Зацементированная колонна. В пространстве между колонной и стенкой скважины находится сформировавшийся цементный камень, контактирующий с колонной и породами. Колебания волны в колонне будут ослаблены. Регистрируемые значения скорости будут равны скорости продольной волны в породе в необсаженной скважине. То есть v=vр или Дt=Дtр. Для сравнения необходима запись Дtр в открытом стволе.

Колонна зацементирована частично (контакт цементного камня с колонной не по всей поверхности либо между ними существует кольцевой микрозазор), связь со стенкой скважины отсутствует. В этом случае волна в колонне несколько ослаблена, и вместо первого экстремума, который заключен в фиксированном окне, регистрируется второй-четвертый последующие экстремумы. Вследствие отсутствия контакта цементного камня с породами волна в породе не регистрируется. Соотношене скоростей будет иметь вид

v=vк-дv или Дt=Дtк+дДt, где дv характеризует кажущееся уменьшение скорости вследствие регистрации последующих экстремумов.

Колонна зацементирована, но контакт со стенкой скважины отсутствует.

В этом случае волна в колонне также ослаблена, но вследствие отсутствия контакта цементного камня с породами продольная волна, распространяющаяся в породе, отсутствует. Волновой пакет содержит другие типы волн, более медленные и интенсивные. Соотношение скоростей будет следующее: v<vр< vк или Дt>Дtр>Дtк.

Колонна зацементирована, но контакт с породой слабый или частичный (не полностью сформировавшийся цементный камень присутствует, либо дефект в пространстве между цементным камнем и стенкой скважины).

В этом случае волна по колонне также отсутствует. Продольная волна, распространяющаяся в породах, значительно ослаблена. Так как уменьшение амплитуд более значительно для длинного зонда, измеряемые значения скорости продольной волны уменьшаются: v=vр-дv или Дt=Дtр+дДt, где дДt равно одному-двум периодам колебаний. При этом кривые Дt и Дtр должны быть достаточно «жестко» коррелированны.

Таким образом, при правильной настройке аппаратуры для интерпретации материалов акустической цементометрии фактически достаточно трех параметров:

- скорости волны в колонне: vк=const=5435м/с или Дtк=184мкс/м;

- скорости волны в породе, регистрируемой в необсаженной скважине:

vр или Дtр; (если запись Дtр входит в обязательный комплекс только в интервале детальных исследований эксплуатационных скважин, то потребуется согласование с заказчиком записи данного параметра по всей скважине, что незначительно увеличит стоимость работ;

- скорости волны, определяемой по первым вступлениям акустических сигналов при записи в обсаженной скважине v или Дt. Необходимым условием данной технологии является качественное метрологическое обеспечение.

Основные критерии интерпретации представлены в табл.2.

Важнейшим условием применения данной методики является правильная настройка аппаратуры. Для трехэлементных скважинных приборов МАК-2 и регистраторов «Гектор» настройка в «свободной» колонне производится по амплитуде А2 второго (положительного) вступления сигнала, равной 4В; значение амплитуд четвертого вступления будет находиться вблизи максимально возможного уровня, равного 5В. Пороговый уровень Uр регистрации определяется плотностью цементного камня и диаметром обсадной колонны и должен соответствовать значениям затуханий, приведенным в табл.3. Более точные значения затухания определяются на модели зацементированной колонны, изготовленной с учетом технологии цементирования обсадных колонн в районе работ.

Данная методика апробирована на представительных материалах, полученных в скважинах Западной Туркмении. Пример результатов интерпретации по данной методике и ныне действующей показан в табл.4. Кривая интервального времени, полученная в обсаженной скважине, коррелируется с кривой интервального времени, замеренной в открытом стволе в интервалах хороших контактов цементного камня с колонной и стенкой скважины. Интервальное время в обсаженной скважине превышает значение в открытом стволе примерно на 40 мкс/м.

Таблица 2. Признаки оценки качества цементирования обсадных колонн

Соотношение параметров	Характеристика заколонного пространства
v=vк=5380-5490м/с Дt=Дtк=184±мкс/м v=vр, Дt=Дtр v=vк-дv, Дt=Дtк+дДt v<vр< vк, Дt>Дtр>Дtк v=vр-дv, Дt=Дtр+дДt	«Свободная колонна» - отсутствие контакта цементного камня с колонной и стенкой скважины или невытесненный буровой раствор, несхватившийся цементный раствор. Требуется уточнение по данным ГГЦ. Зацементированная колонна - «жесткий» контакт цементного камня с колонной и стенкой скважины Колонна зацементирована частично - контакт цементного камня с колонной не по всей поверхности, контакт с породами отсутствует или не определен Колонна зацементирована, но контакт со стенкой скважины отсутствует Колонна зацементирована, контакт со стенкой скважины не по всей поверхности



Таблица 3. Значения затухания волны в колонне, регистрируемые правильно настроенной аппаратурой

Плотность цемента, г/см3	Затухание в колонне диаметром dк=146мм, дБ	Затухание в колонне диаметром dк=168мм, дБ
1,75-1,85 1,55-1,7	38-42 20-22	42-45 22-25

Таблица 4. Сравнение результатов интерпретации данных цементометрии, полученных с использованием действующей и предлагаемой методик

Интервалы, м	Состояние контакта (по действующей методике)	Состояние контактов (по новой методике)
2475-2562 2562-2564 2564-2610 2610-2612 2612-2616 2616-2639 2639-2641 2641-2651 2667-2670 2670-2675	Сплошное Частичное Сплошное Частичное Отсутствует Сплошное Частичное Отсутствует Частичное Сплошное	Зацементированная колонна (Дt=Дtр+40мкс/м) Колонна зацементирована, контакт с породами отсутствует (Дt>Дtр+40мкс/м) Зацементированная колонна (Дt=Дtр+40мкс/м) Колонна зацементирована, контакт с породами отсутствует (Дt>Дtр+40мкс/м) Свободная колонна (Дt=Дtр=184мкс/м) Зацементированная колонна (Дt=Дtр+40мкс/м) Колонна зацементирована, контакт с породами отсутствует (Дt>Дtр+40мкс/м) Свободная колонна (Дt=Дtр=184мкс/м) Колонна зацементирована, контакт с породами отсутствует (Дt>Дtр+40мкс/м) Зацементированная колонна (Дt=Дtр+40мкс/м)



Выводы

1. Новая методика по сравнению с ныне действующей предоставляет более объективную и физически обоснованную интерпретацию результатов акустических исследований при контроле качества цементирования.

