым электрического каротажа (БКЗ, БК, ИК, ди­электрический каротаж), полученным в контрольных необсажен­ных скважинах и дополнительных скважинах, пробуренных из числа резервных в процессе эксплуатации месторождения;
  
• 
  по результатам периодических исследований неперфориро­ванных пластов в эксплуатационных и контрольных обсаженных скважинах;
  
• 
  по материалам промысловых исследований и гидродинами­ческих расчетов: по характеру обводнения соседних эксплуатаци­онных скважин, по сопоставлению их профилей притока во вре­мени, по аналитическим расчетам, произведенным на основе карт-изобар.
  

Определение текущего положения ВНК в открытом стволе (или скважинах, обсаженных неметаллической колонной) мето­дами электрического каротажа проводится так же, как и определе­ние первоначального ВНК. Методика интерпретации данных элек­трического каротажа принципиально не отличается от обычной, изложенной в соответствующих инструкциях и руководствах.

Основными методами контроля за положением ВНК в обса­женных скважинах являются методы нейтронного каротажа.

Возможности нейтронного каротажа по разделению нефтеносной и обводненной частей пласта определяются объемным содержанием хлора в обводненной части пласта (т. е. минерализацией воды и пористостью пласта), а также минерализацией свя­занной воды в нефтеносной части пласта. Наиболее благоприят­ными для применения нейтронного каротажа являются условия, при которых минерализация воды, вытесняющей нефть, и пористость пласта высокие, а минерализация связанной и обводняющей пласт воды одинаковы.

В условиях низкой минерализации пластовых вод, т. е. при эквивалентном содержании NaCl 0,3-2% объема породы (содер­жание NaCl в воде 15-100 г/л при k_п=20%), контроль за положе­нием ВНК возможен по результатам высокоточных определений декремента затухания плотности нейтроновпо ИННК. В таких условиях минимальное различие в величинах для полностью нефтеносного и водоносного пластов при их неизменных свойствах по пористости и литологии составляет 8-10%. Точность определе­ния величин декремента затухания с современной аппаратурой  2%. Влияние вариаций свойств пластов (их литологии, в первую очередь глинистости и пористости) на величину декремента затуханияпревышает влияние изменения харак­тера насыщения пласта. Поэтому для оценки характера насыще­ния пласта по однократным исследования ИННК необходимо рас­полагать методикой определения глинистости и пористости (напри­мер, по данным гамма- и нейтронного каротажа) для типичных продуктивных коллекторов исследуемой залежи.

П ример
Определение положения ВНК в случае, когда пласт достаточно однороден по пористости и литологии и пластовые воды имеют высокую минерализацию, воз­можно методами ИННК, НГК и ННК-Т. Положение водонефтяного контакта надежно определяется по всем диаграммам на основании качественной интерпретации: на диаграммах НГК — по началу уменьшения показания, на диаграммах ННК-Т и ИННК на любой задержке — по началу увеличения показаний.
Контроль за продвижением фронта закачиваемых вод

При внутриконтурном заводнении необходимо осуществлять контроль за продвижением фронта закачиваемых вод. Для реше­ния этой задачи применяются тот же комплекс методов и мето­дика исследований, что и при контроле за продвижением ВНК.

Методика интерпретации результатов исследований должна учитывать основные закономерности продвижения закачиваемых вод:

а) в однородном пласте с хорошей вертикальной проницае­мостью наблюдается опережающее обводнение в подошвенной ча­сти и отставание в кровельной за счет проявления гравитацион­ных сил;

б) в неоднородном по проницаемости пласте опережающее об­воднение наблюдается по наиболее проницаемым прослоям;

в) по мере продвижения закачиваемых вод по нефтяному пла­сту происходит увеличение их минерализации за счет экстракции солей из нефти, в результате чего на фронте вытеснения образу­ется вал минерализованных вод, в которых содержание солей в ряде случаев выше, чем в реликтовых водах.

