ТЕРМОМЕТРИЯ СКВАЖИН
Измерение температуры по стволу скважины производят в целях изучения: естественного теплового поля Земли; местных (локальных) тепловых полей, наблюдаемых в скважине в процессе бурения и эксплуатации; искусственных тепловых полей, вызванных наличием промывочной жидкости в скважине и цементного раствора в затрубном пространстве.
МЕТОД ЕСТЕСТВЕННОГО ТЕПЛОВОГО ПОЛЯ ЗЕМЛИ (ГЕОТЕРМИЯ)
Геотермическими исследованиями скважин установлено, что на континентах температура пород до глубин 10—40 м подвержена периодическим (суточным, сезонным и годовым) колебаниям, связанным с изменением интенсивности солнечного излучения. (В водных толщах — морских и океанических — годовые колебания температур распространяются до глубин 300 м и более).
Слои, в которых колебания суточных и годовых температур становятся незначительными, названы слоями постоянных суточных и годовых температур, или нейтральными слоями. Температура нейтрального слоя принимается равной среднегодовой температуре поверхности Земли ТГ. Ниже этого слоя повсеместно наблюдается закономерное возрастание температуры с глубиной, определяемое внутренним теплом Земли. Основным источником тепловой энергии в недрах Земли принято считать энергию, возникающую при распаде радиоактивных элементов; дополнительными источниками могут быть кристаллизационные и полиморфические превращения, физико-химические и другие процессы, протекающие внутри Земли.
Интенсивность нарастания температуры с глубиной характеризуется геотермическим градиентом Г. За величину геотермического градиента в практической работе принимают изменение температуры Земли в градусах Цельсия на 100 м глубины. Градиент рассчитывают по формуле
Для характеристики прироста температур с глубиной часто используют величину, обратную геотермическому градиенту,— геотермическую ступень G, указывающую разность глубин, которая соответствует изменению температуры на 1 °С:
Геотермический градиент Г = qξ пропорционален тепловому сопротивлению ξ породы, которое отражает литологические особенности горных пород, слагающих разрезы скважин (q— плотность теплового потока). Этим вызваны изменения геотермического градиента при пересечении скважиной различных пород, что отмечается изменением угла наклона термограммы относительно вертикали. При постоянной плотности q диаграммы геотермического градиента можно рассматривать как диаграммы теплового сопротивления или обратной величины— теплопроводности (ξ= 1/λ).
Изучение тепловых свойств горных пород возможно как в скважине, обсаженной колонной, так и в необсаженной. Это объясняется тем, что тепловое сопротивление металлов мало по сравнению с тепловым сопротивлением горных пород. Например, тепловое сопротивление железа в 40—80 раз меньше теплового сопротивления глин.
На геотермограмме и графике изменения геотермического градиента (рис. 84) в зависимости от литологии пород значения геотермического градиента варьируют от 0,2 до 7° С/100 м. Геотермические измерения производят в скважинах с установившимся тепловым режимом, который наступает по истечении времени, достаточного для восприятия заполняющей ствол скважины жидкостью естественной температуры пластов (скважина должна простаивать без циркуляции не менее 10 сут). Установившемуся тепловому режиму предшествует неустановившийся тепловой режим, когда между жидкостью в скважине и породами происходит теплообмен.
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
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.
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 измерениями.
42. Исследование скважин в процессе бурения: каротаж приборами, транспортируемыми буровым инструментом; механический и фильтрационный каротаж; акустический каротаж в процессе бурения.
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНФОРМАЦИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Для оптимизации бурения скважин, повышения его эффективности и изучения геологического разреза в процессе бурения используются различные геолого-технологические информационно-измерительные системы. Последние представляют собой сложный комплекс контрольо-измерительных приборов и ЭВМ, предназначенный для решения следующих задач: сбор и анализ геологической информации для определения литологии, выделение коллекторов, оценка коллекторских свойств и характера насыщения пород, прогнозирование порового и пластового давлений, оптимизация бурения скважины — выбор долот, типа промывочной жидкости и ее плотности, нагрузки на долото, скорости ее вращения и др., управление оборудованием и аварийной сигнализацией.
Все разрабатываемые и внедряемые скважинные системы преследуют цели — оптимизацию бурения скважин и получение наиболее полной геологической информации о вскрываемом разрезе. Решение этих задач производится часто с использованием автоматической газокаротажной станции, дооборудованной приборами измерения технологических параметров процесса бурения.
Рассмотрим основные критерии, используемые при решении геологических задач. Литологическое расчленение разреза базируется главным образом на результатах анализа шлама и данных измерений продолжительности (скорости) бурения. Дополнительным источником информации о литологии разбуриваемых пород является вибрация бурового инструмента при работе долота на забое. Выделение коллекторов в разрезе и количественное определение их свойств осуществляется по шламу, керну, параметрам циркуляционной системы, продолжительности бурения и др. Определение пористости и проницаемости выполняется в основном по шламу с участием операторов. Отбор керна производится, как правило, ограниченно и только в продуктивных горизонтах.
Информацию о размещении в разрезе коллекторов, поглощающих или отдающих жидкость, и о их фильтрационных свойствах получают по измерениям уровня жидкости в приемных емкостях, по расходу ПЖ на входе и выходе и изменению показателей ее физических свойств (газосодержания, плотности, вязкости, диэлектрической проницаемости, температуры, удельного электрического сопротивления, минералогического состава, содержания твердой фазы и др.). Возможность определения перечисленных факторов основана на том, что малейшее проникновение фильтрата в пласты вызывает уменьшение общего объема ПЖ в емкостях и ее расхода на выходе скважины. При поступлении флюида из пласта в скважину объем ПЖ и ее расход возрастают, что приводит к снижению плотности и изменению других ее физических свойств. Весьма ценную информацию для выделения коллекторов можно получить по данным о продолжительности бурения. Высокопористые проницаемые коллекторы разбуриваются быстрее, чем глины.(нормально в лек написано я прост не писала=)
43. Исследование скважин в процессе бурения: газовый каротаж; экспресс-анализ каменного материала.
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Комплекс геохимических исследований скважин включает газовый каротаж, применяемый в двух вариантах: в процессе бурения и после бурения. Геолого-технологические исследования скважин заключаются в сборе и обработке комплексной геологической, геохимической, геофизической и технологической информации. Основными объектами информации являются промывочная жидкость, шлам, параметры гидравлической и талевой системы буровой установки и др.
ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Газовый каротаж основан на изучении содержания и состава углеводородных газов и битумов в промывочной жидкости, а также основных параметров, характеризующих режим бурения. Поровое пространство нефтегазоносных пород заполнено в основном смесью углеводородных газов (УВ). В процессе бурения газ из пор нефтегазосодержащих пород поступает в циркулирующую по стволу скважины промывочную жидкость (ПЖ) и выносится на поверхность, где подвергается анализу на содержание газообразных УВ, значительная часть которых состоит из УВ предельного (СnН2n+2) типа: метана СН4 (наиболее легкого и распространенного из УВ) и так называемых тяжелых газообразных УВ — этана С2Н6, пропана СзН8, бутана С4Н10, парообразных УВ — пентана C5H12 и гексана С6Н14. В дальнейшем УВ предельного типа будем сокращенно обозначать Сn, от метана до гексана C1—С6. Природный и попутный газы содержат также УВ непредельного типа СnН2n, изосоединения iСnН2n+2 и некоторые неуглеводородные газы — двуокись углерода С02, азот N и др. Однако для изучения нефтегазосодержания пластов информативными являются предельные углеводороды.
