Термокаротаж (высокоточный, дифференциальный)- т

При использовании этого метода измеряют температуру вдоль ствола скважины для изучения естественного теплового поля Земли и выявления тепловых аномалий при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Данные термометрии используют при изучении геологического строения месторождений нефти и газа и для контроля за техническим состоянием скважин.

Температуру в скважинах измеряют с помощью скважинного термометра сопротивлений, действие которого основано на изменении сопротивления датчика (металлического проводника или термистора) под влиянием температуры. Температуру среды, в которой находится термометр, определяют путем измерения сопротивления датчика, поме­щенного в термометре.

С увеличением глубины температура в недрах постепенно растет. Быстрота нарастания температуры характеризуется геотермическим градиентом Г, показывающим изменение температуры в °С при увели­чении глубины на 100 м.

В процессе бурения в скважине циркулирует промывочная жидкость, температура которой отличается от температуры окружающих пород. Между породами и скважиной происходит теплообмен, в результате чего температура пород в слое, прилегающем к скважине, отличается от естественной.

После прекращения циркуляции промывочной жидкости скважина и прилегающие к ней участки пород постепенно воспринимают есте­ственную температуру пород, и в скважине устанавливается состояние теплового равновесия с окружающими породами. Время, в течение которого скважина должна находиться в покое, чтобы в ней наступило тепловое равновесие с породами, зависит от многих факторов (началь­ной разности температур, длительности циркуляции промывочной жид­кости в скважине, диаметра скважины, тепловых свойств пород) и для глубоких скважин составляет 10 сут и более.

Температуры измеряют в необсаженных и обсаженных скважинах как до установления в них теплового равновесия с породами — методом неустановившегося теплового режима, так и при тепловом равновесии — методом установившегося теплового режима.

Метод установившегося теплового режима. Термограмма, зареги­стрированная при установившемся тепловом режиме, представляет собой кривую изменения естественных температур по разрезу скважины и назы­вается геотермой. Наклон кривой к оси глубин определяется величиной геотермического градиента на данной глубине (рис. 4.5.10).

Геотермический градиент зависит от плотности теплового потока и удельного теплового сопротивления пород.

Среди осадочных пород наибольшие значения удельного сопротив­ления и геотермического градиента соответствуют глинам и глинистым сланцам, меньшие — неглинистым песчаникам и карбонатным породам, минимальные — гидрохимическим отложениям (ангидритам, каменной соли).

Рис. 4.5.10. Термограмма естественного теплового поля (1) и графики изме­нения удельного теплового сопротив­ления пород (2) и геотермиче­ского градиента Г (3)

Метод неустановившегося теплового режима. Когда температуры в скважине и окружающих породах различаются между собой, вырав­нивание их величин происходит с неодинаковой для различных пород скоростью. Последняя находится в прямой зависимости от параметра а, называемого удельной температуропроводностью пород.

Рис. 4.5.11. Кривые температур, получен­ные при неустановившемся тепловом режиме в скважине: I-Тр>Тп; II -Тр<Тп; 1—глины; 2-известняки; 3 — песчаники; 4 — ангидриты

Сущность метода сводится к регистрации ряда последовательных кривых изменения температур по скважине в процессе восприятия ею температуры пород Тп. Если температура промывочной жидкости Тр выше температуры пород Тп, то породам с повышенной температуро­проводностью (песчаникам, известнякам, гидрохимическим осадкам) соответствуют пониженные показания, а породам с пониженной темпе­ратуропроводностью (глинам) — повышенные показания на термограмме (рис. 4.5.11). Обратное соотношение наблюдается при Тр<Тп.

По термограммам в разрезе скважины можно выделить газоносные пласты. Они отмечаются интервалами пониженных температур, воз­никающих вследствие охлаждения при расширении газа, поступающего из пласта в скважину.

Определение дебита и профиля приемисто­сти.

Скорость движения флюидов в стволе скважины определяют дебитомером. Работы проводятся для выделения работающих нефте-, газо- и водонасыщенных пластов и определение поинтервального де­бита; контроль за поступлением воды при закачке.