Из первых двух закономерностей вытекает, что в подошвенной части пласта, сложенной коллекторами с лучшими фильтрацион­ными свойствами, нужно ожидать значительного опережающего продвижения фронта закачиваемых вод по сравнению с остальной частью пласта. Напротив, в кровельной части пласта, сложенной коллекторами с пониженной проницаемостью, после прохождения фронта закачиваемых вод и длительной промывки пласта может остаться нефть. Отсюда следует, что для повышения надежности интерпретации необходимо предварительно классифицировать по роды-коллекторы по фильтрационным свойствам и учитывать по­ложение исследуемого пропластка относительно границ пласта.

Из третьей закономерности вытекает, что вытеснение нефти закачиваемой водой сопровождается сложным процессом изме­нения хлоросодержания пласта. Этот процесс может быть разбит на следующие этапы;

• 
  начальный этап, когда нефть в пласте еще неподвижна и остаточная вода опреснена в прискважинной зоне фильтратом про­мывочной жидкости (в случае вскрытия пласта на пресной промы­вочной жидкости;
  
• 
  этап однофазного движения нефти  содержание хлора в прискважинной части пласта увеличивается за счет солевого об­мена между движущейся нефтью и неподвижной остаточной во­дой;
  
• 
  этап уменьшения нефтенасыщенности за счет опережающей
  капиллярной пропитки содержание хлора в пласте достигает
  максимума и может превзойти его содержание в водоносной части
  пласта;
  
• 
  начальный этап обводнения  содержание хлора начинает уменьшаться до уровня минерализации остаточной воды;
  
• 
  этап обводнения закачиваемой водой  в зависимости от со­отношения минерализации закачиваемой и остаточной воды со­держание хлора в пласте или постепенно стабилизируется, если их минерализации близки или будет уменьшаться при меньшей минерализации закачиваемых вод;
  
• 
  конечный этап  содержание нефти в пласте достигает пре­дельной величины остаточной нефтеиасыщенности, а минерали­зация воды в пласте, включая связанную воду, становится равной минерализации закачиваемой.
  

Кривая изменения декремента затухания плотности нейтро­нов в процессе выработки нефтяного пласта повторяет по форме кривую изменения содержания хлора в пласте и поэтому служит характеристикой, по которой можно судить об этапах процесса вытеснения нефти водой.

П ример

Количественная оценка коэффициента текущей и остаточной нефтенасыщенности

Количественная оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности разрабатываемого пласта возможна при условии известной и достаточно высокой минерализации вод, об­водняющих пласт.

В открытом стволе указанная задача решается методами электрического каротажа, методика интерпретации результатов которых не отличается от методики оценки первоначального коэф­фициента нефтенасыщенности.

В обсаженной скважине в настоящее время единственным методом оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности является методика ИННК. Оценка нефтенасыщенности по данным ИННК базируется на связи среднего
времени жизни тепловых нейтронов с коллекторскими свойст­вами и нефтенасыщенностью исследуемых пород.

На характер зависимости существенное влияние ока­зывают минерализация пластовой воды, состав минерального ске­лета, глинистость, химический состав нефти. Влияние этих факто­ров должно быть учтено или исключено.

Методика количественной оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности применима для песчано-глинистых коллекторов с гранулярной пористостью при разработке залежи в условиях ес­тественного водонапорного режима или с поддержанием пласто­вого давления за счет законтурной или внутриконтурной закачки пресных вод в начальной стадии обводнения, когда минерализация воды, вытесняющей нефть, близка к минерализации пластовой воды. Эффективное использование методики возможно при мине­рализации пластовой воды не менее 150 г/л NaCl и пористости пласта более 15%. Методика количественной оценки нефтенасы­щенности может быть использована для качественной интерпре­тации (выделения нефтенасыщенных и обводняющихся пластов, а также степени их выработки) в условиях пониженной минерализации пластовых вод (30—100 г/л) и изменения пористости и гли­нистости в широких пределах (0,1 п<0,3; 0<С_гл<0,3), когда оценка нефтенасыщенности с абсолютной погрешностью меньше 5%, невозможна.

Оценка начальной нефтенасыщенности производится только в скважинах, пробуренных на растворах с нефтяной основой. При вскрытии пласта на водных растворах в связи с возможным стой­ким опреснением связанной воды в продуктивных пластах оценка начальной нефтенасыщенности по данной методике будет завышен­ной и может использоваться в качестве фоновой или опорной вели­чины, значение которой принимается близкой к 100% (фиктивная нефтенасыщенность).

