1) Зкц снизу:

Рис.6.15. Показания методов состава при заколонном перетоке снизу

2 ) конвекция замещения:

Рис.6.16. Показания методов состава при гравитационной конвекции:

t1, t2, t3, t4 – замеры в различные моменты времени. На кривых резистивиметра и плотномера в зумпфе отмечается “скатывание” показаний в результате притока из пласта жидкости другой минерализации или температуры

Комплексы типовых диаграмм для выявления ЗКЦ снизу:

Р ис.6.17 Комплекс типовых диаграмм

Интервал ЗКЦ выделяется по показаниям термометра и шумомера. Нижняя точка изменения значений температуры и частоты шумов в зумпфе указывают на источник перетока жидкости за колонной. Показания расходометрии косвенно указывают на переток по изменению значений в подошве нижнего перфорированного пласта.

Выделение отдающих (принимающих) пластов

Регистрируя температурную кривую при работе компрессора в режиме нагнетания, в принципе уже в этот период можно выделять интервалы, имеющие гидродинамическую связь со скважиной и естественно, перфорированные интервалы. Признаком, по которому, выделяются принимающие зоны в скважине служит снижение температуры относительно первоначальной в подошве пласта. Причем термограмма на участке разреза выше подошвы принимающей зоны располагается ниже, чем первоначальное распределение температуры. Нижняя граница принимающей зоны отмечается четким изломом термограммы. Если имеется второй поглощающий интервал расположенный вверху, то он отмечается также, либо снижением температуры, отрицательной температурной аномалией, либо изломом температурной кривой на уровне поглощающего слоя. Ниже последнего по глубине поглощающего пласта температура резко (ввиду кратковременности этого периода) приближается к первоначальному температуре горных пород.

Учитывая кратковременность процесса нагнетания можно производить приближенную оценку объема поглощенной жидкости и расхода по величине отрицательной температурной аномалии T_H , зарегистрированной против пласта. Для этого замеряют средний температурный градиент термограммы, зарегистрированной в простаивающей скважине, и определяют величину столба жидкости, ушедшего в пласт как Н = T_H /Г_ср , а затем с учетом реальной длительности периода нагнетания оценивают и объем поглощенной жидкости

(6.1)

Так, например, для r₀ = 0,1 м, Гср = 0,015 К/м при зарегистрированной аномалии против пласта T_Н = 0,5 К объем поглощенной жидкости составит величину порядка 0,8 м³ .

После прорыва воздуха через НКТ начинается приток жидкости из перфорированых пластов. Признаками работы перфорированных интервалов в этот период является дроссельный и калориметрический эффекты. При пуске скважины компрессором обычно создаются значительные (несколько единиц МПа) депрессии на пласт, что, в свою очередь, отражается на термограммах большими (до1К) температурными аномалиями. Нижняя граница отдающего интервала в случае отсутствия заколонных перетоков соответствует наибольшему наклону температурной кривой к оси глубин.

Время начала притока жидкости из пласта после прорыва воздуха, равно как и начала оттока жидкости в пласт определяют следующим образом. Устанавливают термометр в скважине выше исследуемого интервала (но ниже НКТ) и наблюдают за изменением температуры жидкости в точке по блику гальванометра каротажного фоторегистратора. Момент начала уменьшения температуры после заключения компрессора характеризует начало смещения столба жидкости в скважине вниз и соответственно начало процесса поглощения жидкости пластом. Момент начала увеличения температуры после прорыва воздуха через НКТ свидетельствует о возникновении притока жидкости из пласта.

Определение дебита жидкости, поступающей из пласта, а следовательно и объема жидкости из пласта V_Ж , для небольших времен после пуска можно производить как по линейной скорости перемещения излома температурной кривой (тепловой метки), так и по величине изменения температуры T в интервале ствола скважины, не охваченного влиянием температуры потока жидкости, вышедшей из пласта, т.е. выше границы смешивания потоков. При этом дебит жидкости можно оценить из формулы (6.1), где T разность между температурой, сформированной в процессе нагнетания, и температурой потока после пуска.

В интервале исследований не охваченных влиянием температуры потока жидкости вышедшей из пласта (при отборе) или закачиваемой сверху, где наблюдается смещение первоначального распределения температуры, для оценки расходов жидкости в скважине можно использовать эффект немгновенности (временной эффект записи).

Для этого, после регистрации фоновой кривой в простаивающей скважине, осуществляется запись термограммы сразу после начала отбора или нагнетания. Выбирая небольшой интервал обработки термограмм, для определения скорости потока (V_п) в скважине можно пользоваться выражением

(6.2)

Для определения объемного расхода жидкости G можно получить из нее обобщенную формулу

где k = 1 для нагнетания и 2 для случая отбора жидкости;

V_T - скорость движения термометра;

Г p - зарегистрированный в процессе нагнетания или отбора градиент температуры;

r ₀- внутренний радиус обсадной колонны.

На рис.6.18.а и б приведены схематические кривые, поясняющие возможность оценки объема поглощенной и отобранной жидкости при нагнетании и отборе (а) и скорости потока по эффекту немгновенности регистрации температурных кривых (б).

