Контроль за изменением теплового режима нефтеносных горизонтов в процессе разработки

Ю.П. Гаттенбергер

Из монографии «Геотермические методы контроля заразработкой нефтяных месторождений». М.«Недра», 1984. с. 93-106.

Авторы: Г.Г. Вахитов, Ю.П. Гаттенбергер, В.А. Лутков

ЗНАЧЕНИЕ СИСТЕМАТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯЗА ТЕМПЕРАТУРОЙ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Контрольза изменением температуры продуктивных пластов в процес­се разработки сталпривлекать к себе внимание сравнительно недавно. Эта задача приобрела особуюактуальность для месторождений, где закачива­ется вода с температурой,значительно меньшей начальной пластовой тем­пературы, и где нефть существенноизменяет свои свойства при изменении температуры. Особенно опасны температурныеизменения для месторож­дений, нефти которых в начальных пластовых условияхнасыщены пара­фином, выпадающим из растворенного состояния при снижении темпера­туры.В этом случае резко снижается подвижность нефтепарафиновой сме­си, затрудняетсяприток нефти к скважинам и подъем ее на поверхность, что в конечном итогеприводит к снижению текущей добычи нефти и сте­пени извлечения ее из недр.

Типичными примерами месторождений, нефтикоторых в пластовых условиях насыщеныпарафином, являются месторождение Узень в Запад­ном Казахстане, Битков и Гвиздна Западной Украине, ряд залежей Ромашкинского месторождения [27]. Разработкаместорождений с подоб­ными нефтями представляет одну из наиболее сложныхпроблем в совре­менной практике нефтедобычи. Систематический контроль заизменением температуры продуктивных пластов таких месторождений играет исклю­чительноважную роль в планировании мероприятий по регулированию их разработки.

Для увеличения нефтеотдачипластов, содержащих нефти с температу­рой насыщения парафина, равной пластовой,применяют закачку горячей воды.

Существенное влияние температуры нанефтеотдачу было отмечено еще в 30-х годах. При исследованиях вытеснения моделинефти (смесь масла ВМ-4 с неочищенным керосином в соотношении 1:1) из образцадлиной 11,4 см Л.А.Толстовым было установлено, что при повышении температуры с60 до 90 °С безводная нефтеотдача увеличилась с 30 до 64 %, а конечная — с 49до 83 %. А.А.Аббасовым, А.М.Касумовым и Р.Г.Эйвазовым выполнена серия опытов повытеснению водой нефтей, обладающих ньютоновскими и неньютоновскими свойствами.Отмечается почти линейный рост коэффициента вытеснения с увеличением темпера­туры(в интервале от 20 до 200 °С), причем этот рост в среднем составил 2% поровогообъема пласта на каждые 10 °С повышения температуры. По данным исследованийвытеснения нефти Арланского месторождения, выполненных Я.А. Мустафаевым, В.В.Чеботаревым и И.И. Мавлютовой, установлено, что с изменением температуры от 24до 100 °С коэффициент вытеснения увеличивался от 60 до 76%. Темп его ростасоставил 3% по­рового объема на 10 °С в интервале 10 — 50 °С и 1 % поровогообъема на 10 °С в интервале 50-100 °С.

На повышение коэффициентавытеснения нефти с ростом температуры обратили внимание также многие зарубежныеисследователи. По их дан­ным для моделей высоковязкой нефти рост коэффициентавытеснения во многих опытах составлял 1 % порового объема на 10 °С. Для моделейнефти средней вязкости увеличение температуры с 27 до 77 °С привело к ростукоэффициента вытеснения с 65 до 86%. Выполненные промысло­вые работы показали,что нагнетание горячей воды не только увеличива­ет приемистость нагнетательныхскважин, но и позволяет получить допол­нительную нефть в количестве до 15% (привязкости 600 мПа · с).