Методика количественной оценки нефтенасыщенности приме­нима в условиях остановленных скважин при исследовании непер­форированных пластов или перфорированных, когда поступление жидкости из скважины в пласт не наблюдается. В условиях работающей скважины определение нефтенасыщенности возможно, если отсутствуют перетоки флюидов между пластами.

Количественная оценка нефтенасыщенности основана на ис­пользовании опорных пластов с известными максимальными и ми­нимальными значениями нефтенасыщения, что позволяет изба­виться от существенных систематических погрешностей, связанных с различием между истинной и измеряемой величинами времени жизни тепловых нейтронов, а также неточностью знания некоторых параметров пласта.
Контроль за продвижением газонефтяного контакта

Контроль за продвижением газонефтяного контакта (ГНК) осуществляется по следующим данным:

а) в неперфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов НГК ННК-Т, ИННК;

б) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;

в) по промысловым данным.

Основными методами контроля за положением ГНК являются стационарные нейтронные методы: НГК, ННК-Т.

Возможность нейтронного каротажа по разделению нефте­носной и газоносной частей пласта определяется их различием в объемном содержании водорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим содержанием во­дорода и меньшей плотностью, что приводит к повышению показа­ний НГК и НК-Т при измерениях с зондами, большими инверсион­ного, против газоносной части пласта. По этому признаку осуще­ствляется разделение газоносной и нефтеносной частей пласта и контроль за продвижением ГНК.( Под ГНК в этом случае понимается граница, вышей которой в нефтяном пласте содержится свободный газ в количестве, превышающем чувствитель­ность метода НК (примерно 10-20% при пористости более 20%). Ниже этой границы обычно получают нефть без свободного газа, выше  нефть с газом).

На диаграммах НК в однородном пласте положение ГНК устанавливается в точке начала роста показаний над уровнем по­казаний в заведомо нефтеносной части пласта. В неоднородном пласте положение ГНК может быть определено по результатам сравнения предыдущего и последующего измерений, если за время между измерениями произошло изменение положения ГНК. Сопо­ставление этих диаграмм позволяет по точке начала увеличения показаний на одной диаграмме относительно другой устанавли­вать положение ГНК как в момент последующего, так и в момент предыдущего измерения. Положение первоначального ГНК опре­деляется в неоднородном пласте по результатам сравнения двух измерений, выполненных после бурения, когда газ оттеснен от за­боя фильтратом промывочной жидкости, и после расформирования зоны проникновения.

2.2. Изучение эксплуатационных характеристик пласта.
При исследовании эксплуатационных характеристик продуктивного пласта решаются следующие задачи:

• 
  определение интервалов притока и поглощения жидкости;
  
• 
  определение профиля притока нефти, воды и газа в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
  
• 
  выявление обводненных интервалов и установление причин обводнения;
  
• 
  определение энергетических параметров пласта.
  

Данные задачи могут решаться при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае используется комплекс методов, включающий методы термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии, шумометрии и метод меченого вещества.

Выделение интервалов притока (поглощения)
Все пласты, против которых фиксируется приток(приемистость) по данным дебитометрии-расходометрии, считаются отдающими(поглощающими). Нижняя граница притока(приемистости) в скважине устанавливается по результатам исследования тремя методами: термометрии,механической и термокондуктивной дебитометрии. Термодебитометрия является основным методом выявления отдающих(поглощающих) пластов.



Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по кривой термодебитомера.

1 – работающие участки пласта; 2 – неработающие участки пласта; 3- профиль притока флюида; 4 – вода; 5 – нефть.
Пороговая чувствительность термодебитомера выше пороговой чувсвительности механического расходомера. В частности, термодебитомер способен обнаружить притоки и при капельном истечении нефти в воду. При небольшой величине зумпфа или когда зумпф в скважине заполнен осадком, выделение нижней границы притока затруднено, так как переход прибора из осадка в воду и отрыв прибора от забоя отражаются на термодебитограмме аномалией, соответствующей началу притока флюида в скважину.

Для выявления отдающих(поглощающих) пластов, не выделяемых по данным дебитометрии-расходометрии, к интерпретации привлекаются данные термометрии, проведенные в действующей и затем остановленной на короткое время скважине.

