4. Исследование длительно простаивающих скважин

Общие положения

К разряду простаивающих причисляются практически все скважины, находящиеся в простое на момент исследования по той или иной причине. Основной признак, позволяющий выделить эти скважины в отдельную группу, - квазистационарность термо-гидродинамического режима в скважине и прискважинной зоне, сопровождающаяся стабильным уровнем жидкости в стволе за период проведения исследований.

Задачи, решаемые в простаивающих скважинах

Путем температурных исследований простаивающих скважин могут быть решены следующие задачи:

• определение величины глубинных тепловых потоков в районе месторождения и сопредельных регионах;

• восстановление картины геотермического распределения температуры месторождения, района и региона с учетом искажающего влияния эксплуатации месторождения;

• определение абсолютных значений средних температур на опорных глубинах;

• выделение проницаемых пластов с активной гидрогеологией;

• выделение интервалов прорыва нагнетаемой воды;

• выделение интервалов и зон охваченных тепловым воздействием;

• стандартизация и поверка скважинных термометров.

Помимо этого, скважина, не имеющая перфорации, или перфорированная, но находящаяся вне зоны активной эксплуатации и не подверженная резким колебаниям давления эксплуатируемого пласта, может быть использована в качестве опорного термостата. При этом распределение температуры в стволе скважины весьма стабильно и перекрывает весь рабочий диапазон температур, наблюдаемых в данном районе.

Классификация скважин

Простаивающие скважины по решаемым задачам разделяются на следующие группы:

Категория 1

• скважины контрольные, с длительным сроком выстойки, не имеющие перфорации, обсаженные и цементированные во все интервалы глубин;

• скважины пъезометрические, со сроком выстойки достаточным для расформирования эксплуатационных эффектов;

• скважины вышедшие из бурения и находящиеся в ожидании бригады освоения и скважины разведочные до ввода в эксплуатацию;

Категория 2.

• скважины, остановленные в ожидании капитального ремонта;

• скважины, вышедшие из эксплуатации и подлежащие ликвидации по различным причинам;

• прочие скважины, длительное время не участвующие в эксплуатации месторождения.

Первая группа скважин наиболее важна для решения задач по описанию температурного режима месторождения, однако, может активно использоваться и для решения задач по наблюдению за эксплуатационным температурным режимом месторождения. Причем, в первом случае используются участки термограмм, не имеющие вторичных температурных аномалий, а во втором случае - выделяются интервалы с температурными аномалиями путем сопоставления с ненарушенной термограммой и дается заключение об их природе.

Аппаратура и технология проведения исследований

Для исследования простаивающих скважин следует использовать только метрологически поверенную аппаратуру с погрешностью измерения абсолютной температуры не хуже 0,5 К и высокой стабильностью показаний в течении контрольного времени между поверками. Использование неповеренной и нестабильной аппаратуры исключает получение качественной информации.

Все замеры в простаивающей скважине проводятся на спуске со скоростью не более 900 м/час первым проходом. Повторный замер проводится на подъеме с той же скоростью, однако при этом возможно некоторое искажение температуры за счет перемешивания жидкости в скважине каротажным кабелем и корпусом прибора.

При затрудненном спуске прибора за счет посадок в сильно наклонных или грязных скважинах основным следует считать замер на подъеме. В интервалах с повышенным градиентом температур и в зоне с температурными аномалиями скорость регистрации следует снижать до 600 м/час и менее.

Качество замера и состояние датчика температуры проверяется в скважинных условиях путем кратковременной остановки прибора до установления теплового равновесия датчика со средой. Наблюдаемый при этом дрейф показаний не должен превышать 0,1 К (рис.4.1.). По величине дрейфа показаний термометра и известной скорости оценивается инерционность датчика температуры на момент регистрации.

Рис.4.1.Типичная кривая, регистрируемая при остановке прибора с целью оценки коэффициента тепловой инерции

Т=Г_пр , где Г=grad T= Th /H, откуда =Т/Г_пр

где  -коэффициент тепловой инерции, Т - величина дрейфа показаний термометра (К), Г -градиент температуры в интервале остановки прибора, (К/м), _пр - скорость движения прибора до остановки (м/сек).

Данную операцию рекомендуется провести на спуске и на подъеме, что позволит оценить степень загрязненности датчика и погрешность измерения, обусловленную движением прибора.

