ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 3.7. Схема локатора муфтовых соединений и примеры выделения интервалов перфорации

Метод гамма-каротажа

Метод основан на измерении естественной радиоактивности горных пород и используется для привязки материала к литологическому разрезу скважины, а также для определения принимающих и обводненных интервалов по радиогеохимическому эффекту (РГХА) и при использовании метода закачки изотопов.

3.3. Физические основы методов контроля разработки и их интерпретация

Использование термометрии для решения различных промыслово-геофизических задач основано на регистрации стационарных и нестационарных температурных полей.

Методика проведения и интерпретации скважинной термометрии зависит от типа исследуемых полей.

181

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Стационарные температурные поля реализуются в простаивающих длительное время скважинах.

Нестационарные температурные поля наблюдаются в процессе восстановления теплового поля, нарушенного бурением, цементированием, промывкой, перфорацией и другими технологическимипроцессами.

Стационарное тепловое поле обусловлено тепловым по-

током из недр Земли, при этом тепловой поток испытывает региональные вариации в зависимости от литологического состава пород и активности тектонических процессов в регионе (рис. 3.8).

Рис. 3.8. Основные зоны изменения температуры

Наличие пластов с выделением или поглощением тепла приводит к изменениям теплового потока.

В пределах нефтяного месторождения величина теплового потока меняется слабо и принимается обычно постоянной.

Наличие теплового потока из недр Земли приводит к росту температуры с глубиной. Наклон температурной кривой к оси глубин меняется от пласта к пласту с различными теплофизическими свойствами. Тепловые потоки, наблюдаемые у земной поверхности, являются суммарным проявлением многих источ-

182

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ников тепловой энергии, основными из которых являются распад радиоактивных элементов и солнечная радиация, а также энергия, освобождающаяся при различных физико-химических процессах. В термическом режиме поверхностных слоев основную роль играет солнечная радиация, а тепловое состояние глубинных слоев земной коры определяется главным образом теплом радиоактивных превращений.

Интенсивность нарастания температуры с глубиной определяется геотермическим градиентом, который представляет собой изменение температуры на 100 м глубины, или геотермической ступенью – разностью глубин, соответствующей изменению температуры на 1 °С (рис. 3.9). Геотермический градиент пропорционален тепловому сопротивлению горных пород, отражающему их литологические особенности, он понижается с увеличением плотности породы (известняки) и повышается при замещении в поровом пространстве воды нефтью. Для различных районов он изменяется в широких пределах (от 1,1 °С в Пермском Прикамье до 8,3 °С в Восточном Предкавказье). На месторождении в строгом смысле стационарных полей нет (так как идет разработка), т.е. речь идет о квазистационарных полях.

Рис. 3.9. Геотермическое распределение температуры:

а – геотермический градиент; б – геотермическое распределение

183

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Местные тепловые поля могут возникать в скважинах по многим причинам. Тепловые поля в нефтегазоносных пластах образуются при вскрытии и разработке пластов. Термограмма для каждой скважины уникальна, но всегда можно выделить отдельные зоны, где распределение температуры закономерно (четыре зоны) (см. рис. 3.8).

1-я зона – зумпф – в остановленной скважине есть участок ненарушенной геотермы.

2-я зона – переходная. Распределение температуры в этой зоне обусловлено теплоотдачей от работающего пласта в подстилающие породы. Важно, на какое расстояние от интервала перфорации распространяется эта зона. Для малых времен эксплуатации она зависит от времени и температуропроводности пород и не распространяется далее 1 метра. Для самой длительно работающей скважины она должна быть не более 10 м, если больше, то это заколонный переток. В нагнетательных скважинах при закачке холодной воды эта зона может быть очень большой, в зависимости от объема и длительности закачки.

3-я зона– зона притока, где происходит смешивание потока жидкостив стволе скважиныспоступающейжидкостьюиз пласта.

4-я зона – зона конвективного обмена, где жидкость, дви-

гаясь вверх, охлаждается за счет отдачи тепла в горные породы (если их температура меньше).

По геотерме в зумпфе можно восстановить условную геотерму по скважине, продолжив которую вверх и сопоставив ее с текущей по разрезу, можно выделить аномалии от работающих пластов (рис. 3.10).

Температурные аномалии в работающей скважине обусловлены тремя основными эффектами: дросселированием, калориметрией и адиабатическим процессом.

Дроссельная аномалия в стационарном случае от дебита не зависит, а обусловлена дросселированием жидкости и газа в пласте за счет падения давления и нагрева жидкости при прохождении сужений. При этом нефть разогревается больше, вода

184

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

меньше, газы охлаждаются. Величина изменения температуры зависит от коэффициента Джоуля – Томсона (который зависит от состава флюида) и депрессии на пласт (рис. 3.11).

Рис. 3.10. Геотерма в зумпфе скважины

Рис. 3.11. Характеристика дроссельной аномалии: а – дроссельная аномалия; б – значения коэффициента ε для оценочных расчетов

Если подвижность в интервале притока нефти меньше, чем подвижность воды, то в начальный момент за счет большего удельного дебита воды температура воды будет больше, чем нефти. Затем по мере увеличения дебита нефти температура против нефтеносного пласта возрастет (инверсия). При поступлении газа с жидкостью изменение температуры может быть больше, меньше и нулевое, в зависимости от количества газа (рис. 3.12).