Благоприятное влияние ростатемпературы на нефтеотдачу объясня­ется прежде всего тем, что с увеличениемтемпературы уменьшается вяз­кость нефти и воды, причем уменьшение вязкостинефти происходит быстрее, чем вязкости воды. Это приводит к увеличению ихотношения µ0 = µнв и тем самым способствует более полному извлечению нефти приодном и том же числе прокачанных поровых объемов воды за счет увеличениякоэффициента охвата. Уменьшение абсолютных значений вязкости снижает общеефильтрационное сопротивление и при заданных перепадах давления ускоряет темпразработки. Например, отношение вязкостей минерализованной воды и нефтиУзеньского месторождения с ростом температурыот 40 до 100 °С увеличивается от 0,127 до 0,214. По теории вытесненияБаклея—Леверетта такое увеличение отношения вязкостей повышает насыщенность от0,336 до 0,420 и безводную нефтеот­дачу от 0,503 до 0,577.

Повышению нефтеотдачи с ростомтемпературы способствует не толь­ко изменение отношения вязкостей, но иуменьшение поверхностного натяжения и угла смачивания, тепловое расширениенефти и воды, увели­чение относительной проницаемости для нефти. Изменениемсмачиваемо­сти и поверхностного натяжения на границе фаз можно объяснить и росткоэффициента вытеснения. Однако механизм влияния температуры на характеристикипластовых систем еще до конца не выяснен.

Детальные расчеты процессанеизотермического вытеснения нефти, проведенныемногими исследователями, показали, что в однородном по толщине пласте нетоснования ожидать большого влияния изменения температуры нагнетаемой воды набезводную нефтеотдачу. Это объясня­ется значительным (в 5—8 раз) отставаниемфронта изменения темпера­туры от фронта вытеснения. Извлечь дополнительнуюнефть при нагне­тании горячей воды можно лишь в поздний водный периодэксплуатации, причем количество ее будет тем больше, чем выше вязкость нефти, прони­цаемость и толщина пласта. В единичном пластенебольшой толщины в результате теплообмена с кровлей и подошвойнагнетаемое тепло теряется в окружающихгорных породах, а при закачке холодной воды пласт не остывает из-запритока тепла от окружающих пород. Поэтому в однопластовых залежах при малойтолщине и невысокой проницаемости продук­тивного пласта нагнетание горячей водынеэффективно: в таких условиях практически реализуется изотермическоевытеснение.

Использование нагнетаемоготепла количественно можно охарактери­зоватькоэффициентом теплоиспользования, который представляет отно­шение количестваоставшегося в пласте тепла к общему количеству за­качанного. Коэффициент теплоиспользования зависитот критерия Фурье F0 = а2t/h2, где а — температуропроводность пластовой системы, t — время, h — толщина пласта. Например, для водонасыщенного пласта при h = 5; 10; 20; 40 м и времени эксплуатации t=10 лет критерий Фурье составляет 14,6; 3,65; 0,91; 0,23 и соответственнокоэффициент теплоиспользования будет равен0,2; 0,35; 0,6 и 0,9. Очевидно, что при толщинепласта менее 5 —10 м длительное воздействие на пласт теплом неэффективно, и, напротив, при большой толщинепласта (40 м более) потери тепла в кровлю и подошву можно не учитыватьдаже при длитель­ной эксплуатации пласта.