В случае нескольких перфорированных интервалов в скважине поступление жидкости из верхних пластов после вызова притока приводит к скачкообразному изменению температурного градиента в результате смешения потоков. При совпадении температур смешивающихся потоков калориметрический эффект, как правило, не проявляется на термограмме. Это может привести к тому, что интервал перфорации не отметится на термограмме. Использование особенностей исследования скважин, возбуждаемых компрессором, - использование условий перехода от режима нагнетания к отбору - позволяет устранить этот недостаток, выбирая соответствующее время проведения измерения. Для этого устанавливают термометр выше верхнего перфорированного пласта и регистрируют термограмму сразу после начала притока жидкости из пласта. Такой методический прием позволяет зарегистрировать термограмму в такой момент, когда жидкость вышедшая из нижнего пласта («температурный фронт») не дошла до верхнего и на термограмме проявляется преобладающий эффект дросселирования в верхних пластах. В этом смысле, выбирая соответствующее время проведения измерения, можно говорить о возможности «регулирования» величины аномалии калориметрического эффекта.

На рис.6.19 приведены схематические кривые для различных моментов времени, поясняющие это.

Рис. 6.18. Оценка расхода жидкости.

а- по смещению первоначального распределения температуры; б - по эффекту немгновенности; сразу после начала нагнетания (отбора).

Рис.6.19. К пояснению возможности “регулирования аномалии калориметрического смешивания в верхнем перфорированном пласте выбором времени измерения термограммы (схематические кривые).

Вследствие зависимости величины разогрева пласта в начальной стадии эксплуатации скважины от многих параметров (R_К , G, h,  и т.д.) судить по термограмме против перфорированного пласта о величине депрессии затруднительно. Проведение измерений температуры после отключения компрессора позволяет иногда судить о соотношении давлений в соседних по разрезу скважины пластах. Изменение забойного давления в скважине в этот период, как правило, приводит к изменению температурной аномалии против отдающих пластов. Возрастание забойного давления часто является причиной возникновения межпластовых перетоков, что, в свою очередь, по направлению перетока позволяет судить о соотношении давлений между пластами.

Примеры интерпретации результатов исследований

На рис.6.20 приведены температурные кривые, зарегистрированные в период нагнетания жидкости в скв.№ 1919. Термограмма 1 - контрольная, кривая 2 - зарегистрирована в процессе нагнетания жидкости через 20 минут после начала работы компрессора. Анализ термограмм свидетельствует о работе перфорированного пласта, что отмечается снижением температуры (T_Н =1,2⁰С) против зоны поглощения жидкости. Причем по практически нулевому градиенту температуры против пласт можно говорить о том, что принимает вся перфорированная толща. Выше принимающей зоны наблюдается смещение температурной кривой относительно первоначальной с градиентом отличающимся от фонового, что связано с немгновенностью регистрации термограммы. Учитывая то, что исследуемая область соответствует z > V_T t (V_T = 500 м/час), можно, используя формулу (6.2), оценить скорость потока жидкости в скважине. Из термограмм получим Г₁ = 0,016 ⁰С/м, Г₂ = 0,009 ⁰С/м, следовательно скорость потока V_п = 219 м/час. Скорость, оцененная по данным барометрии, составляет величину того же порядка. Объем поглощенной жидкости на момент регистрации составил 0,9 м³ .

Рис. 6.20. Выделение принимающего интервала при нагнетании жидкости

В скважине №259 (рис.6.21) перфорирован интервал 1974.2-1976 м. НКТ спущены до глубины 700 м. Зарегистрированы термограммы: 1 - до начала работы компрессора; 2 - в режиме нагнетания, 3 и 4 - в режиме отбора. Анализ на кривой 2 (,⁰С) в интервале перфорированного пласта связана с оттоком жидкости в пласт. На кривых 3,4 перфорированный интервал отмечается разогревом поступающей из пласта жидкости вследствие баротермического эффекта. Величина разогрева в данном случае растет с увеличением времени эксплуатации (на кривой 3 -  0.33⁰С, на кривой 4 -  0.4⁰С). Здесь происходит установление температурной аномалии.

Изменения градиента температуры на кривой 3 в интервале 1938-1944 м объясняются продвижением фронта жидкости, вышедшей из пласта, и немгновенностью регистрации температурного поля.

Если в скважине несколько перфорированных интервалов, то поступление жидкости из верхних пластов отмечается аномалией калориметрического смешивания. Характер такой аномалии определяется температурой поступающей жидкости и ее дебитом. На рис.6.22 приведены результаты термических исследований скважины 5476. В скважине три интервала перфорации. Термограммы зарегистрированы: 1 - до работы компрессора; 2 и 3 - через 1 и 2 часа после отключения компрессора. Анализ термограммы показывает, что до включения компрессора в скважине происходит внутриколонный переток из верхнего пласта в нижние перфорированные горизонты. Поглощение нижних пластов отмечается характерным изменением наклона температурной кривой. После создания депрессии на пласты наблюдается приток жидкости из всех пластов. Причем нижние интервалы оба работают. но слабо (см.кривую выше пластов). Верхний же пласт отдает очень интенсивно и работает при этом вся перфорированная мощность пласта (см.кривую 3). Более того очевидно, что верхний пласт является высоконапорным по сравнению с двумя нижними.

Последнее связано с тем, что в этот интервал осуществляется закачка воды и следовательно, основным источником обводнения скважины является рассматриваемый пласт.

Рис. 6.21. Выделение работающего перфорированного пласта по сочетанию режима нагнетания и отбора.

Рис. 6.22. Выявление высоконапорного перфорированного пласта.