2. Основными условиями ее применения являются качественное измерение скорости продольной волны (интервального времени) по всему стволу скважины до спуска обсадной колонны и выполнение требований по метрологическому обеспечению аппаратуры.



Глава 3. Практическая часть

3.1 Геотермические методы контроля за разработкой нефтегазовых месторождений

В настоящее время для получения информации о процессах разработки нефтяных месторождений используют различные методы контроля, объединенные в четыре группы: промысловые, гидродинамические, геофизические и лабораторные. Обычно наилучших результатов достигают при комплексном использовании ряда методов.

Геотермические исследования относятся к числу геофизических методов. В настоящее время термические исследования скважин вошли в качестве одного из основных методов в комплекс исследований по контролю за разработкой и используются для решения многих промысловых задач.

а) естественный начальный тепловой фон нефтегазового месторождения, служащий отправной базой для всех последующих температурных измерений, а также использующихся для уточнения строения месторождения и решения некоторых геолого - промысловых вопросов;

б) изменения теплового режима нефтегазового месторождения в процессе разработки и положение температурного фронта нагнетаемых в продуктивные горизонты агентов;

в) интервалы приемистости нагнетательных скважин;

г) интервалы притока и обводнения добывающих скважин;

д) техническое состояние скважин и заколонную циркуляцию жидкости;

е) работу глубинного технологического оборудования скважин.

Термические исследования по сравнению с другими методами контроля за разработкой имеют ряд преимуществ, которые можно свести к следующим: возможность исследования интервалов скважины, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ); возможность получения данных о работе пластов, не доступных для исследований в действующей скважине; выявление интервалов обводнения независимо от минерализации воды, обводняющей пласт; возможность более точного определения подошвы нижнего отдающего (поглощающего) интервала в действующей скважине по сравнению с методами потокометрии и плотнометрии.

Конечно, у геотермических методов, как и у всех других методов контроля за разработкой, есть свои ограничения. Поэтому всегда необходимо учитывать, что наиболее полная и правильная интерпретация термограмм (особенно действующих добывающих скважин) возможно только в комплексе с данными других видов промысловых, гидродинамических, геофизических и лабораторных исследований.

По современным представлениям основной источник тепловой энергии в недрах Земли - энергия, высвобождающаяся при распаде радиоактивных элементов. Дополнительные источники тепла внутри Земли могут возникать также за счет гравитационной дифференциации, релаксации упругих напряжений, приливного трения, фазовых переходов, физико - химических процессов.

Земля находится в тепловом равновесии с солнечным излучением. Все тепло, получаемое поверхностью Земли и ее атмосферой от Солнца, а также внутреннее тепло, поступающее к земной поверхности, в конечном итоге выделяется в пространство. Самую большую энергию Земля получает от Солнца. Таким образом, тепловой режим поверхностных слоев литосферы определяется в основном солнечной радиацией, а глубинных слоев - внутренними источниками тепловой энергии Земли. Поэтому в поверхностных слоях отчетливо проявляются суточные и годовые (сезонные) колебания температуры, отражающие колебания температуры воздуха. На месторождениях Западного Туркменистана, в том числе на месторождении Барса-Гельмез, независимо от времени года, температура Земли сохраняется постоянной ниже глубины 35м, которая называется нейтральным слоем.

Теплопередача в горных породах - сложный процесс распространения тепловой энергии через твердый скелет породообразующих минералов и через заполняющие пустоты флюида, находящиеся при определенных температуре и давлении. По современным представлениям теплообмен в горных породах осуществляется в самих минералах, от одного минерального зерна к другому в местах их контакта, на границах твердой, жидкой и газообразной фаз, молекулярной теплопроводностью жидкости или газа, конвекций (перенос тепла при движении жидкости и газа), испусканием и поглощением лучистой энергии стенками пор. Таким образом, имеются три теплопроводности - кондуктивная (в минералах, жидкостях и газах), конвективная и лучистая. Как показывают детальные исследования, основной теплопроводностью в горных породах является кондуктивная, в результате которой переносится 98 - 99 % теплоты.

Тепловые свойства горных пород являются одной из основных причин, обусловливающих определенные закономерности теплового поля в зависимости от литологического фактора. В связи с этим данные об их изменении по геологическим разрезам являются основой интерпретации термометрических исследований скважин.

Тепловые (или теплофизические) свойства горных пород, определяющие процессы теплопередачи в земной коре, характеризуются коэффициентами теплопроводности, удельной теплоемкости и температуропроводности. В комплексе различных физических свойств горных пород их теплопроводность л[Вт/(м0С)] или обратная величина о[(м0С)/Вт] - тепловое сопротивление, температуропроводность б[м2/с] и удельная теплоемкость см[Дж/(кг0С)] определяют процесс распределения тепла. Указанные физические свойства пород в промыслово - геофизической практике принято называть тепловыми. Тепловые свойства горных пород следует рассматривать с учетом их многофазности и термодинамического состояния, а также минералого - петрографического состава и структурно - текстурных особенностей. Тепловые свойства горных пород в их природном залегании зависят от очень многих факторов: литологического состава, пористости, нефтенасыщенности, температуры и т.д.