Совершенно иные условия реализуются втонкослоистых неоднород­ныхпластах, где при нагнетании холодной воды фронт охлаждения может опередитьфронт вытеснения в малопроницаемом пропластке и исключить его из разработки. Оценить потери нефти из-за отключениямалопрони­цаемых пропластков в слоисто-неоднородном пласте, состоящем из боль­шогочисла гидродинамически изолированных, но термически контактируемых пропластков со случайным распределениемпроницаемостей, можно на основе следующих положений. Фронт тепладвижется по пласту соскоростью VТ=сж иср/сп,где иср - средняя скорость фильтрации, а сжи сп -коэффициенты объемной теплоемкости жидкости (закачивае­мойводы) и породы. Насыщенность по каждому из пропластков изменя­етсяскачкообразно со скоростью V = uF(s)/m, где и — скоростьфильт­рации по пропластку, F(s)— производная понасыщенности, т — порис­тость. Отключение пропластка наступит приусловии VT> VC - Заменяя в этих соотношениях скорость на пропорциональные имзначения проницаемостей, получим выражение k/kср= тСж/(сп F(s)), которое опреде­ляетусловия отключения пропластков. Все пропластки, удовлетворяющие этомусоотношению, остывают в процессе разработки еще до прохождения по ним фронтавытеснения, т.е. при начальной нефтенасыщенности. Для месторождений свысокопарафинистыми нефтями, типичным примером которых служит месторождениеУзень, снижение температуры приво­дит к увеличению вязкости и появлениюструктурных свойств (при температуре 50 °С), а затем и к застыванию нефти (притемпературе 30 — 32°С). Следовательнопропластки, в которых происходит снижение тем­пературы до указанныхзначений, исключаются из разработки и их запасы остаются неизвлекаемыми. Для условий Узеньского месторождения было показано,что при закачке холодной воды запасы нефти практически, всех пропластков,проницаемость которых в 6 раз меньше средней проницае­мости пласта, следуетисключить из числа активных запасов для добычи нефти. Это равносильно уменьшению коэффициента вытеснения нефти (и конечной нефтеотдачи) при закачке холодной водына 8 % для равно­мерного закона и на15 % — в случае показательного закона распределения проницаемостей. Закачка горячей воды увеличивает нетолько нефтеотдачу, но и темпыразработки месторождения. Вязкость закачиваемой .морской воды при изменении температуры от 20 до 100 °С уменьшается примернов 3 раза, подвижность пластовой жидкости в целом и темпы раз­работки возрастают в 1,5 — 2 раза. Значительноуменьшается водный пери­од разработкии суммарное количество попутно добываемой воды. Та­ким образом,применение горячего вытесняющего агента наиболее целе­сообразно в неоднородных по проницаемости пластах большой толщины.

Контроль за нагнетанием горячей воды, ее перемещением попластам и пропластам, за полнотой охвата процессом вытеснения в основном осу­ществляетсягеотермическими методами. Следует отметить, что в этих условиях особенноповышается роль систематических, регулярных заме­ров температуры в специальныхконтрольных скважинах, где продуктив­ные горизонты не вскрыты перфорацией и неэксплуатируются.

Важное значение приобретаютсистематические замеры температуры пластов как средство контроля за развитиемпроцессов разработки плас­тов нефтяных месторождений. Только эти исследованиядают объектив­ный материал для суждения о температуре на забое и соответственноо теплопотерях в стволах паронагнетательных скважин, что необходимо дляопределения эффективности процесса, выбора конструкции паронагнетательныхскважин, подбора параметров парогенераторов. Значи­тельна роль термометрическогоконтроля за режимом паронагнетательных скважин в условиях месторождений смноголетнемерзлыми породами, растепление и протаивание которых может привести к серьезным ослож­нениям при нагнетании пара.

Наиболее существенно изменяеттепловой режим нефтеносных пластов использование методов внутрипластовогогорения. Температурный конт­роль, который проводится в зажигательных,добывающих и контрольных скважинах, дает основной объем информации о развитиипроцесса внутри­пластового горения, об охвате залежи воздействием по площади иразрезу, о степени нагрева горных пород на различных участках залежи. Без этихданных невозможны управление процессом внутрипластового горения, регулированияразработки и технико-экономическая оценка достигнутых результатов.