Определение мест нарушения герметичности обсадной колонны и негерметичности забоя скважины

Признаком нарушения герметичности обсадной колонны на термограмме, как и в длительное время работающих скважинах, являются дроссельный и калориметрический эффекты. Выявление таких дефектов в скважине не отличается от выявления отдающих перфорированных пластов, описанных выше. Единственным исключением из этого является непредсказуемость места нарушения герметичности колонны в стволе скважины. Поэтому особую важность здесь приобретают температурные измерения по стволу простаивающей скважины, так как часто на термограмме, зарегистрированной в этот период, отмечается различного рода аномалии, которые могут быть связаны с заколонными движениями жидкости и т.д. Выявление таких аномалий позволит в дальнейшем, при исследовании после включения компреcсора, выяснить природу их образования.

При выполнении условия Р_заб > Р_пл положение места нарушения герметичности колонны можно определить и по замерам температуры в процессе снижения уровня в кольцевом пространстве.

Если нарушение герметичности обсадной колонны расположено в зумпфе скважины, то приток жидкости после прорыва воздуха через НКТ обычно отмечается острой положительной аномалией разогрева. Формирование такой температурной аномалии происходит непосредственно с пуском скважины и быстро достигает значительной величины. Это приводит к практически мгновенному нарушению распределения температуры в этом интервале, зарегистрированного в простаивающей скважине. Темп установления дроссельной аномалии tп = Сп R²_к /Cж q против места нарушения герметичности колонны часто выше чем против перфорированного пласта, т.к. он (темп) зависит от величины зоны локализации перепада давления R_к и удельного дебита q. При наличии притока жидкости из места нарушения колонны обычно основной перепад давления локализуется на дефекте в колонне, т.е. зона R_К определяется толщиной колонны, а удельные дебиты жидкости здесь велики.

Так tп = 0,018 с, для R_к = 0,01 м, q = 40 м³ /сут.м.

Сформировавшаяся сразу же после прорыва воздуха дроссельная температурная аномалия определяет, таким образом, размеры зоны нарушения первоначального распределения температуры в зумпфе. Точка выхода зарегистрированной кривой на геотерму (z_Г ) в процессе освоения и опробования не смещается по глубине.

Место нарушения герметичности обсадной колонны, расположенное выше перфорированных интервалов, отмечается на термограмме аномалией калориметрического смещения. Недостатки использования аномалии калориметрического эффекта при определении отдающих интервалов известны. Поэтому для однозначного определения нарушения герметичности обсадной колонны в таких условиях следует использовать особенности переходных процессов при освоении и опробовании скважин, описанные выше. Выбор соответствующего момента измерения температуры после пуска позволяет практически всегда определять места нарушения герметичности колонны по преобладающей аномалии дросселирования, включая и случаи слабых притоков (малых негерметичностей) не регистрируемых другими методами.

Негерметичность забоя скважины обычно определяется по нарушению первоначального (герметичного) распределения температуры, которое хорошо видно при сопоставлении контрольной термограммы с термограммой, зарегистрированной после пуска скважины в пробную эксплуатацию компрессором. При этом характерным является монотонное изменение температуры с глубиной, что не наблюдается обычно при нарушении герметичности обсадной колонны. Наклон температурной кривой в зумпфе в этом случае определяется линейной скоростью (дебитом) восходящего потока жидкости. Поэтому возможный наклон температурной кривой при наличии негерметичности забоя скважины заключен между первоначальным распределением температуры и распределением, с нулевым градиентом температуры.

Примеры интерпретации результатов исследований

В простаивающей скважине № 3302 (рис.6.23) зарегистрировали термограмму 1. Характер установившегося температурного распределения свидетельствует о существовании межпластового перетока с глубины 3136 в перфорированный пласт. При этом из кривой совершенно неясно, где осуществляется переток за или внутри колонны, а однозначное суждение здесь важно. Для этого термограмму 2 зарегистрировали в соответствии с п 6.4.2 непосредственно после вызова притока жидкости из пласта компрессором. На термограмме 2 отмечаются аномалии дроссельного разогрева против перфорированного пласта и на глубине 3136 м. Анализ температурной кривой показывает, что на отмечаемой глубине острая температурная аномалия связана с поступлением жидкости через место нарушения герметичности колонны. Вследствие кратковременности отбора жидкости в данном случае удалось эффективно использовать особенность проявления переходного режима в начальный период эксплуатации. Четкость тепловой аномалии в интервале негерметичности связана с тем, что температурный «фронт» жидкости, вышедшей из перфорированного пласта еще не достиг за время дренирования отметки 3136 м. Кроме того и темп установления дроссельной температурной аномалии в месте нарушения колонны (малые зазоры) значительно опережает аналогичный темп в перфорированном пласте. Именно по этим причинам место нарушения герметичности колонны определяется здесь по преобладающей аномалии дросселирования. Очевидно, что при большем времени дренирования выделение дефекта колонны по термограмме становится более затруднительным вследствие проявления аномалии калориметрического смешивания.

Термограмма 3 на рис.6.23 зарегистрирована через 2 часа после отключения компрессора и так же характеризует переходный режим скважины: переход от режима отбора к первоначальному состоянию. Из анализа температурной кривой следует, что соотношение пластового и забойного давления в данный момент таково, что при продолжающемся небольшом движении жидкости из нарушения герметичности колонны вверх возникает и внутриколонный переток из повреждения колонны в перфорированный пласт. На термограмме 4 отмечается установление практически первоначального распределения температуры. Очевидно, что водоносный пласт в рассматриваемом интервале высоконапорный по сравнению с перфорированным.