Теплопередача в горных породах представляет собой сложный процесс распространения тепловой энергии в твердом породообразующем скелете, в заполняющих поры породы жидкостях и газах, которые находятся при определенных температуре и давлении. Теплообмен в твердой породообразующей части, в заполняющей поры среде (нефть, вода, газ) и на границах между ними может осуществляться посредством передачи тепла: а) в минералах - элементах твердой фазы горных пород; б) от одной частицы породы (гранулы) к соседней в местах их непосредственного контакта; в) на границах твердых, жидких и газообразных фаз; г) молекулярной теплопроводностью жидкости или газа, заполняющих поры; д) конвекции в заполняющих поры жидкостях и газах; е) путем испускания и поглощения лучистой энергии стенками пор.

Таким образом, распределение тепла в горных породах в общем слагается из передачи тепла путем кондуктивной теплопроводности лк, конвекции лкв и лучистого теплообмена лл. Следовательно, суммарная теплопроводность горных пород может быть выражена величиной

л = лк + лкв + лл.

Перенос тепловой энергии в твердых породообразующих минералах, жидкостях и газах различен. В твердых минералах - диэлектриках перенос тепла осуществляется за счет колебаний кристаллической решетки, а в жидкостях путем распространения колебаний упругих волн. В минералах - электриках этот процесс в основном выполняется путем диффузии свободных электронов; роль упругих колебаний кристаллической решетки здесь второстепенна. В газах перенос тепла происходит благодаря диффузии молекул и атомов. В жидкостях и газах явление теплопроводности происходит при выполнении условий, исключающих перенос тепла посредством конвекции.

Основные параметры теплового поля Земли - это температура горных пород, геотермический градиент и плотность теплового потока. Температура непосредственно измеряется в скважинах глубинными термометрами, геотермический градиент определяется по полученной геотермограмме.

График зависимости температуры от глубины, зарегистрированной в скважине, называется термограммой. Термограмма - основной фактический документ термического исследования любой скважины. Термограмма может отражать как естественное тепловое поле, так и искусственные тепловые поля в скважине, формирование которых обусловлено бурением и циркуляцией промывочной жидкости, цементированием колонн, притоком и затрубной циркуляцией жидкости и особенностями конструкции скважины. В скважинах, простаивающих продолжительное время, заполняющая ствол жидкость приходит в тепловое равновесие с горными породами. Температурная кривая (геотерма) по таким скважинам отражает состояние естественного теплового поля. По геотерме определяют величины геотермических градиентов и геотермических ступеней.

Геотермический градиент Г показывает интенсивность нарастания температуры Т с глубиной Н на каждые 100 метров:

Г = 100(Тн-Тс)/Н.

Геотермическая ступень - величина, обратная геотермическому градиенту, т.е.

G = 1/Г = Н/100(Тн-Тс).

Где Н - глубина или забой, м.

Тн - температура на глубине Н. 0С.

Тс - среднегодовая температура поверхности земли, 0С.

На месторождении Барса-Гельмез, соответственно, средние значении геотермического градиента составляет 1,50С и геотермический ступень - 67м. Среднегодовая температура поверхности земли на глубине 50 м принимается равное 240С. Естественная температура пласта в условиях месторождения Барса-Гельмез находится по формуле:

Тн = Тс + Н/100Г. т.е. Тн = 24оС + Н/100 · 1,5оС

В скважинах искусственные тепловые поля образуются в результате процессов, вызванных технической деятельностью человека по их проводке и промывке, цементированию колонн, различным спуско - подъемным операциям в стволе, вызову притока пластовых жидкостей и газов, эксплуатации скважин, закачке воды и других агентов, работе насосного и газлифтного оборудования и т.д. Таким образом, для контроля за разработкой нефтегазовых месторождений, и вообще в нефтепромысловом деле, искусственные тепловые поля представляют наибольший практический интерес и несут наиболее ценную информацию.

Характерный и широко известный пример изучения и использования в практической деятельности искусственных тепловых полей в скважинах - определение высоты подъема цемента за обсадными колоннами скважин. При схватывании цементного раствора выделяется тепло, что создает в интервале затрубного цементного кольца значительные аномалии повышенных температур. Температура цемента может повышаться на 20 - 40 0С, причем тепло, выделяемое цементом, сохраняется в интервале цементации в течение довольно продолжительного времени. Выше уровня цемента термограммы регистрируют резкий спад температуры, который и используется для определения глубины верхней части цементного кольца.

Для контроля за разработкой главное значение имеют искусственные тепловые поля, вызванные в основном следующими факторами: закачкой в пласты вытесняющих агентов (воды, газа и т.д.), имеющих температуру, отличную от пластовой; притоком в скважину жидкостей и газов из подземных пластов - коллекторов, что сопровождается изменением температурных условий в стволе скважины за счет теплообмена восходящего потока с окружающими скважину горными породами, дроссельного эффекта и эффекта калориметрического смешивания жидкости и газа, поступающих в скважину из пластов с разной начальной температурой. Кроме того, определенное значение для решения некоторых вопросов контроля имеют искусственные тепловые поля, вызванные заколонной циркуляцией подземных жидкостей и газов и работой узлов скважинного насосного или газлифтного оборудования.

Время, в течение которого сохраняются искусственные поля в скважинах зависит от очень многих факторов, среди которых определяющую роль играет тепловые свойства пород, конструктивные особенности скважин, а также характер источника теплового поля. На каждом конкретном месторождении, где разрез горных пород и конструкция скважин примерно аналогичны, время восстановления естественного теплового поля определяется прежде всего характером источника искусственного теплового поля. Например, аномалийное изменение температуры нефтегазового потока в интервале пусковых клапанов газлифтной установки сохраняется в течение всего лишь нескольких часов после прекращения подачи газа в газлифт. Напротив, охлажденное состояние продуктивных пластов, вызванное закачкой в них холодной воды для поддержания пластового давления, сохраняется очень длительный срок, измеряемый десятилетиями. Повышенная температура в стволе скважин под влиянием процесса схватывания цементного кольца за обсадными трубами обычно сохраняется в течении нескольких часов.