Установление неизотермическогохарактера фильтрации жидкости в нефтяных коллекторах, особенно существеннопроявляющегося при раз­работке нефтяных залежей с применением заводнения илиразличных теп­ловых методов воздействия, вызвало необходимость рассмотрения ире­шения новых задач подземной термогидродинамики [26, 44 и др.]. Боль­шойобъем термогидродинамических расчетов, в том числе с использова­нием ЭВМ, былпроведен, в частности, в период проектирования разработ­ки месторождения Узень[2, 7 и др.]. Решались такие задачи, как изучение распределения температуры постволу нагнетательных скважин в зависи­мости от времени, глубины, объемовзакачиваемой воды и ее тепловых характеристик, проводилась прогнозная оценкадинамики температурного поля при различных параметрах фильтрации жидкости воднородных и неоднородных пластах. Особенно большое внимание уделялось изучениювозможностей образования в продуктивной части разреза охлажденных закачиваемойводой нефтесодержащих зон, разработка которых может значительно осложняться в результатеувеличения вязкости нефти и выпа­дения парафина. В этой связи большое значениеприобрели работы по фактической проверке выводов, сделанных на основеаналитических расче­тов и математического моделирования, непосредственно вреальных про­мысловых условиях.

Наконец, фактические данные поизменению температурного режима разрабатываемых пластов, прохождениютемпературного фронта закачи­ваемых в пласты вытесняющих агентов дают богатыйматериал для ре­шения общих вопросов рациональной разработки нефтяныхместорожде­ний, для определения путей преимущественного продвижения закачивае­мыхагентов, регулирования этого процесса и обоснования мероприятий по увеличениюкоэффициента нефтеотдачи.

УСЛОВИЯ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ

В комплекс исследований по контролю за изменением тепловогорежи­ма продуктивных горизонтов нефтяных месторождений в процессе их разработкис применением заводнения входят следующие виды работ: а) наблюдения затемпературой закачиваемой воды; б) замеры температуры на забое нагнетательныхскважин; в) регистрация изменений пластовой температуры в скважинах,расположенных вблизи нагнетательных, и г) регулярные замеры температуры вконтрольных скважинах.

Температура воды в стволенагнетательной скважины с приемисто­стью 200-300 м3/сут и более выравниваетсядовольно быстро, и на забой скважины поступает вода практически устьевойтемпературы. Поэтому замеры температуры закачиваемой воды на поверхности нарядус термо­метрией нагнетательных скважин позволяют определять температуру воды навходе в продуктивные пласты и контролировать ее изменения в процессенагнетания. Температура закачиваемой воды, особенно в пер­вые годы заводненияили при смене источника водоснабжения, замеряется регулярно, через 2—3 сут.

Если используется вода изодного источника водоснабжения, то ее тем­пература может регистрироваться навыходе одной из кустовых насосных станций. Если на месторождение подается водаиз нескольких источни­ков с различной температурой, то замеры температурыведутся на не­скольких кустовых насосных станциях,

подключенных к соответствующе­му источнику. Результатынаблюдений записывают в специальный журнал.

Для проведения наблюдений заизменением температуры продуктив­ных горизонтов, разрабатываемых свнутриконтурным заводнением, обычно организуется сеть опорных скважин сустановленной периодич­ностью замеров. Кроме того, используются результаты всехтермометри­ческих работ в скважинах. При необходимости могут быть пробурены,обсажены колонной и оставлены без перфорации для геотермических исследованийспециальные контрольные скважины.

Исследования по установлениютемпературного фронта закачиваемой воды проводят в наблюдательных,пьезометрических, выходящих из бу­рения, добывающих, а также нагнетательных сглубоким зумпфом или проведенных на нижележащие горизонты скважинах. Вначальный период заводнения эти исследования сосредоточивают вблизинагнетательных скважин, расширяя площадь по мере развития процесса. Подготовкаи технология исследований скважин наблюдательных, пьезометрических и выходящихиз бурения такие же, как и при исследованиях по установ­лению естественногоначального геотермического фона.

В действующих добывающих инагнетательных скважинах сведения о прохождении температурного фронта впластах, как правило, получают с помощью замеров во время кратковременныхостановок скважин. Тепловые аномалии выше интервала перфорации вырисовываютсяболее контрастно на термограммах, снятых в скважинах с извлеченными НКТ. Подобывающим скважинам охлажденные (или нагретые) закачиваемой водой работающиепласты можно выделять также на термограммах, зарегистрированных без остановкискважин. Интервалы ниже перфора­ционных отверстий исследуют как в работающих,так и в остановленных скважинах.