Величина дроссельного разогрева при фильтрации жидкости определяется депрессией на пласт, а темп установления этой аномалии удельным дебитом жидкости. Именно на этом основана возможность эффективного применения термометрии для поисков и обнаружения «малых негерметичностей» эксплуатационных колонны, которые не удается обнаружить другими методами, например, расходометрией.

Рис.6.23. Использование особенностей проявления переходного режима при выявлении места нарушения герметичности колонны и внутриколонного перетока.

На рис.6.24 приведены результаты исследований скв.6881. Термограмма 1 зарегистрирована в простаивающей скважине, термограмма 2 - при работе компрессора, термограмма 3 и 4 - после снижения уровня компрессором. Искусственный забой отбит на глубине 1418 м. Из анализа температурных кривых видно, что сразу после включения компрессора происходит увеличение забойного давления, однако движение жидкости в скважине не отмечается, а практически параллельное смещение термограммы 2 относительно первоначальной связано с проявлением здесь эффекта адиабатического сжатия жидкости. Затем после снижения уровня жидкости и отключения компрессора наблюдается приток жидкости с забоя, причем судя по наклону температурной кривой 3 приток значителен. Дальнейший рост температуры жидкости на забое связан с дроссельным разогревом. Заметим, что работа перфорированных пластов в данном случае практически не проявляется на термограммах.

Рис. 6.24. Определение негерметичности забоя.

Негерметичность забоя скважины можно определить также и при работе компрессора в режиме нагнетания.

Выявление межпластовых перетоков жидкости в скважине

Определение перетока жидкости за колонной по термограммам в зумпфе скважины

Применение термометрии для выявления заколонных перетоков жидкости основано на использовании двух основных признаков: на регистрации температурных аномалий, возникающих в интервале перетока и в подошвенной части интервала перфорации. Характер нарушения геотермического (первоначального) распределения в зумпфе определяется конвективным переносом тепла и дроссельным эффектом, проявляющимся по пути движения жидкости. Время стабилизации температурного поля определяется в этом случае, как

где H - расстояние от подошвы перфорированного пласта до точки наблюдения. Например, при H = 10 м и U = 20 м/ч это время составит 30 мин (для реальных случаев оно еще меньше). Нарушение геотермического (первоначального распределения при этом наблюдается на всем пути заколонного движения флюида). При отсутствии заколонного перетока такое нарушение за счет только вертикальной кондуктивной теплопередачи может сформироваться за время порядка 8000 часов.

Таким образом, темп распространения температурного поля или темп формирования зоны нарушения геотермы в зумпфе, не согласующийся со случаем образования нарушения геотермы (первоначального распределения) путем теплопроводности, является определяющим признаком при выявлении заколонного перетока в начальной стадии эксплуатации скважины. При этом надо быть уверенными в том, что такая затяжка (зона нарушения) температурной аномалии не связана с методическими погрешностями: с превышением скорости записи температурной кривой, гравитационной конвекцией, промывкой и т.д.

Многообразие существующих путей движения воды за обсадной колонной и конструктивные особенности скважинного термометра (датчик не может быть приближен к стенке колонны ближе чем на радиус прибора) свидетельствуют о том, что температурный сигнал т перетекающего потока возникшего после пуска скважины достигает датчика температуры не мгновенно, а с некоторым запаздыванием. В этом заключается влияние так называемой инерционности скважины на формирование температурного поля в скважине.

Расчеты показывают, что время установления температурной аномалии в скважине зависит от ее диаметра. Для наиболее часто используемых диаметров обсадных колонн (0,126 и 0,146 м) и собственно скважины (d₀ = 0,20 м) при использовании высокочувствительных термометров с разрешающей способностью порядка 0,01 К заколонную циркуляцию даже на оси скважины можно обнаружить уже через время порядка 0,7-1,7 часа. Полное установление температуры в стволе скважины происходит через время 8-20 часов.

Величина и форма температурных аномалий при перетоке определяются характером распределения давления по пути движения жидкости, коллекторскими свойствами пласта-источника обводнения и, соответственно, могут сильно различаться. Объяснение особенностям распределения температуры в интервалах перетоков можно получить на основе главных факторов, участвующих в формировании теплового поля здесь. К таким факторам относятся разогрев движущейся жидкости вследствие эффекта дросселирования, конвективный перенос тепла по пути движения и теплообмена с окружающими породами и скважиной. Обычно указанные факторы участвуют в формировании температурной аномалии одновременно, но на том или ином участке проявление одного фактора может преобладать над другими. Из анализа профилей температуры полученных в интервалах перетока отмечается преобладающее проявление дроссельного эффекта на участках, соответствующих глинистым пропласткам, и во многих случаях отсутствие значительного разогрева в интервалах проницаемых пластов. Такая закономерность свидетельствует о наличии вертикальных каналов высокой проницаемости в прискважинной зоне коллекторов или каналов в глинистой корке. На рис.25.а приведены схематические термограммы, иллюстрирующие влияние различных физических процессов на изменение температуры в интервале перетока. Помимо нарушения первоначального распределения температуры в зумпфе признаком заколонного перетока снизу является калориметрический эффект в подошвенной части перфорированного пласта, возникающий в результате смешивания потоков жидкости, поступающей из перфорированного пласта и по заколонному пространству снизу. Применение этого признака наиболее эффективно при различии давлений в перфорированном и неперфорированном водоносном пластах (между которыми имеется заколонный переток) после отключения компрессора, т.к. именно в этот период происходит непрерывное перераспределение соотношения депрессии в пластах вследствие непрерывного увеличения депрессий в пластах вследствие непрерывного увеличения давления в скважине. На рис.6.25.б приведены схематические кривые характеризующие влияние перетекающей жидкости на аномалию в перфорированном пласте.