Качество геотермических исследований во многом определяется метрологическими характеристиками применяемых термометров, тщательностью их градуировки, совершенством методики регистрации температуры, правильным выбором и подготовкой скважин к проведению с различными целями замеров температуры. Практика применения термометрии для контроля за разработкой нефтегазовых месторождений позволила выработать определенные требования к параметрам, которым должны удовлетворять скважинные термометрии. К числу основных критериев оценки скважинной термометрической аппаратуры, кроме общеметрологических (температурный диапазон показаний, точность, чувствительность, стабильность работы во времени), относятся и такие параметры, как тепловая инерционность термометра и величина собственного теплоизлучения термоэлемента дистанционных электронных термометров.

Чувствительность характеризует способность термометра реагировать на изменение температуры. Исследование работы добывающих скважин основано на использование температурных аномалий, величина которых не превышает десятых, а иногда и сотых долей градуса. Такие аномалии можно зафиксировать только термометрами высокой чувствительности. При исследованиях нагнетательных скважин и определения технического состояния добывающих и нагнетательных скважин, определении работы скважинного технологического оборудования могут применяться термометры, имеющие более низкую чувствительность.

Тепловая инерционность (постоянная времени фt) характеризует скорость восприятия термометром температуры окружающей среды. Решение большинства задач контроля за разработкой нефтегазовых месторождений возможно лишь с помощью малоинерционных термометров. Постоянная времени прямо влияет на допустимую скорость перемещения термометра по стволу скважины.

При детальных исследованиях добывающих скважин большое значение приобретает величина собственного теплоизлучения термометра. Сильный нагрев рабочим током термочувствительного элемента термометра приводит к тому, что само перемещение термометра из одной среды в другую с иной теплопроводностью вызывает изменение его показаний из-за различных коэффициентов теплоотдачи в этих средах. Так перемещение термометра, имеющего тепловыделение 1 Вт, из нефти в воду может уменьшить его показания почти на 1,50С, и, наоборот, при перемещении термометра из воды в нефть его показания увеличатся на такую же величину. Такие явления могут наблюдаться при пересечении нефтеводораздела в стволе добывающих скважин или при прохождении обводненного интервала. Также существенно изменяются показания термометра с высоким собственным теплоизлучением при изменении скорости движения омывающего потока. Именно поэтому, обычно в бездействующих скважинах, при перемещении термометра по колонне с разным внутренним диаметром, четко отбивается башмак НКТ, бурильного инструмента, голова эксплуатационной колонны малым диаметром и т.д. Таким образом, влияние перечисленных факторов может значительно искажать термограммы и затруднять их интерпретацию.

В случае поступления жидкости или газа из пласта в скважину происходит дросселирование - изоэнтальпийный процесс расширения при прохождении через пористую среду и перфорационные отверстия. Изменение температуры при дросселировании называют эффектом Джоуля - Томсона. Изменение температуры, рассчитанное на единичное изменение давления р, называют коэффициентом Джоуля - Томсона е. Дифференциальный коэффициент Джоуля - Томсона ед определяется при бесконечно малом перепаде давления, а интегральный еи - при конечном его изменении.

Значения еи для природных газов в интервале температур 0-2000С и давлений 5-30 МПа изменяются в пределах 1-60С/МПа, а знак его отрицателен. С уменьшением давления и относительной молекулярной массы газ величина еи возрастает. Коэффициент Джоуля - Томсона для воды, нефти и нефтепродуктов на порядок ниже, чем у газов, а знак его положителен, т.е. нефть и вода при расширении нагреваются. Значение еи принимается для воды равное 0,220С/МПа, а для нефти с плотностью 0,85 г/см3 - 0,4140С/МПа. Таким образом, при поступлении жидкости или газа в скважину их температура изменяется на величину

?Т0 = еи(рпл - рз),

Где рпл, рз - соответственно пластовое и забойное давление.

Термические методы имеют большое значение в комплексе геофизических методов, используемых для контроля процессов разработки нефтяных и газовых месторождений. Это - одно из основных областей применения термометрии в настоящее время.

Термометрию используют (самостоятельно или в комплексе с другими методами) для следующих целей: выделения интервалов притока в эксплуатационных скважинах и поглощения - в нагнетательных скважинах, количественного определения дебита пластов, прослеживания температурного фронта закачиваемых вод в обсаженных неперфорированных интервалах.

Выделение интервалов притока и поглощения жидкости и газа по данным термометрии основано на таких эффектах, как дросселирование, изменение температуры восходящего потока в стволе скважины из-за теплообмена с породами, а также смешивания с жидкостью и газом, поступающими из пласта (калориметрический эффект). Наиболее отчетливо выделяется самый нижний отдающий пласт. Четкость выделения остальных пластов зависит от интенсивности в них дроссельного эффекта, соотношения дебитов данного и нижележащих пластов и ряда других факторов, определяющих контрастность температур газа (жидкости), который поступает из пласта и идет к нему снизу по стволу скважины.

В нагнетательных скважинах температура закачиваемой воды обычно ниже, чем естественная температура пластов. Поэтому термограмма на участке разреза выше подошвы зоны поглощения располагается ниже, чем геотермограмма. Поскольку поглощающий пласт уже охлажден предыдущими порциями воды, последняя при движении мимо таких интервалов практически не изменяет свою температуру, т.е. поглощающие пласты характеризуются почти постоянными по мощности значениями температуры.

Ниже подошвы последнего поглощающего пласта температура сначала резко, а затем постепенно приближается к естественной температуре горных пород. Поэтому нижняя граница зоны поглощения отмечается четким изломом термограммы. Если вышележащие поглощающие пласты находятся на небольшом удалении от последнего пласта, то они по исследованиям в работающей скважине не отмечаются или отмечаются менее четко.