Обработка результатов исследований

Первичная обработка результатов температурных исследований простаивающих скважин с целью построения сводной геотермограммы сводится к выбраковке термограмм с явным нарушением герметического распределения и, при необходимости, к оцифровке с шагом не более 1м. В дальнейшем термограммы пересчитываются с учетом кривизны и амплитуды скважины к абсолютным глубинам.

Для отбраковки скважины с недостаточным сроком выстойки после термического возмущения предлагается табл.4.1.

Табл.4.1.

Необходимое время выстойки скважин после теплового воздействия.

Значение температуропроводности горных пород   10^-6 м²/сек,

пороговое значение температурной погрешности Tпор = 0,2 К.

Время воздействия	5 сут	1 мес	1 год	5 лет	10 лет
Т воздействия (К)	Время выстойки
1.0	3 сут	11 сут	2 мес	7.5 мес	14 мес
4.0	15 сут	4.5 мес	18 мес	6 лет	15 лет
10.0	40 сут	5 мес	3.5 лет	15 лет	30 лет
20.0	90 сут	8 мес	7 лет	30 лет	50 лет

Предварительно отобранные и приведенные к абсолютным глубинам термограммы, зарегистрированные на одном месторождении или участке месторождения, обрабатываются на ЭВМ с использованием следующего алгоритма:

• поинтервальная аппроксимация термограммы кусочно-линейной функцией методом наименьших квадратов по специальной технологии;

• исключение из дальнейшей обработки интервалов с отрицательными нулевыми и заведомо завышенными значениями градиентов температуры;

• расчет средних значений градиентов температуры по серии скважин с исключением выбросов и грубых погрешностей;

• расчет свободной термограммы по средним значениям интервальных градиентов температуры с коррекцией наклона кривой по реперным точкам;

• расчет допустимого интервала (коридора) колебаний абсолютной температуры на месторождении с учетом структуры залегания и местоположения скважины.

Для работы данного алгоритма необходимо, как минимум, пять качественных термограмм при спокойном залегании горных пород. При переменной мощности отложений или наклонном залегании пластов расчет средних градиентов ведется без учета абсолютной глубины, но строго внутри одной литологически однородной фации. В этом случае построение сводной термограммы по месторождению теряет смысл, а следует вести речь о сводной градиентограмме, а ожидаемую на конкретном участке месторождения термограмму рассчитывать индивидуально с учетом мощности фации и абсолютных значений температуры на забое и устье скважины.

При отсутствии достаточного числа простаивающих скважин с установившимся тепловым равновесием характер теплового поля месторождения может быть описан по результатам единичных измерений в 2-3 скважинах с заведомо ненарушенным термогидродинамическим режимом. При этом одна из скважин должна находиться внутри контура нефтеносности, а другая - за пределами эксплуатируемого участка, желательно за линией нагнетательных скважин. Такое расположение скважин позволяет оценить диапазон изменения температуры на опорных глубинах и в пределах месторождения. Выбранные скважины должны перекрывать весь интервал глубин, охваченных эксплуатацией, иметь чистый забой и герметичную колонну обсадных труб (за исключением интервала перфорации). Допустимо искусственное сглаживание термоаномалий в интервале эксплуатируемых пластов, пересекаемых скважиной. Сглаживание проводится только в интервале пластов, в которые ведется закачка и отбор жидкости с учетом распределения температуры выше и ниже пласта.

Наиболее удобный способ описания температурного поля месторождения - построение температурных профилей по осям месторождения. Количество скважин, используемых для построения профиля, определяется исходя из геологической сложности месторождения в структурном отношении и наличия скважин с геотермическим распределением.

Примеры построения геотермических полей на месторождениях

На рис.4.2 и 4.3 приведены примеры сводной геотермограммы Юсуповского месторождения и температурного профиля, построенного вдоль контура нефтеносности. По результатам исследований оценено изменение температуры на опорных глубинах, которое не превышает 0,5 К, и прослеживается снижение линий изотерм при переходе от скв. 604 к скв. 401.

Общее количество простаивающих скважин, исследованных на Юсуповской площади, превышает 20 шт., а площадь месторождения - около 50 км². Признаны годными для восстановления сводной геотермограммы по условиям, определенным выше 9 скважин.

Пример восстановления геотермического распределения на длительно эксплуатируемом Мухановском месторождении при недостатке исследованных скважин приведен на рис.4.4.

Термограммы в скв.307 и 409 зарегистрированы метрологически поверенной аппаратурой при достаточном времени выстойки. Скв.41 и 992 исследованы производственными партиями при недостаточном времени выстойки и при низком уровне метрологического обеспечения.