Оптимальное время остановки скважины выбирается на основании опыта работ на месторождении по исследованию стаби­лизации температуры в кровле (для эксплуатационной скважины) или подошве (для нагнетательной скважины) перфорированного интервала. При отсутствии таких сведений измерения проводятся через сутки после остановки скважины. Записывается основная и контрольная термограммы. Исследуются интервал перфорации, ближайшие неперфорированные пласты и примыкающие к ним перемычки.

Следует от­метить, что интервалы приемистости на термограммах действующих нагнетательных скважин отмечаются лишь в благоприятных слу­чаях (высокая удельная приемистость интервала на фоне низкой суммарной приемистости скважины, небольшое время работы скважины, интервалы приемистости расположены на достаточно большом удалении друг от друга). Поэтому исследования в дей­ствующих нагнетательных скважинах проводятся в основном для выделения нижней границы интервала приемистости и установ­ления затрубной циркуляции в нижележащий пласт, не вскрытый перфорацией.

При выявлении отдающих пластов в эксплуатационной и
пластов, поглощающих воду, в нагнетательной скважине гео­терма сопоставляется с термограммой, записанной в остановлен­ной скважине, находящейся в режиме теплового равновесия.

Совмещение температурных кривых производится в интервалах неискаженного естественного тепло­вого поля в зумпфе скважины.

Обработка и интерпретация материалов исследований выпол­няются в следующем порядке:

1. 
   По данным промыслово-геофизических методов устанавли­ваются границы перфорированных пластов и пластов-коллекторов ниже интервала перфорации. Отмечаются интервалы перфорации.
   
2. 
   По термограмме определяются границы притока флюида из верхних перфорированных пластов и места негерметичности колонны выше интервала перфорации, руководствуясь следующими соображениями:
   
   • 
     интервалы поступления флюида из пластов характеризуются резко увеличенным значением градиента температур (угла на­клона термограммы к оси глубин) по сравнению с перемычками, что обусловлено калориметрическим смешиванием притекающего из пласта флюида с восходящим потоком;
     
   • 
     градиент температур в перемычках между пластами в за­висимости от дебита и длительности работы скважины может быть равным нулю, постоянным или слабо меняться с глубиной, а в ин­тервалах неоднородных пластов он может существенно меняться с глубиной и в отдельныхпропластках уменьшаться до нуля (в однородных пластах градиент температуры постоянен).
     

Поэтому границы притока флюида из верхних перфорирован­ных пластов устанавливаются по точкам перегиба термограммы, соответствующим переходу от слабоменяющегося (в перемычках) к резкоменяющемуся участку градиента температур (в неоднород­ном пласте) и к участку большого градиента (в однородных пластах).

Аналогично устанавливается и верхняя граница притока из нижнего перфорированного пласта.

Выделение притока в подошве нижнего перфорированного пласта в общем случае представляет собой сложную задачу, ре­шаемую лишь при комплексной интерпретации данных термомет­рии и методов, предназначенных для исследования дебита и состава смеси в стволе скважины. При обработке термограммы против нижнего перфорированного пласта по резкому приращению температуры устанавливается подошва отдающего интервала, соответствующая нижней границе притока в полностью вскрытом пласте.

Положительная величина приращения температуры в подошве нижнего отдающего интервала указывает на дросселирование по пласту жидкости (нефти или воды), отрицательная  на дрос­селирование газа или на прорывзакачиваемых вод с температу­рой ниже пластовой.

При наличии затрубной циркуляции, а также в случае поступ­ления флюида в скважину из мест негерметичности колонны, рас­положенных ниже интервала перфорации, дроссельный эффект в подошве нижнего перфорированного пласта может и не прояв­ляться на термограмме. В этом случае границы притока из перфо­рированного нижнего пласта устанавливаются так же, как и для верхних пластов.

При выделении интервалов притока в нижнем перфорированном пласте следует помнить, что в неполностью вскрытом пласте на термограмме по­дошва отдающего интервала может не соответствовать нижней границе притока. Как правило, величина приращения температуры ?Т в отдающем интервале, не вскрытом перфорацией, ниже по сравнению с ?Т в интервале притока, а термограмма в подошве нижнего перфорированного пласта в этом случае имеет характер­ный вид «ступеньки».