В работающих эксплуатационных или нагнетательных скважинах имеет место значительное охлаждение поглощающих пластов. После остановки скважин температура внутри них постепенно приближается к ненарушенной температуре горных пород, но в работавших интервалах такой процесс замедлен. Поэтому, в течение некоторого времени, после остановки скважины, работавшие пласты отмечаются аномалиями температур: отрицательными против газоотдающих и поглощающих холодную воду пластов, небольшими не всегда заметными положительными против пластов, отдававших жидкость.

Малодебитные пласты при исследованиях в скважинах остановленных после достаточно длительной работы, могут выделяться четче, чем на термограммах, которые зарегистрированы в процессе работы скважины.

Контроль прохождения температурного фронта нагнетаемых вод осуществляется путем сравнения геотермограмм с термограммами, зарегистрированными в контрольных скважинах, находящихся в режиме теплового равновесия с горными породами. Если пласт в данной простаивающей скважине обводнен нагнетаемой водой, то против него наблюдается отрицательная аномалия температур.



3.2 Особенности высокочувствительной термометрии при исследовании действующих скважин месторождения Барса-Гельмез

Термический метод исследования действующих нефтяных скважин в комплексе с другими методами нашел широкое применение на месторождении Барса-Гельмез. Например, число исследований нефтегазовых скважин высокочувствительными термометрами ежегодно составляет более чем 250 скв/операций.

Главная трудность при интерпретации результатов термометрии заключается в недостаточной теоретической разработке методики, в основе которого лежат сложные физические процессы. Ниже приведены некоторые явления, не согласующиеся с существующей теорией и тем не менее часто встречающиеся при исследованиях нефтяных скважин. Анализ причин, лежащих в их основе, может быть полезен для специалистов, занимающихся применением и интерпретацией термометрии скважин.

Приток жидкости из перфорированных пластов сопровождается калориметрическим смешиванием, в результате которого температура потока жидкости изменяется в стволе скважины. Часто в интервалах притоков наблюдаются отклонения экспериментальных термограмм от теоретических кривых калориметрического смешивания. Одна из причин этого - вывод уравнения калориметрического эффекта в предположении о мгновенном выравнивании температуры жидкости в поперечном сечении скважины. Но это не всегда соответствует действительности. На термограммах часто можно видеть характерные аномалии в виде пик, направленных в сторону радиального притока.

Анализ результатов измерений в действующих скважинах показывает, что такие аномалии приурочены к интервалам с высоким удельным дебитом притока, а амплитуда аномалий тем больше, чем больше разность температур радиального притока и вертикального потока жидкости в стволе скважины. Происхождение этих аномалий можно связать с регистрацией датчиком термометра температуры струи жидкости, поступающей из перфорированных отверстий. Вероятность такого явления возрастает при использовании малогабаритных скважинных приборов, датчик которых может находиться ближе к стенке обсадной колонны, чем приборов большого диаметра.

Примером аномального хода кривой в интервале притока является термограмма скв. № 82 месторождения Барса-Гельмез (диаграмма 1), работающей с дебитом 13 м3/сут и обводненностью 20%. Простреленный интервал фильтров 3099 - 3101, 3118 - 3121, 3130 - 3140 и 3149 - 3151м. Характерная пика в интервале 3149 - 3151 м объясняется наличием дроссельного эффекта, полученное за счёт притока жидкости с достаточной депрессией на пласт. Аномалия калориметрического смешивания в интервале 3130-3148 м в два раза ниже, чем выше глубины 3130 м, тогда как амплитуда пик достигает 0,750С. Термограмма здесь меньше повторяется, что связано как с вероятностным характером регистрации температуры струи, вытекающей из перфорационных отверстий, так и с перемешиванием жидкости в скважине при первом замере.

Опыт показывает, что рассмотренные аномалии температуры (аномалии внедрения) можно использовать при выявлении слабых притоков жидкости в скважину из маломощных пропластков.

Жидкость, поступающая в ствол нефтяной скважины из перфорированного пласта, поднимаясь к устью, охлаждается путем теплообмена с окружающими горными породами. Малодебитных скважинах поступающая из перфорированных пластов нефть, поднимаясь к устью, проходит через столб воды. Процессы теплообмена в этих условиях изучены мало и, как показывают полученные нами результаты, существенно отличаются от процессов теплообмена в однородных потоках.

Диаграмма 1. Профиль притока по скв. №82 месторождения Барса-Гельмез, снятое от 12.05.2011г.

На диаграмме 2 приведена термограмма скв. № 18 площади Барса-Гельмез, эксплуатируемой через фильтров 3622 - 3628 и 3664 - 3668м фонтанным способом эксплуатации. Дебит скважины 18 м3/сут по жидкости, обводненность 85 %. Термометр зарегистрировал приток из обоих перфорированных пластов. Из нижнего и верхнего пласта добывается вода с нефтью, поэтому источником воды в продукции скважины являются оба пласта. Замер резистивиметром и манометрии указывает на гидрофильный характер среды в стволе скважины, т.е. из нижнего пласта извлекается нефть через столб застойной воды.

Термометр зарегистрировал повышенную температуру против нижнего перфорированного пласта, что связано с более значительным, по сравнению с верхним, разогревом нижнего пласта в результате дроссельного эффекта. Сравнение термограммы показывает распространение температурной аномалии из зоны калориметрического смешивания с глубины 3626 м вверх. Характер термограммы не может быть объяснен кондуктивным распространением тепла из разогретого в результате дроссельного эффекта нижнего пласта вверх по колонне . Действительно, рассматривая распределение температуры в стволе скважины, можно видеть, что термоградиент в интервале 3626 - 3665 м достигает 6,7 оС, когда естественный термоградиент составляет всего 1,5 ОС. Выше глубины 3626 м термоградиент составляет 1,17 ОС. В этих условиях естественно , предположить, что распространение тепла с глубины 3626 м вверх объясняется конвективным теплообменом по вертикали вследствие перемешивания жидкости, поступающей из нижнего и верхнего перфорированного интервала. При этом, объём притекающей жидкости из верхнего верхнего фильтра почти в 5 раз больше, чем объём притока из нижнего фильтра.