Примеры интерпретации результатов исследований

В случае немонотонного профиля температуры в зумпфе интерпретация термограмм обычно не вызывает затруднений. Однако опыт показывает, что часто при освоении и опробовании в интервале перетока регистрируется монотонное распределение температуры. Последнее может вызвать затруднения в интерпретации термограмм и, более того, привести к ошибочным заключениям.

Рис.6.25. Признаки заколонного перетока снизу.

а) нарушение первоначального распределения температуры в зумпфе; 1 - проявление дроссельного эффекта в пласте источнике перетока; 2 - конвективный перенос тепла потоком воды; 3 - проявление дроссельного эффекта по пути движения жидкости; б) - аномалия калориметрического смешивания в подошвенной части пласта; 1 - проявление дроссельного эффекта в отсутствии перетока; 2,3 - проявление эффекта смешивания при заколонном перетоке; 4 - перфорированный пласт не работает, поступает только перетекающая жидкость

На рис.6.26 приведены результаты исследований скв.№ 8179. Первоначально здесь был перфорирован один пласт в интервале 1258-1259,2 м. При опробовании получили приток воды без признаков нефти. Для выяснения причины обводнения в скважине проведены термические исследования до (кривая 1) и после (кривая 2 и 3) компрессирования. При сопоставлении с расчетной кривой 4 видно, что зона нарушения начального теплового поля в зумпфе охватывает интервал более 10 м, однако, распределение температуры здесь монотонное, именно поэтому сделали заключение об обводнении перфорированного пласта. На основании этого заключения пласт был отключен цементной заливкой и перешли на верхние объекты

Термограмма 5 зарегистрирована через межтрубное пространство в процессе эксплуатации скважины штанговым глубинным насосом. Результаты исследований при квазистационарном поле свидетельствует, что изоляционные работы выполнены

Рис. 6.26. Результаты исследований скважины 8179.

Термограммы:1- фоновая, 2,3- через 2 и 4 часа после компрессирования, 4- расчетная.

5- в процессе глубиннонасосной эксплуатации, 6- дебитограмма.

не качественно и что в скважине существует и существовал заколонный переток, т.е .заключение было дано ошибочное. Определяющим признаком здесь является ускоренный темп изменения теплового поля в зумпфе.

Если в процессе отбора жидкости из пласта профиль температуры в зумпфе сформировался полностью (с учетом инерционности скважины), то после прекращения работы компрессора в этом интервале начинается процесс восстановления температуры. На рис.6.27 приведены результаты исследования скв.№ 30. Зарегистрированы контрольная термограмма 1 и термограммы 2,3,4 после отключения компрессора.

Сопоставление термограмм позволяет выявить интервал нарушения первоначального распределения температуры в зумпфе вблизи перфорированного пласта, что, как и в предыдущем случае является признаком заколонного движения жидкости с глубины 1440 м в подошву интервала перфорации. Дополнительным признаком перетока жидкости за колонной в данном случае является веерообразное расхождение кривых (в интервале 1240-1232 м), характерное только для 1V периода работы скважины, когда за Ш период температурное поле в зумпфе полностью сформировалось. По данным замера АКЦ в интересующем нас интервале глубин отмечается хорошее сцепление цемента с колонной. По-видимому, переток жидкости осуществляется между цементом и породой.

Рис. 6.27. Определение заколонного перетока по веерообразному расхождению температурных кривых в зумпфе

Интерпретация термограмм при явном немонотонном нарушении геотермического распределения в зумпфе, как уже отмечалось выше, обычно не вызывает затруднений, существенно не отличается от случая длительно эксплуатирующихся скважин и поэтому здесь не рассматривается .

Сложность при выделении заколонных перетоков снизу по увеличенному темпу формирования зоны нарушения с монотонным распределением связаны с возможностью появления такого рода аномалий здесь вследствие гравитационной конвекции (и это является ограничением метода). Поэтому здесь важны данные плотнометрии и сведения о минерализации жидкостей в скважине и поступающей из пласта (данные резистивиметрии). Кроме того, однозначность повышается в таких условиях при комплексном использовании термометрии и акустической шумометрии.

На рис.6.28 приведены результаты исследований скв.№ 9025.

Рис. 6.28. Влияние гравитационной конвекции на распределение

температуры в зумпфе скважины.

Перфорирован интервал 1331.4 - 1334.8 м. Зарегистрировали термограммы: 1 - фоновая в простаивающей скважине, 3 и 4 - через 1 и 2 работы компрессора в режиме отбора, 5,6 и 7 сразу и через 1 и 2 часа после остановки компрессора. Нарушение геотермического распределения в зумпфе обусловлено влиянием гравитационной конвекции из-за различия плотностей ( минерализации) жидкостей, поступающей из пласта (1.06 г\см³) и находящейся в зумпфе (1.03 г\см³). Возможность возникновения гравитационной конвекции в зумпфе при компрессорном освоении связана с тем, что часто перед исследованиями скважина промывается пресной водой.