Обработка термограмм, записанных в действующей нагне­тательной скважине, в основном сводится к определению нижней границы интервала приемистости скважины по резкому прираще­нию температуры в подошве нижнего принимающего пласта. По­ложение этой границы ниже интервала перфорации указывает на затрубную циркуляцию воды в нижележащие пласты, либо на не­герметичность колонны ниже интервала перфорации.

На практике задача выделения интервалов притока(поглощения) решается комплексным методом. В эксплуатационной скважине для решения этой задачи используются и данные методов исследования состава смеси в стволе скважины.

Пример


Определение профиля притока и профиля приемистости
Определение профилей притока и приемистости по пластам и пропласткам имеет целью установить распределение добываемого и закачиваемого флюида по мощности исследуемого горизонта. Профилем притока или приемистости пласта называется график зависимости количества жидкости или газа, поступающих из единицы его мощности, или количества воды, нагнетаемой в пласт, от глубины залегания работающего интервала. По результатам измерений механическими и термокондуктивными дебитомерами(расходомерами), а также по данным метода высокочувствительной термометрии можно получить профили притока(дебита) и приемистости жидкостей или газа по мощности пласта. При исследовании многопластовой залежи, эксплуатируемой одним фильтром, величины дебита нефти и расхода воды для каждого пласта в отдельности позволяют распределить накопленную добычу нефти и объем закачанной воды между совместно эксплуатируемыми пластами. Эти данные используются затем для анализа разработки: прогнозирования продвижения фронта закачиваемых вод, оценки текущего коэффициента нефтеотдачи раздельно по пластам и т.д.

Определение профиля притока и приемистости по данным метода высокочувствительной термометрии основано на дроссельном и калориметрическом эффектах.

Пример



Выделение работающих интервалов пласта и определение типа флюидов по данным механического и термокондуктивного дебитомеров и данных высокочувствительной термометрии.

I – кривая, замеренная термокондуктивным дебитомером типа СТД; II – то же, механическим дебитомером; III, IV – термограммы, полученные в работающей и отсановленной скважине.

1 – нефть; 2 – нефть с водой; 3- вода; 4 – интервал перфорации.
На рисунке приведен пример выделения интервалов пласта, отдающих нефть и воду, с помощью высокочувствительной термометрии с использованием дроссельного эффекта. Скважина давала нефть с 30% воды на поверхности. Пласт перфорирован в интервале 2098-2109 м. С целью выявления мест притока нефти и воды выполнено два замера термометром: 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 дроссельного эффекта. Аномалия против верхнего интервала значительно больше, чем против нижнего. Величина дроссельного эффекта для нефти почти в 2 раза больше, чем для воды, – нижний интервал дает воду, верхний – нефть.

Исследования в действующих скважинах проводятся лишь при установившемся режиме работы скважины и надлежащем техническом ее состоянии (отсутствие затрубной циркуляции между пластами и притоков флюида вне интервалов перфорации).

Для более точной интерпретации дебитограмм и расходограмм необходимо иметь точные сведения о типе флюида в исследуемом интервале скважины, получаемые, например, резистивиметром, влагомером, плотномером, а также о дебите и составе жидкости, полученные путем замера на устье скважины.
Выявление обводненных интервалов и установление источника обводнения
Для контроля процесса вытеснения нефти водой применяют: в скважинах, крепленных стальной неперфорированной колонной высокочувствительную термометрию и ГК; в перфорированных скважинах, кроме того, применяют методы, изучающие состав и дебит жидкости в стволе скважины.

Для выявления интервалов обводнения в перфорированных пластах по данным высокочувствительной термометрии предварительно по термограмме действующей скважины выделяются интервалы притока из отдельных пластов. На термо­грамме такие интервалы могут характеризоваться как положи­тельными, так и отрицательными приращениями температур. К возможным интервалам притока воды относят интер­валы отрицательных приращений температуры, расположенные непосредственно ниже интервалов положительных приращений.

Из точек термограммы, соответствующих верхней границе ин­тервалов положительных приращений температуры, проводят вспомогательные линии параллельно геотерме в пределах границ притока из пласта  условные геотермы. Условная геотерма про­водится и из нижней границы притока в скважину, если последняя выделяется по положительному приращению температуры. К воз­можным интервалам притока воды относят также интервалы от­рицательных приращений температуры, в которых температура на термограмме опускается ниже условных геотерм.