Существование интенсивного теплообмена по вертикальной оси скважины в зонах движения нефти через столб застойной воды подтверждается многочисленными исследованиями малодебитных скважин месторождения Барса-Гельмез. Рассмотренные выше процессы следует учитывать при количественной оценке температурных аномалий и определении по термограмме нижней границы притоков жидкости в скважину.

Выделение интервалов поступления воды и нефти методом термометрии в перфорированных пластах основано на различии эффектов дросселирования жидкостей. Между тем, прямое измерение температуры дросселирующей жидкости в скважине невозможно из-за эффекта калориметрического смешивания различных жидкостей. Это накладывает естественные ограничения на применение термометрии для выявления обводненных интервалов. Рассмотрим два случая:

1.При поступлении воды по нижнему пропластку эффективность применеия термометрических исследований растет с уменьшением обводненности продукции. Это очень важная отличительная особенность применения термометрии. Применение термометрии для выделения интервалов обводнения скважины в этом случае малоэффективно при обводненности продукции свыше 60-70%. Отсюда также следует, что температурные аномалии, обусловленные поступлением различных флюидов (нефть и вода), уменьшаются из-за калориметрического эффекта в несколько раз. Это приводит к необходимости обеспечить масштаб записи термограмм около 0,020С/см.

Применение термометрии для выделения обводненной части пласта малоэффективно, когда снизу имеются притоки нефти и обводненность продукции ниже 10%. Применение термометрии в таких условиях связано с дополнительными трудностями из-за наличия значительного потока жидкости в скважине. В таких условиях термометрия преимущественно используется в качестве метода, позволяющего судить о величине притока из всего интервала и в редких случаях - для выявления обводненных интервалов

Диаграмма 2. Профиль притока по скв. №118 месторождения Барса-Гельмез.

Ниже приведен пример применения термометрии в комплексе с другими методами для выделения обводненного интервала.

Газовая скв.№ 28 (диаграмма 3) площади Барса-Гельмез эксплуатирует горизонты НК с газированной водой. Интервал фильтров 2438-2448 м и 2450-2460 м по данным комплекса исследования заметного участия в работе не принимает. Термограмма действующей скважины и замер резистивиметрии и влагометрии однозначно свидетельствует о поступлении газированной воды через нижнее отверстие фильтра в интервале 2460 - 2461 м. Отсутствие изменения показаний влагометрии и резистивиметрии в интервале замера и величина термоаномалии 0,17 0С, которая может быть объяснена только калориметрическим эффектом и различием эффектов дросселирования значительного количества воды и незначительного газа, и учет процента обводненности продукции свидетельствуют о поступлении из него воды.

Итак, по данным термометрии, влагометрии, резистивиметрии и манометрии, основным источником обводнения скважины является нижний интервал фильтра 2450 - 2462 м, хотя изменение показаний термометра отсутствует. В данной работе анализируется наиболее простой случай, когда пластовые давления в водоносных и нефтеносных пропластках практически одинаковы. Применение термометрии для решения рассматриваемой задачи осложняется в скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов, которые нельзя рассматривать как единую гидродинамическую систему.

Выводы.

1.Применение термометрии расширяет возможности комплекса промыслово - геофизических методов исследований при выявлении обводненных интервалов.

2.Термометрия позволяет выявлять обводненные интервалы при содержании воды менее 20 - 30 % в скважине, когда вода поступает из подошвы нижнего пласта.

3.При обводнении по вышележащим пластам полезные аномалии в значительной степени нивелируются калориметрическим эффектом.



Диаграмма 3. Профиль притока по скв. №28 месторождения Барса-Гельмез.

3.3 Исследование технического состояния обсадной колонны методом высокочувствительной термометрии

Одной из задач при выявлении причин и ограничении обводнения скважин является определение нарушения герметичности обсадной колонны. Применение термометрии для установления нарушения целостности обсадной колонны в условиях оттартывания и продавки известно давно. Однако эти методы требуют остановки скважин и осуществления трудоемких подготовительных работ, связанных с подъемом эксплуатационного оборудования, необходимостью закачки (оттартывания) жидкости. Кроме того, низкая чувствительность термометров делает метод недостаточно эффективным.

Разработка малогабаритных высокочувствительных термометров и разработка физических основ метода термометрии предопределили принципиальную возможность получения информации о негерметичности колонны в процессе эксплуатации скважин. При этом для определения притоков из мест нарушения герметичности колонны используют те же физические явления, которыми характеризуются притоки из перфорированных интервалов: дроссельный эффект и калориметрическое смешивание.

В результате высокой чувствительности термометров на термограммах в большинстве случаев отмечаются все притоки жидкости в ствол скважины, в том числе из мест нарушения герметичности колонны. Характер температурных аномалий, связанный с калориметрическим и дроссельным эффектами, позволяет довольно точно определять место притока жидкости через нарушения колонны.

По возможному расположению места нарушения герметичности колонны в скважине можно выделить три характерные зоны: ниже интервалов перфорации; в интервале между перфорированными пластами и башмаком НКТ; в интервале, перекрытом НКТ.

Ниже интервалов перфорации обычно наблюдается геотермическое распределение температуры. О притоке жидкости из места нарушения герметичности колонны свидетельствует искажение геотермического поля в этом интервале (заколонная циркуляция не рассматривается). Это искажение обусловлено дроссельным эффектом, проявляющимся при движении жидкости по пласту к месту нарушения герметичности колонны и затем при поступлении ее в скважину.

На диаграмме 4 приведены результаты исследования скв. № 132 месторождения Барса-Гельмез, в которой перфорацией вскрыты горизонты НК в интервале 3474 - 3480 м и 3518 - 3520 м. По данным влагометрии, резистивиметрии и термометрии в работе участвует верхняя часть перфорированного пласта на глубине 3747 м. нефтью. Также на приток участвует нижняя часть фильтра в интервале 3479 - 3480 м с обводнённой продукцией. По данным комплекса исследования, кроме продуктивного интервала, движение жидкости отмечается и ниже интервала перфорации. Отсутствие изменение влагосодержания и минерализации ниже интервала верхнего фильтра связано с отсутствием потока нефти и газа из нижнего фильтра.