Определение заколонных перетоков из водоносных

пластов расположенных выше перфорированных (сверху)

В отсутствии заколонного движения жидкости при наличии потока из перфорированного пласта к устью скважины происходит теплообмен в системе «скважина-горная порода». Возникновение перетока жидкости за колонной существенным образом изменяет процесс теплообмена в этой системе. С одной стороны в интервале перетока перетекающая жидкость обменивается теплом с окружающими горными, с другой стороны, с потоком жидкости в стволе скважины. Следовательно, в скважине в интервале перетока наблюдается теплообмен между двумя встречными потоками, а выше интервале только теплообмен с горными породами. Наличие встречного потока жидкости за обсадной колонной значительно увеличивает коэффициент теплопередачи, что, очевидно, влияет на распределение температуры в стволе скважины.

Из анализа расчетных температурных кривых и обобщения скважинного материала следует, что наличие заколонного перетока жидкости сверху приводит к скачкообразному изменению наклонов температурных кривых в интервале перетока и выше; точка излома температурной кривой соответствует месту расположения пласта-источника обводнения; при достаточно большом дебите восходящего потока жидкости в стволе скважины температурные аномалии на термограммах сглаживаются, и, следовательно, затрудняется обнаружение зон заколонных перетоков вследствие экранирования процессов, происходящих за колонной; при уменьшении дебита интервал перетока выделяется четче.

Используя особенности проявления термогидродинамических процессов при освоении и опробовании скважин можно значительно уменьшить экранирующее влияние потока. Для этого время работы компрессора после вызова притока жидкости должно быть минимально. Однако это время должно быть достаточным для того, чтобы жидкость, поступающая из перфорированного пласта, заполнила интервал исследований. Нестационарность температурного режима пласта и скважины приводит к возникновению ложных температурных аномалий в стволе скважины, и это следует учитывать при выявлении источников обводнения, расположенных выше перфорированных интервалов. Аномалии такого рода, не связанные с расположением здесь пласта-источника обводнения, выявляются путем сопоставления термограмм, зарегистрированных в различные моменты времени после начала отбора. Как правило эти аномалии не повторяются.

Кроме того, существенным при выделении перетоков жидкости сверху является различие радиусов возмущенных зон в окружающей скважину среде в интервале перетока и выше. Это приводит после работы компрессора к отставанию темпа восстановления температуры в интервале перетока по сравнению с градиентом выше интервала.

Другим признаком наличие перетока жидкости сверху, как и в случае длительно работающих скважин, является ярко выраженный эффект калориметрического смешивания потоков в кровельной части перфорированного пласта. Этот признак наиболее эффективен при различии давлений в перфорированном и неперфорированном пластах.

Примеры интерпретации геофизических исследований

На рис.6.29 приведены результаты исследований № 456, при опробовании которой был получен приток минерализованной воды.

Рис. 6.29. Результаты термических исследований скважины 456.

а - при опробовании верхнего объекта; б - после изоляции верхнего при опробовании нижнего объекта.

Башмак НКТ расположен на глубине 1000 м, т.е. значительно выше приводимых на рисунке глубин. Сравнение контрольной термограммы 1, зарегистрированной до начала работы компрессора, с распределениями температур 2 и 3 - после отключения компрессора через 0,5 и 3 часа соответственно (когда приток жидкости в скважину еще продолжается) позволяет установить, что вода поступает в скважину в кровле интервала перфорации, который вскрыл турнейские известняки на глубине 1402-1413 м. Локализация притока воды в кровле интервала перфорации и проявление здесь эффекта калориметрического смешивания являются характерными признаками заколонного движения жидкости из пластов, расположенных выше перфорированного. Изломы кривых температуры на глубине 1370 м приурочены к пласту водонасыщенного песчаника угленосной свиты, перекрытого неперфорированной на этой глубине обсадной колонной (см.кривые 2 и 3 на рис.6.29). На термограмме контрольного замера этот излом отмечается. Отсюда можно сделать вывод, что температурная аномалия на глубине 1370 м вызвана с началом конвективного движения за обсадной колонной к перфорированному интервалу. Причем существенно, что в процессе восстановления теплового поля (кривая 3) источник обводнения и интервал перетока вследствие уменьшения экранирующего влияния восходящего потока в стволе отмечаются четче. Заметим, что перфорированный интервал как отдающий проявляет себя слабо.

По результатам геофизических исследований было принято решение отключить перфорированный пласт цементной заливкой и перейти на нижний объект в интервале 1422-1435 м.

После выполненных геолого-технических мероприятий было проведено опробование скважины и соответствующие термические исследования. При этом зарегистрированы термограммы: до работы компрессора - 4, сразу после работы компрессора - 5 и 6, 7,8 - соответственно через 1,2 и 3 часа после работы компрессора. Анализ термограммы в данном случае также позволяет сделать однозначное заключение о состоянии скважины. Здесь происходит заколонное движение жидкости с глубины 1368 м (верхний пласт песчаника) и выход ее в скважину через «старый перфорированный» интервал. Причем на контрольной кривой 4 и термограмме 5 - сразу после остановки компрессора аномалия на глубине 1368 м не отмечается. На кривых 6, 7 и 8, зарегистрированных при уменьшении отбора (конвективное восстановление) четко отмечается излом термограмм на глубине 1368 м и характерное изменение аномалии калориметрического смешивания в кровельной части первоначального перфорированного интервала, когда отдача жидкости из известняков практически прекращается, а переток из песчаников продолжается (Р_{пл.песч.} > Р_пл.изв. ). По этим признакам и делается однозначное заключение. Вновь перфорированный интервал также практически не участвует в работе.

Таким образом, благодаря серии термограмм в данной скважине удалось не только установить причину обводнения скважины - заколонную циркуляцию сверху и некачественную заливку интервала перфорации, но и определить местоположение пласта-источника обводнения скважины и добывные возможности опробуемых объектов.