Температурные замеры поконтролю за изменением теплового режима продуктивных горизонтов проводятсядистанционными (в том числе дифференциальными) термометрами. При их отсутствииможно приме­нять более грубые самопишущие термометры. Дифференциальную тер­мометриюпроводят параллельно с замерами абсолютной температуры.

В скважинах, где впервые проводитсяисследование, выполняют общий замертемпературы по всему стволу. Интервал разрабатываемых продуктивных горизонтов ивыявленные аномалийные участки в других частях разреза обследуют детально. Приповторных исследованиях в отме­ченных интервалах проводят только детальныеизмерения, периодич­ность которых должна задаваться для каждого месторождения,а иногда и отдельных скважин.

Температура регистрируется илинепрерывной записью, или точечным способом. Шаг замера температуры точечнымспособом обычно не превы­шает 10—20 м при общих и 1 —2 м (у термографов 2-4 м) при детальных исследованиях. Время выдержки самопишущего термометра в охлажденной зонеувеличивают до 2 — 3 τt

На месторождениях с установленнымначальным тепловым фоном абсолютная погрешность измерений температуры вскважинах наблюда­тельных, пьезометрических и добывающих с глубоким зумпфомможет быть увеличена до ±1°С. Во всех остальных случаях требования к точно­стизамеров такие же, как и при работах по установлению начального теп­лового фона.При исследовании части ствола выше подошвы интервала перфорации вбездействующих или остановленных скважинах с устьевым давлением применяютсямеры по предотвращению сдвига столба жидко­сти в результате возможных утечекчерез неплотности устьевого обору­дования.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ И СИСТЕМАТИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВИССЛЕДОВАНИЙ

В каждой из исследованных скважинконтроль за изменением темпе­ратуры включает: а) выделение интервалов разреза сизмененной пласто­вой температурой; б) нахождение максимального измененияпластовой температуры; в) определение причин изменения пластовой температуры.Наиболее просто выявлять изменения температуры неперфорированных пластов.Обработка термограмм, снятых против перфорированных плас­тов в добывающихскважинах, имеет свои особенности и изложена в гл. VII. Прохождение тепловогофронта устанавливают, сравнивая термограм­мы исследованной скважины с еегеотермой. Для этого термограмму переносят на геолого-геотермический разрезскважины.


В случае отсут­ствиягеолого-геотермического разреза данной скважины геотерма состав­ляется покартам начальной температуры или же может быть использована типовая геотермаместорождения (участка). После сравнения геотермы с термограммой выделяютинтервалы, против которых имеется расхожде­ние температуры, и определяютмаксимальное изменение температуры (Δθ). Затем находят толщину интервала с измененной пластовойтемпе­ратурой. К сожалению, данные термометрии позволяют лишь условноопределять эту важную для разработки величину. Неопределенность свя­зана сискажением распределения температуры в стволе скважины, обусловленнымтеплопроводностью стенок скважин (металла обсадной колон­ны) и жидкости,заполняющей скважину. Для приближенной оценки толщины интервала с измененной температурой параллельногеотерме прово­дят вспомогательную линию на расстоянии Δθ/2.Глубины точек пересе­чения этой линии с температурной кривой определяютпримерные границы интервала с измененной пластовой температурой Обычнотемпература нагнетаемой воды намного ниже пластовой, поэтому продвижение кскважине теплового фронта отражается на термограммах появлением противзаводняемых пластов отрицательных температурных аномалий (рис. 34). Началоохлаждения отмечается изменением геотермического градиента выше и нижеобводненного интервала. Вверх от него геотермический градиент постепенноуменьшается сначала до нуля, а затем принимает отрицательные значения. Вниз отобводненного интер­вала геотермический градиент, наоборот, приобретает всеболее и более высокие значения (рис. 35, термограммы Т1и Т2).По мере охлаждения против пласта образуется глубокая отрицательная тепловаяаномалия (см. рис. 35, термограммы Т3 - Т6). Регулярнонаблюдая за развитием тепловых аномалий, можно получить ценные сведения охарактере и темпе обводнения продуктивных пластов.

