§ 23. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ МЕСТНЫХ ТЕПЛОВЫХ ПОЛЕЙ

Местные, или локальные, тепловые поля, наблюдаемые в скважине, обычно приурочены к газоносным и нефтеносным пластам, пластам-коллекторам, в которых происходит циркуляция воды, сульфидным рудам, ископаемым углям, галогенным осадкам.

При фильтрации через пористую среду жидкости температура ее за счет трения повышается; при фильтрации газа происходит снижение температуры вследствие адиабатического расширения газа. Это явление носит название эффекта Джоуля — Томпсона, или эффекта дросселирования газа и нефти в продуктивном пласте. В результате эффекта дросселирования в скважине наблюдается аномалия температур, экстремальное значение которой

Картинка

где εТ — эффективный коэффициент Джоуля — Томпсона; Δр = рс—рп — перепад давлений в скважине и пласте.

Коэффициент εТ принято называть положительным, если газ в процессе дросселирования охлаждается, и отрицательным, если происходит его нагревание. Числовое значение коэффициента εТ зависит от состава газа, поступающего в скважину, и его температуры. Для природных горючих газов при температурах 20—200 oС и давлениях 5—30 МПа ε изменяется в пределах 0,05—0,45. Значения е снижаются с ростом давления, температуры и плотности газа. В процессе бурения давление столба промывочной жидкости превышает пластовое давление, вскрываемый газоносный пласт отмечается снижением температуры. В эксплуатационных скважинах газоносный пласт отмечается отрицательной аномалией независимо от соотношений давлений в скважине и пласте. Как следует из (VII.3), значения ΔТэкс связаны не с количеством поступающего из пласта газа, а с перепадом давления в продуктивном пласте. Поэтому небольшие поступления газа могут вызывать значительные температурные аномалии охлаждения, в то время как против высокодебитных и хорошо проницаемых газовых пластов с малым перепадом давления возможны малые значения ΔТэкс.

Для нефти и воды коэффициенты г отрицательны: εтн≈— (0,1÷0,15), εтв≈—0,05. В связи с этим против мест поступления в скважину нефти и воды возможны небольшие положительные аномалии.

Возможности температурных измерений для выявления локальных аномалий в скважине значительно расширились с разработкой высокочувствительных термометров на полупроводниках— аномалий-термометров. Такие термометры рассчитаны для изучения тепловых полей малой интенсивности и способны регистрировать температуру в детальном масштабе до 0,02 °С/см. В скважинах с установившимся тепловым режимом участки разреза с пониженными и повышенными значениями температуры отмечаются на аномалий-термограмме соответственно пониженными или повышенными значениями аномалий на фоне диаграммы геотермического градиента.

На основании температурных измерений в скважине в настоящее время определяют местоположение продуктивного пласта, газонефтяного контакта, места потери циркуляции в бурящейся скважине, глубину нахождения цемента, закачанного под давлением, зоны гидроразрыва и др.

Рассмотрим наиболее характерные примеры.

Определение местоположения продуктивного пласта. Кривая I (рис. 85, а) была получена во время фонтанирования, которое длилось несколько часов. Из этой кривой следует, что подошва продуктивного пласта находится на глубине 1055 м. Кривая II снята в период, когда фонтанирование было приостановлено (на 1 ч). Эта запись показывает, что верх продуктивного пласта находится на глубине 1048 м. По первой кривой видно, что благодаря эффекту дросселирования газа и нефти температура в стволе скважины снизилась на 1 °С и более выше места поступления в скважину нефти и газа. На кривой II отмечено, что после остановки фонтанирования температура над продуктивной зоной возросла, температурная аномалия против продуктивного пласта обозначилась четко.

Определение положения газонефтяного контакта (ГНК). Согласно обычной температурной кривой, зарегистрированной в необсаженной скважине (кривая III) (рис. 85,6), можно предположить, что газовый горизонт находится на глубине приблизительно 1550—1600 м.

Картинка

Кривые I и II, выполненные высокочувствительным аномалий-термометром, уточнили положение контакта газ — нефть. Они фиксируют газопродуктивную зону и на глубине 1580 м.

Определение места потери циркуляции в бурящейся скважине. На обычной термограмме (рис. 85, в) зафиксирована зона потери циркуляции на глубине 2630 м. Ниже этого интервала отмечена зона потери циркуляции на глубине 2630 м. Ниже этого интервала отмечена зона нормального геотермического градиента.

Определение глубины закачанного под давлением цемента. Количество цемента, закачиваемого под давлением в перфорационные отверстия, мало и не вызывает повышения температуры в обсадной колонне, достаточного для регистрации обычными термометрами. Значительно лучшие результаты получаются с помощью аномалии-термометра.

Термограммы, записанные этим термометром непосредственно после окончания работ (кривая I) и спустя 60 ч (кривая II), показали, что закачанный цемент проник в зону водонасыщенного пласта в интервале 1202—1220 м, находящуюся непосредственно под нефтеносным пластом, и перекрыл воду.

Определение зон гидроразрыва. Для определения местоположения зон гидроразрыва с помощью температурных измерений соблюдается установленная последовательность в проведении работ: 1) проводятся два температурных замера — до гидроразрыва и после; температура рабочей жидкости должна существенно отличаться от температуры в зоне проведения гидроразрыва (выше или ниже); 2) повторный замер должен проводиться по истечении некоторого оптимального времени (несколько часов) после проведения гидроразрыва; замер должен проводиться при статическом состоянии жидкости, перемещение жидкости внутри скважины при разрыве может привести к ошибкам в оценке гидроразрыва пласта.

На рис. 85, д показаны две термограммы. Кривая I была записана до, а кривая II после гидроразрыва в скважине. Эта скважина была перфорирована на глубинах 1001—1038 м. Сопоставление кривой, записанной до гидроразрыва, с кривой, записанной после гидроразрыва, показывает, что верхняя зона подвергалась разрыву на глубине от 1001—до 1013 м, нижняя— на глубине 1036—1038 м. Температура рабочей жидкости на поверхности была 54 °С, а температура пласта 31,5 °С.

Определение зон закачки газа в пласт. На рис. 85, е приводятся температурные кривые, записанные обычным термометром (кривая I) и аномалий-термометром (кривая II) во время закачки 59472 м3 природного газа в сутки. Термограммы показывают зоны, в которых создаются температурные аномалии, при этом применение высокочувствительного термометра значительно повышает точность измерений.

В настоящее время имеются все данные для того, чтобы считать, что дальнейшее повышение чувствительности глубинных приборов даст возможность расширить перечень задач, решаемых в нефтегазопромысловой геологии по температурным измерениям.

Комментариев к статье: 2..
[ Добавить ] комментарий
Поля с пометкой * обязательны для заполнения

*Ваше имя
  Ваш сайт  
  Ваш город
*Ваше сообщение

Код подтверждения
*Код с картинки   @
код на картинке содержит только цифры (0..9) и буквы англ. алфавита (A..Z)