Существенно, что если бы в скважине в процессе притока жидкости была бы зарегистрирована одна термограмма (например, 2 и 5), то однозначного заключения, как в первом, так и во втором случае нельзя было бы сделать. Для второго случая это понятно, а относительно первого, связано это с тем, что, как уже отмечалось, аналогичные изломы кривых могут наблюдаться и при движении жидкости в колонне в первые моменты времени после пуска.

При анализе температурных кривых скв.№ 1270 (рис.6.30) первоначально излом температурной кривой отмечается на глубине 1412 м (кр.2) в последующие моменты времени излом кривой уже отмечается на глубине 1380 м (кр.3). Очевидно, что такое «поведение» аномалии не связано с процессами, происходящими за обсадной колонной, а характеризуют продвижение температурного фронта жидкости, вышедшей из перфорированного пласта после пуска.

При выявлении заколонных перетоков сверху в длительно эксплуатирующихся скважинах при интерпретации термограмм, могут возникать затруднения, связанные со сложностью разделения заколонного от внутриколонного перетока. Использование переходных тепловых полей и в этом имеет свои преимущества.

На рис.6.31 термограммы 2,3 и 4 дают представление о состоянии скв.№2432 соответственно через 45 мин., 2 и 4 часа после прекращения работы компрессора. Низ насосно-компрессорных труб находится выше интервала исследования. Термограмма 1 - контрольная. Анализ температурных кривых показывает следующее.

Рис.6.30. Выделение температурных аномалий (излом кривой) в интервале выше перфорированного пласта, не связанных с заколонным перетоком (скв. 1270 Таймурзинская площадь). Термограммы:1- фоновая; 2 и 3 - в процессе отбора жидкости из пласта.

Рис.6.31. Определение заколонноо перетока жидкости сверху в скв. 2432 Манчаровской пл. Термограммы: 1 - контрольная; 2,3 и 4 - через 45 мин, 2 и 4 часа после работы компрессора.

На термограмме 2 в кровельной части интервала перфорации отмечается отрицательная аномалия калориметрического смешивания (T₂ = 1,1 ⁰С). В интервале 1404-1410 м наблюдается изменение градиента температуры. При наличии только одной такой кривой естественно возникает затруднение при истолковании термограммы поскольку она аналогична аномалии при внутриколонном перетоке. Однако анализ изменения температурного поля в последующем, позволяет сделать однозначное заключение о заколонном перетоке сверху. Во внимание здесь принимается следующее. Перфорированный пласт практически в отдаче не участвует. Характер восстановления температуры в кровельной части и выше целиком определяется температурой перетекающей жидкости при возрастании забойного давления. Аномалия против неперфорированного водоносного пласта локализована по глубине и при этом дроссельный эффект не отмечается. Все это и свидетельствует о наличии заколонного перетока сверху в этом интервале.

Выделение внутриколонных перетоков жидкости в скважине

Постоянно меняющееся забойное давление в скважине при различии давлений в пластах создает благоприятные условия для возникновения внутриколонных перетоков. Если такие перетоки между перфорированными пластами существуют, то их определение в большинстве случаев не вызывает трудностей. Труднее выявить перетоки из мест негерметичности обсадной колонны вследствие непредсказуемости их месторасположения. Эффективность в данном случае повышается при комплексных исследованиях с использованием дебитометрии.

Обычно трудности при определении внутриколонных перетоков связаны со сложностью отделения их от заколонных перетоков того же направления. Однозначность здесь достигается путем использования особенностей переходного характера процессов в скважине. Режим отбора жидкости из скважины осуществляется резким уменьшением забойного давления, вследствие чего депрессия на пласты возрастает и, как правило, все отдающие пласты, в том числе и место негерметичности колонны, отмечаются аномалией дроссельного разогрева. Это существенный момент при разделении случаев заколонного и внутриколонного перетоков. Поведение температурной кривой в области продуктивного пласта в этом случае такое же как и нагнетательной скважины в режиме закачки.

Характерно, что при регистрации термограмм в период перехода от отбора к режиму первоначального состояния покоя наблюдается «стремление» температурных кривых по форме к первоначальным. Если в случае простаивающей скважины наблюдался внутриколонный переток с соответствующим распределением температуры, то после притока и последующей остановки компрессора в скважине будет отмечаться переход от отбора к внутриколонному перетоку. Таким образом, динамика температурных изменений позволяет повысить достоверность выдаваемых заключений.

Оценка характера насыщения пласта

Решение данной задачи в длительное время работающих скважинах связано с использованием особенностей аномалии калориметрического смешивания.

Выделение интервалов притока нефти и воды из пластов в скважину в период освоения и опробования основано на зависимости величины изменения температуры в начальной стадии нагнетания и отбора жидкости от значения коэффициента подвижности K/ флюида в пласте.

Из-за того, что вязкость воды, как правило, меньше вязкости нефти, при прочих равных условиях, обводненный (водоносный) пропласток (пласт) при нагнетании первым будет принимать жидкость, а при отборе первым отдавать жидкость из пласта. Это в свою очередь приводит к тому, что абсолютная величина температурной аномалии в начальные периоды нагнетания и отбора против водоносного (обводненного) пласта превышает аномалию против нефтяного.