Пример выявления обводнения подошвы пласта по данным термометрии.

I – скважина работающая; II – скважина остановленная.

Признаком возможного обводнения подошвы нижнего отдаю­щего пласта является наличие на термограмме действующей скважины положительных калориметрических ступеней выше ниж­ней границы притока.

При нарушении герметичности цементного кольца или колонны открывается доступ воды в ствол скважины из водоносного или обводненного пласта, находящегося выше или ниже интервала перфорации.

Основным методом выявления затрубной циркуляции является термометрия. Результаты термометрии наиболее надежны, если в скважине имеется зумпф глубиной порядка 10 м. В этом случае признаком циркуляции из нижележащего пласта будет изменение температурного градиента по сравнению с нормальным для данного месторождения. Изменение градиента может быть связано и с нарушением герметичности колонны в зумпфе скважины, что устанавливается по данным расходомера.

На поступление воды из вышележащего пласта указывают отрицательная аномалия на термограмме в кровле перфорированного пласта в работающей скважине и против пласта-источника обводнения – положительная аномалия на термограмме, записанной в остановленной скважине.

Термометрия, выполненная в кратковременно остановленной скважине, практически однозначно выявляет перетоки воды в пласты, не вскрытые перфорацией. Признаком перетока служит отрицательная аномалия против поглощающего пласта на термограмме.

Признаками наличия затрубной циркуляции в нагнетательных скважинах являются быстрый рост приемистости скважины без увеличения давления в пласте; наличие дефектов в цементном камне и обсадной колонне, в перемычках между перфорированными и неперфорированными пластами, образование принимающих участков вне интервалов перфорации.

Определение энергетических параметров пласта
Давление в пласте определяется путем измерения манометром давления на устье после остановки скважин (прекращения притока флюида в нее и восстановления пластового давления) и пересчета измеренного давления на забойное с учетом гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины. В многопластовой залежи, вскрытой одним фильтром, забойное давление в остановленной скважине соответствует максимальному давлению в пластах этой залежи. Определить давление в других пластах залежи, характеризующихся пониженным его значением, таким способом невозможно. При остановке скважины, если перепад давления между пластами (с учетом гидростатического давления столба флюида между ними) превышает критический градиент давления, возникнут межпластовые перетоки жидкости. Таким образом, установление межпластовых перетоков жидкости по измерениям комплексом методов дебитометрии-расходометрии (механической и термокондуктивной) и термометрии, проведенной после остановки скважины в процессе восстановления пластового давления, позволяет качественно выделять пласты с повышенным и пониженным давлениями.

Определение давления в отдельных пластах эксплуатируемой многопластовой залежи возможно по результатам комплексных исследований расходомеров и забойным манометром, выполненных на разных режимах работы скважины, так называемом методом установившихся отборов.

Исследования этим методом заключаются в изменения режима работы скважины, измерении забойного давления в работающей скважине после выхода ее на установившийся режим работы (когда дебит скважины стабилизируется) и одновременном определении профилей притока и приемистости.

По данным исследования строятся графики зависимостей дебитов (расходов) для каждого пласта от забойного давления. Эти графики называются индикаторными диаграммами. По оси абсцисс откладывают дебиты, по оси ординат  забойное давление. Путем экстраполяции индикаторных линий каждого пласта до нулевого дебита определяются давления для каждого пласта.

Пример


На рисунке приведены индикаторные диаграммы I-III многопластового объекта, построенного по измерениям забойных давлений и дебитов по каждому пласту на трех режимах работы скважины, и суммарная индикаторная диаграмма IY.Забойное давление на каждом режиме работы скважины замерялось глубинным манометром и равнялось соответственно 143.5; 148;150 153 кгс/см². Путем экстраполяции индикаторных линий до оси давлений определяются значения пластовых давлений по каждому пласту (Р_I= 158 кгс/см²;Р_II=156 кгс/см²;Р_III=169.2 кгс/см²) и среднее пластовое давление для объекта в целом Р_IY , равное давлению на забое при нулевом дебите в закрытой скважине (Р_IY=162, кгс/см²).