185

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

При освоении скважины ниже давления насыщения (Рнас) выделение газа сопровождается поглощением тепла и приводит к дополнительному охлаждению смеси.

Наличие воды в продукции уменьшает охлаждающий эффект от разгазирования и дросселирования газа. При обводнении более 60 % отрицательные аномалии невозможны.

Свойства дроссельного эффекта.

–проявляется только при движении;

–суммируется с другими тепловыми полями;

–у жидкостей дроссельный эффект положительный;

–у газов дроссельный эффект отрицательный.

Рис. 3.12. Изменение дроссельной аномалии от характера притока из пласта: а – однородный приток в нижнем пласте; б – приток воды и нефти из нижнего пласта; в – приток воды по кровельной части

186

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Термограмма в зоне конвективного теплообмена с увели-

чением объема жидкости дальше отходит от геотермы и уменьшается наклон (рис. 3.13).

Рис. 3.13. Термограмма в зоне конвективного теплообмена

В случае поступления счет малой теплоемкости газ быстрее теряет свою температуру и приближается к геотерме (рис. 3.14).

Рис. 3.14. Пример поступления газа из пласта

Эффект калориметрического смешивания против верхних пластов наблюдается при смешивании жидкостей с различной температурой в интервалах перфорации и в зоне нарушения обсадных колонн. Эффект от смешивания может быть любого знака в зависимости от температуры смешиваемых флюидов (рис. 3.15).

187

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 3.15. Эффект калориметрического смешивания против верхних пластов

Нестационарные температурные поля образуются

вслучае:

–после пуска в эксплуатацию добывающей или нагнетательной скважины;

–компрессорного освоения, свабирования или применения струйного насоса;

–остановленной скважины.

Это приводит к образованию следующих эффектов:

–эффект немгновенности регистрации;

–адиабатический эффект;

–баротермический эффект;

–инверсии во времени дроссельных аномалий.

Эффект немгновенности регистрации температуры по стволу скважиныприводит кпоявлению ложныханомалий.

Адиабатический эффект проявляется при быстром изменении давления, что приводит к расширению или сжатию жидкости в скважине и изменению температуры, величина которой зависит от изменения давления и адиабатического коэффициента (рис. 3.16).

188

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Значение адиабатического коэффициента зависит от со-

става жидкости и максимально для нефти (0,014) и минимально для пресной воды (0,0015).

При падении давления на 10 атм вода охлаждается на 0,01 °С, нефть на 0,14 °С. При повышении давления наблюдается соответственно разогрев. На границах разных сред изменение давления может привести к возникновению температурных аномалий. В случае однородных жидкостей адиабатический эффект приводит к параллельному смещению температурного распределения вправо или влево от геотермы (особенно хорошо проявляется в зумпфе).

Рис. 3.16. Влияние адиабатического эффекта на геотерму:

а– нарушение геотермы в зумпфе путем теплопроводности;

б– значение адиабатического коэффициента для оценочных расчетов;

в– адиабатический эффект; г – восстановление нарушенной температуры в стволе скважины за счет радиальной теплопроводности

189

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Баротермический эффект в пласте – это изменение температуры в насыщенной пористой среде, обусловленной изменением давления при отсутствии фазовых превращений. При отсутствии фильтрации баротермический эффект сводится к эффекту адиабатического сжатия или расширения. При стационарной фильтрации он тождественен эффекту Джоуля – Томсона.

Нарушение геотермы в зумпфе путем теплопроводности вышележащих пород очень мало и не превышает 1 метра (кроме нагнетательных скважин с закачкой холодной воды).

Восстановление нарушенной температуры в стволе скважины за счет радиальной теплопроводности зависит от литологического состава пород и их теплоемкости.

Зависимость температурных аномалий от забойного давления для различных газовых факторов: увеличивается с возрастанием газового фактора.

При разгазировании нефти в пласте установившаяся температура может быть любого знака в зависимости от газосодержания пластовой нефти, забойного и пластового давления и давления насыщения;

При обводненности продукции из данного пласта более 60 % отрицательные аномалии за счет разгазирования нефти в пласте практически невозможны.

Суммарный температурный эффект от разгазирования и дросселирования может быть нулевым и отмечаться только по объему притока, положительным и отрицательным в зависимости от состава флюида и соотношения Рзаб. и Рпл (рис. 3.17).

На рис. 3.20–3.22 представлен стандартный комплекс ГИС при освоении скважины свабированием, компрессированием и под насосом. Интервалы притока выделяются по данным термометрии (ВТ) и полученным скважинным термодебитомером (СТД). Датчики состава (влагомер (ВЛ) и резистивиметр (РИ)) показывают состав жидкости в скважине. Также интервалы притока и дебит скважины определяется по данным механической расходометрии (РГД). Данные баромометрии (БМ) позволяют контролировать изменение забойного давления в скважине.

190