С увеличением времени отбора разогрев нефти начинает превышать разогрев воды, т.е. здесь происходит инверсия аномалии калориметрического смешивания в пределах перфорированного пласта. Для выделения нефтеносного и водоносного пропластков необходимо регистрировать изменение температуры после пуска скважины, причем по крайней мере одну термограмму следует зарегистрировать после инверсии калориметрического смешивания. Максимальное время при котором наблюдается инверсия составляет 5 часов.

Эффективность термометрии повышается если одновременно с термическими исследованиями используют методы состава и, в частности, осуществляют контроль за положением динамического уровня и нефтеводораздела после отключения компрессора.

Примеры интерпретации результатов исследований.

Первоначально в скважине 6527 был перфорирован пласт в интервале 1568.6-1572.4 м (1 интервал) и скважина давала чистую нефть (3 м/сут). После дополнительной перфорации пласта в интервале 1555.2-1559.2 м (2 интервал) количество нефти возросло, но появилась в продукции и вода плотностью 1,06 г/см. Согласно промысловым данным источником обводнения является верхний перфорированный пласт (2 интервал).

Для определения притоков нефти и воды из второго перфорированного интервала были проведены исследования при компрессорном опробовании (рис.6.32.а). Термограмму 1 зарегистрировали в простаивающей скважине, термограммы 2 и 3 через 1,5 и 3,5 часов после начала отбора жидкости соответственно.

Рис. 6.32. Определение нефте-водопритоков в скважину по инверсии аномалии калориметрического смешивания. а - термограммы: 1 - до работы компрессора; 2 и 3 - через 1,5 и 3,5 часа после начала отбора; б - кривые установления температуры в подошвенной (П) и средней (С) частях верхнего пласта.

Температурная аномалия калориметрического смешивания против верхнего пласта имеет инверсионный характер. Нагляднее инверсия проявляется, если построить кривые установления температуры во времени (кривые зондирования). Для этого выберем две отметки по глубине, характеризующиеся сильным различием температуры :1559.2 м (подошвенная часть пласта) и 1558 м ( середина пласта по мощности). Из кривых установления температуры (рис.6.32.б) видно, что а начале разогрев притоков подошвенной части пласта больше, а при дальнейшем увеличении времени отбора меньше, чем в кровельной части, т.е. происходит инверсия температурной аномалии. Отмеченное явление характерно для зоны 1558-1559.2 м, т.е. именно в этом интервале и находится обводнившийся пропласток, который является причиной обводнения скважины. Нижний пласт, работая нефтью, проявляет себя очень слабо.

По термометрии можно производить и уточнение насыщенности пласта или проверку данных геофизических методов в открытом стволе. Для этого можно использовать наряду с охлаждением пласта вследствие прорыва закачиваемых вод различие подвижностей нефти и воды при работе скважины в режиме кратковременного нагнетания и отбора жидкости.

На рис.6.33 приведены результаты исследований той же скважины 6527, но по другой методике. Первоначально в скважине зарегистрировали термограмму сразу после закачки жидкости в простаивающей скважине. Затем повышением забойного давления (в течение 20 мин.) после включения компрессора в скважине осуществили кратковременный режим нагнетания жидкости и зарегистрировали при этом термограмму 2. После чего снижением забойного давления в скважине вызвали поток жидкости из пластов и в начальный период этого режима зарегистрировали термограмму 3. Сопоставили термограммы и рассчитали изменения температуры в начальный период нагнетания ₂ и отбора ₃ жидкости из пластов 1 и 11. При этом получили против 11 интервала ¹¹₂= 0.18⁰С, ₃¹¹= 0.1⁰С, а против 1 интервала ₂¹ ₃¹⁰С. Следовательно : T¹¹₂> T¹₂; T¹¹₃> T¹₁. Обводненным, таким образом, является 11 перфорированный интервал, а 1 интервал и пласт безводный, т.е. насыщен нефтью. Далее для определения интервала поступления воды можно использовать методику, основанную на регистрации серии термограмм сразу после пуска скважины (рис. 6.32).

Рис.6.33. Выделение обводненных пластов по сочетанию режимов нагнетания и отбора жидкости в скв.6527.

При технологии, использованной выше, исключается влияние на показание термометрии различия пластовых давлений. Однако при различии проницаемостей пластов может регистрироваться аналогичная рассмотренной выше картина. Для разделения этих случаев необходимо наряду с термометрией проводить прослеживание уровней и нефтераздела в скважине методами состава.

Действительно, на рис.6.34 приведены результаты исследований скв.5298. Здесь перфорированы два интервала; 1353.2-1356 м и 1365.2-1366.8 м . Гидродинамическая ситуация в скважине при работе компрессора аналогична предыдущему случаю (рис.6.33). Анализ термограмм свидетельствует, что первым принимает при нагнетании и первым вступает в работу при отборе жидкости верхний пласт. Соотношение величин изменения температуры такое же, как и в случае на рис. 33. Однако измерение плотности флюида в стволе скважины до и после работы компрессора с прослеживанием динамического уровня жидкости показывает, что нефти в продукции нет. Следовательно, оба перфорированных интервала обводнены, а характер изменения температурных аномалий связан здесь с различием проницаемостей пластов. Причем верхний пласт более проницаемый.

Рис. 6.34. Результаты исследований скв.5298.

В данном случае только контроль за составом поступающей из пластов жидкости позволил сделать однозначное заключение, поскольку из отношения температур можно было бы говорить об обводненности только верхнего пласта. Из анализа термограммы 3 , кроме того, следует, что из верхнего пласта поступает более минерализованная вода. На термограммах видно влияние конвекции между пластами.

Технологические карточки геофизических исследований при освоении скважин