В то же время, как видно из термограммы между двумя фильтрами отмечается заметная аномалия дросселирования, связанная с притоком воды из пласта 3480-3490 м за колонной. Эффект Джоуля - Томсона не зависит от дебита притекающей жидкости, а обусловлен в основном, депрессией на пласт. Поэтому термометр отмечает слабый приток воды через фильтр 3518-3520 м, не регистрируемый другими методами.

Таким образом, данные замеров термокондуктивным дебитомером и высокочувствительным термометром однозначно свидетельствуют о наличии нарушения герметичности колонны на отмеченной глубине. Работающий продуктивный пласт на термограмме не отмечается, так как температуры восходящего потока жидкости в стволе скважины и притекающего из пласта, по-видимому, совпадают.

Диаграмма 4. Профиль притока по скв. № 132 месторождения Барса-Гельмез, снятое от 02.05.2011г.



Особый интерес представляет выявление места нарушения герметичности колонны выше интервалов перфорации, поскольку немногим выше продуктивных горизонтов за колонной, как правило, нет цементного кольца. При наличии же водоносных пластов в этом интервале возможны перетоки по заколонному пространству к месту нарушения колонны и далее в скважину. При низких пластовых давлениях в продуктивных пластах возможны и внутриколонные перетоки, которые не только способствуют обводнению скважин, но и могут привести к неконтролируемому заводнению нефтеносных коллекторов.

По скв.№ 141 (диаграмма 5)месторождения Барса-Гельмез перфорированные пласты находятся в интервале 1818 - 1837 м. На термограмме выше интервала фильтра отмечаются аномалии калориметрического смешивания. Наличие в комплексе геофизических исследований влагометрии и резистивиметрии, позволяет однозначно интерпретировать эти аномалии. На влагометрии и резистивиметрии на глубине 1702 м отмечается нефтеводораздел (НВР). Очевидно, наличие незначительного дроссельного эффекта, отмеченные на термограмме в интервале 1828-1840 м , могут быть связаны только с поступлением пластовой воды через нижний интервал фильтра. На манометрии места притока пластовой жидкости плотностью 0,98 г/см3 не отмечаются, так как ствол скважины до НВР заполнена застойной жидкостью.

Поскольку измерения в скв.№ 649 месторождения Барса-Гельмез проводили при подъеме термометра, месту нарушения герметичности колонны на термограмме соответствует начало излома температурной кривой в сторону уменьшения температуры при движении по оси глубин снизу вверх. На диаграмме 6 приток воды через нарушения эксплуатационной колонны отмечается на глубине 1184 м. исследование проводили от 06.09.2011г. при дебите скважины по жидкости 20 т/сут, обводненности продукции 100%, фильтр 1295 - 1298 и 1302 - 1306м.

На диаграмме 7 представлены результаты исследования скв.№ 98 месторождения Барса-Гельмез, проведенное от 22.08.2011г. Дебит жидкости 27 м3/сут при 95%-ной обводненности, плотность пластовой воды 1,01 г/см3 . Фильтр находится в интевале 2593 - 2596 м. Аномалия калориметрического смешивания на термограмме с глубины 2574 м характеризует приток жидкости из места нарушения герметичности колонны. Вид температурной аномалии аналогичен аномалиям, рассмотренным выше, однако в данной скважине только термометр отмечает приток из места нарушения герметичности колонны и поднимающейся в скважине.

Исследования скв. № 98 проводили при подъёме термометра. Поэтому месту нарушения герметичности колонны на термограмме соответствует начало излома температурной кривой в сторону повышения температуры при движении снизу вверх (2574 м). Дебит притекающей жидкости из места нарушения герметичности колонны значителен. Об этом свидетельствует наклон температурной кривой по аномалии калориметрического смешивания.

При проведении исследований термометром по всему стволу скважины, включая интервал, перекрытый НКТ, возможно выявление нарушения герметичности колонны и в этом интервале. Применение методов исследования, с помощью которых можно определить состав и приток жидкости в этом интервале, не всегда эффективно, поэтому целесообразно использовать метод термометрии, показания которого не зависят от состава и дебита притекающей жидкости.

При отсутствии движения жидкости в межтрубном пространстве скважины распределение температуры близко к геотермическому. Если в интервале, перекрытом НКТ, имеется приток жидкости, то обычно в месте притока наблюдается аномалия дросселирования и изменяется наклон температурной кривой на термограмме ниже этой глубины. На термограммах, записанных в интервалах, перекрытых НКТ, иногда наблюдаются неповторяющиеся при вторичных исследованиях температурные аномалии, причины появления которых пока не ясны. При этом выделение полезной информации на них затруднительно.

Одновременно с детальным исследованием продуктивных интервалов температурные замеры следует проводить по всему стволу скважины, так как это позволит получить полную информацию о процессах, происходящих в обводнившейся скважине.

Диаграмма 5. Профиль притока по скв. № 141 месторождения Барса-Гельмез, снятое от 23.08.2011г.



Диаграмма 6. Определение места притока воды через дефект эксплуатационной колонны по скв. № 649 месторождения Барса-Гельмез.

Диаграмма 7. Определение места притока воды через дефект эксплуатационной колонны по скв. № 98 месторождения Барса-Гельмез

Выводы.

1.Применение высокочувствительной термометрии для определения негерметичности колонны исключает необходимость трудоемких подготовительных работ в скважине, так как измерения проводят через межтрубное пространство в процессе ее эксплуатации.

2.Эффективность определения нарушения герметичности колонны повышается при комплексном использовании термометрии, плотнометрии и дебитометрии.

3.Нарушение герметичности колонны в зумпфе скважины или в интервале, перекрытом НКТ, регистрируется на термограмме аномалией дросселирования, нарушение ее герметичности в интервале между перфорированными пластами и НКТ определяется по термограмме эффектом калориметрического смешивания.