Скв. 307 – контрольная - находится в зоне интенсивной разработки месторождения, не перфорирована, имеет длительный срок выстойки после бурения. На термограмме отсутствуют температурные аномалии как в интервале разрабатываемых пластов, так и в зоне пресных и опресненных водных горизонтов (0450 м). Интервал глубин, пройденный скважиной, полностью перекрывает основные эксплуатируемые и водоносные пласты. Уровень жидкости в скважине отмечается на глубине около 100 м.

Рис.4.2. Сводная геотермограмма, температурный коридор и распределение градиента температуры по глубине на Юсуповской площади.

Рис.4.3. Температурный профиль по Юсуповской площади.

Скв. 409 находится на значительном удалении от зоны эксплуатации месторождения за контуром нагнетательных скважин. Температурное поле в скважине не нарушено и находится в тепловом равновесии с окружающими породами. Уровень жидкости (Н=35м) позволяет проследить температурное поле во всем интервале глубин.

Рис.4.4. Пример проведения геотермических исследований Мухановской площади.

Шифр кривых: 1 - скв. 409, 2 - скв.307, 3 - скв.41, 4 - скв.992. Скв. 409 и 307 исследованы метрологически поверенной аппаратурой ДСТ-1 (БашГУ), скв.41 и 992 - в производственном режиме аппаратурой СТЛ-28.

Сопоставление термограммы по скв.409 и 307 после приведения к абсолютной глубине показывает высокую степень корреляции градиентов температуры при расхождении абсолютных температур на 2-3 К. Последнее объясняется геологической особенностью месторождения и естественным повышением изотермических поверхностей над куполом месторождения. Полученный коридор естественной температуры можно принять за допустимый интервал изменения температуры горных пород на месторождении.

Сопоставление термограмм по скв. 41 и 992 с предыдущим исследованиями позволяет выделить ряд особенностей теплового поля скважины. Учитывая среднегодовое значение температуры на поверхности, наблюдаемое в регионе (около 7 ⁰С), отмечается заниженное (скв. 41) и завышенное значение (скв.992) температуры в верхних интервалах. Это расхождение связано либо с процессом эксплуатации месторождения, либо с очень низкой точностью градуировки термометра. Температурные аномалии в нижних горизонтах по скв. 41 и 992 приурочены к проницаемым пластам и являются результатом нарушения термогидродинамического равновесия на месторождении и горизонтального движения пластовых вод.

Технология исследования длительно простаивающих скважин

Подготовка скважины:

Скважина до проведения исследований длительное время находится в простое. Температурные поле в скважине и окружающей породе стабилизированы. Давление на забое скважины соответствует давлению перфорированного пласта. При наличии буферного давления устье скважины герметизировано, излив отсутствует.

Решаемые задачи	Пункты тех. карты, подлежащие выполнению	Дополнительные условия
Определение геотермического распределения температуры и средних градиентов температуры по месторождению. Построение сводной геотермограммы.	1 4	Длительная выстойка скважины до установления теплового равновесия межу скважиной и горной породой.
Определение пластового давления.	1,2	Герметичность устья в процессе проведения работ на скважине. Стабильный уровень жидкости.
Выделение интервалов нарушения геотермического поля, интервалов вертикального и горизонтального движения жидкости в заколонном пространстве.	1 6	Наличие сводной геотермограммы по месторождению, отсутствие излива на устье.

Пункты технологической карточки:

1. Монтаж устьевого оборудования, спуск прибора в скважину, отбива уровня жидкости

2. Регистрация фонового распределения Т, ГК, ЛМ, МН, Рез, ВЛ по всему стволу для определения положения ГНР, ВНР, искусственного и текущего забоя, состава и плотности флюида в стволе скважины. Привязка к разрезу, выделение интервалов с повышенным уровнем гамма активности.

3. Очистка датчиков от грязи, оценка тепловой инерции.

4. Контрольный замер распределения Т, ЛМ и ГК в интервале эксплуатируемого пласта.

5. Регистрация уровня и спектрального распределения акустических шамов по точкам на спуске в интервалах с аномалиями температуры и ГК.

6. Контрольный замер Т и ГК по стволу скважины на спуске или подъеме. Направление замера определяется исходя из качества замера по пункту 2. (Спуск прибора не должен сопровождаться посадками и остановками).