Лекция 26

Термометрия Определение технического состояния скважин Определение зон гидроразрыва Преимущества и недостатки метода термометрии

По термограммам определяют работающую толщину пластов, в пределах которых до останов­ки наблюдались приток или поглощение. В отсутствие межпластовых перетоков поглощавшие пласты и эксплуатировав­шиеся изолированно отдающие пласты характеризуются ано­мально низким темпом восстановления температуры. В пластах, где при

а б в

Рисунок 16.4. Термограммы в скважинах, эксплуатирующих совместно несколько пластов при перетоках по стволу (дроссельный эффект в пластах отрицательный).

Действующие скважины а — переток из пластов II и III в пласт I, б — переток из пластов I и III в пласт II; в — остановленная скважина, переток из пластов I, III и IVв пласт II; I—геотермограмча; 2, 3 — термограммы соответственно при высокодебитном и низкодебитном перетоках.

Рисунок 16.4 Термограммы в интервалах заколонных перетоков, расположенных ниже эксплуатируемых пластов, в действующих скважинах (башмак НКТ на­ходится выше продуктивных интервалов, дроссельный эффект в отдающих пластах отрицательный):

а, б— добывающая скважина с перетоком сверху вниз (а) и снизу вверх (б), в — на­гнетательная скважина, переток сверху вниз, I — геотермограмма, 2, 3. 4 — термограммы в действующей скважине в отсутствие перетока (2), при высоко- (3) и низкодебитном (4) перетоке I` — интервалы перфорации, 2 —цементное кольцо

эксплуатации фиксировались аномалии калориметри­ческого смешивания, темп восстановления температуры аномально высок в первые часы после остановки скважины и ано­мально низок в последующем. При перетоках в стволе через некоторое время после остановки скважины в ней устанавливается квазистационарное распределение темпера­туры, описываемое закономерностями (см. рис.16.4). Значение получаемой информации особенно велико в интервалах эксплуатируемых по затрубью НКТ и в интервалах заколонных перетоков выше работающих пластов.

Выделение коллекторов.

Для нефти и воды коэффициенты отрицательны: = – (0,1 — 0,15), = (— 0,05). В связи с этим против мест поступления в скважину нефти и воды возможны небольшие положительные аномалии (Рис.16.5). Рудные тела и ископаемые угли на контакте с природными водами подвергаются окислению. Окислительные процессы, сопровождаются выделением тепла, что приводит к возникновению против таких пород положительных аномалий.

Галогенные породы в момент их вскрытия отмечаются отрицальными температурными аномалиями. Снижение температуры вызывается поглощением тепла при растворении соли. По мере насыщения глинистого раствора солью его способность к растворнению снижается, происходит потеря тепла и температурные аномалии против галогенных пород со временем исчезают. Пласты коллекторы с циркулирующими в них водами находят отраженна термограммах в зависимости от температуры циркулируют, воды.

Определение параметров продуктивных пластов

. Определение газо-нефтяного контакта. Согласно обычной температурной кривой, зарегистрированной в необсажепной скважине

Рисунок 16.5 Определение мест поступления в скважину нефти, газа и воды

(кривая///, рис. 16.6), можно предположить, что газовый горизонт находится приблизительно на глубине 1550—1600 м.

Рисунок 16.6 Определение газо-нефтяного контакта

Кривые / и //, выполненные дифференциальным термометром, уточнили положение контакта газ — нефть. Они фиксируют газопродуктивную зону и на глубине 1580 м.

Определение зон закачки газа в пласт. На рис. 16.7 приводятся температурные кривые, записанные обычным термометром (кривая /) и дифференциальным (кривая II) во время закачки 59 472 м³ природного газа в сутки. Термограммы показывают зоны, в которых создаются температурные аномалии, при этом применение дифференциального термометра значительно повышает точность измерений.

Рисунок 16.7 Определение зон закачки газа в пласт

Определение технического состояния скважин.

Определение места потери циркуляции в бурящейся скважине. На обычной термограмме рисунок. 16.8 зафиксирована зона потерн циркуляции на глубине 2630 м. Ниже этого интервала фиксируется зона нормального геотермического градиента.

Рисунок 16.8 Определение места потери циркуляции в бурящейся скважине

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 при помощи дифференциального термометра.

Решение этой задачи при помощи дифференциального термометра показано на рисунке. 16.9. Термограммы, записанные дифференциальным термометром непосредственно после окончания работ (кривая/) и спустя 60 ч (кривая 11). показали, что закачанный цемент проник в зону водонасыщенпого пласта в интервале 1202—1220 м, находящуюся непосредственно под нефтеносным пластом, и перекрыл воду.

Рисунок 16.9 Определение местоположения закаченного под давлением цемента

Определение зон гидроразрыва.

Для определения местоположения зон гидроразрыва при помощи температурных намерений соблюдается установленная последовательность в проведении работ: 1) проводятся два температурпых 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. 16.10 показаны две термограммы. Кривая 1 была записана до, а кривая 2 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.

1.4 Преимущества и недостатки метода термометрии.

В целом метод термометрии сравнительно прост в применении и для определения некоторых параметров в скважинах, но с другой стороны он очень длителен по времени. Вместо него чаще стали использовать другие более эффективные методы ГИС (ГК, ГГК, электронные методы, АК и др.) Примером может служить отбивка цемента в затру бном пространстве. Метол термометрии достаточно эффективен при отбивки высоты подъема цемента в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Основными его недостатками являются: отсутствие информации о характере распределения цементного камня в затрубном пространстве и стенкой скважины; исследования должны проводиться в строго определенное время после окончания цементирования.

Метод неэффективен при использовании облегченных цементных растворов.

Рисунок 16.10 Определение зон гидроразрыва пласта. (трещины)

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. Наиболее важной задачей является выделение пластов по их тепловым характеристикам и определение характера нефтегазонасыщения.