3.4 Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения

Большое число нефтяных месторождений Западного Туркменистана разрабатывают при давлении в скважинах ниже давления насыщения нефти газом. Разгазирование нефти в призабойной зоне пласта и наличие многофазного потока создают определенные сложности при интерпретации результатов промыслово - геофизических исследований добывающих скважин. В статье на основе анализа скважинных материалов и теоретических исследований рассмотрены особенности применения термометрии при выделении притоков нефтегазовой смеси из перфорированных пластов.

Признаками работы перфорированных пластов являются температурные аномалии, обусловленные дроссельным эффектом при фильтрации флюида в пласте и эффектом калориметрического смешивания в стволе скважины. При этом после длительной эксплуатации скважины дроссельная аномалия ДТ определяется в основном депрессией на пласт Др = рпл - р (рпл и р - соответственно пластовое и забойное давление) и свойствами флюида ДТ = еДр,

Где - интегральный коэффициент Джоуля - Томсона, причем средний коэффициент для нефти ен = 0,4 К/Мпа, для воды ев = 0,2 К/Мпа, для газа при нормальных условиях ег = -3 К/Мпа. Поступление нефти и воды приводит к росту, а поступление газа - к снижению температуры.

Отсутствие зависимости Т от дебита притекающего флюида позволяет выделить по термометрии слабые притоки, не отмечаемые механическим расходомером. Так, в Управлении «Туркменнебитгеофизика» работающие пласты в основном выделяются в результате обработки материалов термометрических исследований. Однако, на практике часто встречаются случаи, когда даже при значительных притоках из перфорированных пластов, уверенно регистрируемых механическими расходометрами, термометрия из-за отсутствия или малости температурной аномалии оказывается неинформативной.

Одной из причин отсутствия или малости температурной аномалии дроссельного эффекта при работе пласта может быть трещинный тип коллектора вследствие значительной зоны депрессии в пласте, что наиболее характерно для карбонатного разреза. Однако анализ скважинных материалов показывает, что малые и минусовые температурные аномалии отмечаются и в пластах, представленных терригенными коллекторами порового типа.

На диаграмме 8 приведены результаты геофизических исследований в скважине № 71 месторождения Барса-Гельмез от 19.09.2011г. Здесь перфорированы горизонты красноцвета в интервале 2473-2476 м. По данным комплекса исследований работает перфорированный пласт. По данным влагометрии нефтеводораздел отмечается на глубине 2474 м, забойное давление 218,6 атм. Как видно из диаграммы в интервале фильтра отмечается отрицательная термоаномалия.

Проведенный анализ промысловых материалов по аналогичным скважинам показывает, что, как правило, продукцию их составляет безводная нефть или нефть с небольшим содержанием воды, а Рзаб при эксплуатации пластов ниже давления насыщения Рнас. В таких условиях происходят разгазирование нефти в призабойной части пласта и поступление в скважину свободного газа и нефти или их смеси. Суммирование дроссельных разогрева нефти и охлаждения газа может привести к отсутствию температурной аномалии против таких пластов.

Чтобы оценить дроссельную аномалию для нефтегазовой смеси, необходимо знать теплофизические параметры нефти и газа, коэффициенты Джоуля - Томсона и газовый фактор. Коэффициент ен для конкретной залежи изменяется незначительно. Коэффициент ег зависит от состава газа, температуры и давления и для реальных пластовых условиях изменяется в среднем от -2 до -4 К/Мпа. Газовый фактор изменяется в широких пределах. Для определенных значений теплофизических параметров фаз дросселирование нефтегазовой смеси не приводит к изменению температуры. Таким образом, при поступлении в скважину нефтегазового потока существуют ограничения термометрии при выделении работающих пластов. Область неинформативности определяется конкретными значениями газового фактора, теплофизических параметров и разрешающей способностью используемой аппаратуры (термометра). Это необходимо учитывать при выборе масштаба и формы регистрации термограмм, интерпретации данных термометрии, а также для обеспечения условий достоверного выделения работающих пластов.



Диаграмма 8. Профиль притока по скв. № 71 месторождения Барса-Гельмез.

Одним из способов повышения достоверности решения задачи является комплексирование термометрии с резистивиметрией, манометрией и влагометрией. При этом следует учитывать, что данные механической расходометрии не могут количественно интерпретироваться в связи с сильным искажением показаний газовой средой. Однако даже при малых притоках жидкости дебитомер будет хорошо отбивать интервал притока. Данные манометрии часто позволяют регистрировать поступление газовой фазы из пласта, что может свидетельствовать о притоке нефтегазовой смеси или газа в скважину.

При значительных газовых факторах, возможны значительные снижения температуры в перфорированных пластах. Однако при малых депрессиях на пласт даже в таких случаях температурные аномалии будут тоже малы.

Снижение температуры против работающего пласта на термограмме может вызвать и прорыв закачиваемой холодной воды, температура которой ниже пластовой. Причину отрицательной температурной аномалии можно выявить простым методическим приемом - регистрацией термограмм в эксплуатируемой и остановленной скважинах с последующим их сопоставлением. При таком подходе в охлажденных закачиваемой водой пластах после остановки скважины наблюдается дальнейшее снижение температуры, а при поступлении из пласта нефтегазовой смеси - рост температуры с возможным переходом в область положительных значений.

Выводы.

1.При забойном давлении ниже давления насыщения дроссельная температурная аномалия в работающем пласте может быть положительной, отрицательной или отсутствовать.

2.При термических исследованиях важно знать теплофизические параметры нефти и газа, депрессию, забойное давление и давление насыщения, инверсный газовый фактор для исследуемых пластов.

3.Достоверность выделения работающих пластов обеспечивается комплексированием термометрии с дебитометрией, плотнометрией, а также проведением термических исследований в эксплуатируемой и остановленной режимах.

...