3.4.1 Метод естественного теплового поля

В методе естественного теплового поля изучают распределение в скважине температур, создаваемых региональным тепловым полем Земли и локальными тепловыми полями, возникающими в горных породах при их пересечении скважиной.

При исследованиях регионального теплового поля земли изучают величину геотермического градиента Г (град/м), определяющего скорость нарастания температуры t в скважине с глубиной h, или величину, обратную геотермическому градиенту, – геотермическую ступень G=1/Г. Величина геотермического градиента зависит от плотности естественного теплового потока q и удельного теплового сопротивления горных пород Г=qζ.. В осадочных отложениях наибольшим тепловым сопротивлением характеризуются глины, наименьшим – гидрохимические и карбонатные осадки.

Естественные локальные тепловые поля возникают в скважине за счет физико–химических процессов, протекающих в породах и на контактах их с буровым раствором, с выделением или поглощением тепла. Повышение температур в скважинах, связанное с окислительными процессами, наблюдается против залежей сульфидов и каменных углей; локальные понижения температур в скважинах – против галогенных и газонефтеносных пластов.

В первом случае понижение температур связано с эндотермическим процессом растворения галоидов, во втором – с дроссельным процессом расширения газа и перехода углеводородов из жидкой фазы в газообразную при понижении пластового давления. Локальные тепловые поля возникают также против водоносных горизонтов с циркулирующими в них водами. На термограммах, зарегистрированных высокочувствительными термометрами, все эти полезные ископаемые отмечаются соответственно повышением или понижением температур.

3.4.2 Метод искусственного теплового поля

Интенсивность остывания или нагревания бурового раствора в каждой точке скважины зависит от теплового сопротивления (теплопроводности) горных пород. Чем меньше тепловое сопротивление, тем быстрее остывает или нагревается буровой раствор в скважине. Различие в скорости остывания и нагревания бурового раствора приводит к возникновению в скважине участков с аномальными значениями температур. Если температура бурового раствора ниже температуры окружающих пород, то породы с пониженным тепловым сопротивлением (гидрохимические осадки, водоносные пески) отмечаются на термограммах максимальными значениями температур, а породы с высоким тепловым сопротивлением (глины, газонефтеносные песчаники) –минимальными. Если температура бурового раствора выше температуры окружающей среды, наблюдается обратная картина. Величина аномалий температур на термограммах метода искусственного теплового поля зависит от разницы температур бурового раствора и окружающей среды.

Метод искусственного теплового поля широко применяется для определения:

– мощности продуктивных пластов;

– наличия притока продукции из каждого горизонта и момента включения новых работающих интервалов при их совместной эксплуатации;

– термодинамического состояния газожидкостной смеси в процессе работы скважины при разных дебитах;

– профиля приемистости нагнетательных скважин;

– технического состояния крепи скважин и т.д.

Однако его практическое использование в большинстве случаев ограничивается определением высоты подъема цемента в заколонном пространстве скважин, обнаружением межпластовых перетоков флюидов и выявлением мест негерметичности (утечек) в обсадных колоннах и НКТ.