В условиях закачки внефтяную залежь пара или горячей воды темпе­ратурой выше пластовой, а также приприменении внутрипластового горе­ния прохождение теплового фронта или фронта горения отмечается на тер­мограммахположительной тепловой аномалией. Примером тому могут служить полученные Н.Д.Умрихиным и др. результаты исследований скв. 3375 площади ХорасаныБалаханы-Сабунчи-Романинского месторож­дения. Скв. 3375 была пробурена в 30 м от нагнетательной скважины (где был применен метод внутрипластового горения) для отбора керна извыж­женной зоны, образовавшейся после прохождения фронта горения. Темпе­ратурныеизмерения, проведенные через месяц после бурения, отметили повышение пластовойтемпературы более чем 130 °С в интервале 293 — 300 м (рис. 36).

В выходящих из бурения скважинах интервалы созначительно изме­ненной температурой можно выделить по характерной аномалии натермо­граммах, снятых для определения высоты подъема цемента через сутки послезаливки колонны. Однако

выявить пласты, охлажденные менее чем на 2-3 сС,затруднительно, поскольку термограммы в этот период сильно дифференцированы. Наних, в частности, против глинистых пластов отра­жается множество положительныханомалий, образовавшихся при засты­вании больших масс цементного раствора вкавернах, причем увеличение температуры относительно фоновой может достигать 10°С и более.

На термограммах, снятых ввыдержанных скважинах, выделяют плас­ты, температурные изменения по которым непревышают десятых долей градуса. Подтверждением сказанному могут служить данныеисследова­ний скв. 4065 месторождения Узень (рис. 37). Скважина была пробуренав 120 — 150 м от нагнетательных скважин и без перфорации оставлена на некотороевремя в качестве наблюдательной. Как видно, термограмма, снятая через месяцпосле цементирования скважины в интервалах с нена­рушенной заводнениемпластовой температурой, практически совпадает с геотермой, что свидетельствуето восстановлении теплового равновесия в исследованной части ствола скважины.Помимо крупной тепловой ано­малии, приуроченной к нижней части горизонта XVII, натермограмме до­статочно отчетливо вырисовываются характерные аномалии,отражающие начало охлаждения пластов. Их величина не превышает 0,2—0,6 °С. Одна­коследует иметь в виду, что для уверенного суждения о прохождении тепловогофронта по таким пластам необходимо иметь подтверждение их обводненности даннымигеофизических исследований, с тем чтобы исключить интервалы, температура которыхмогла несколько измениться за счет притекания нефти из других участков залежи,имеющих иную тем­пературу.

Намногопластовых месторождениях существенный объем информа­ции об изменениитеплового режима нижних продуктивных пластов дают термометрические измеренияв зумпфах действующих добывающих инагнетательных скважин верхних экс­плуатационных объектов. Такие при­меры показаны на рис. 38 и 39. Скв. 1310 (рис. 38) на дату исследо­вания являлась добывающей. В ней были перфорированы продуктивные горизонты XIII и XIV.Скважина имела глубокий зумпф, гдепротив

одного из пластов нижележащего го­ризонтаXV была зафиксирована от­рицательная температурнаяаномалия. Ее образование произошло под влия­ниемзакачки холодной воды в сосед­нююнагнетательную скважину, нахо­дящуюсяв 120 м от исследованной.

Результатытермометрии скв. 1310 интересны еще и тем, что позволили выявить значительныеутечки зака­чиваемой воды за контур залежи. Если посмотрим на положениетепловой аномалии в разрезе скважины, то увидим, что она приурочена к пласту,расположенному ниже отметки водо-нефтяного контакта, хотя в нагнета­тельнойскважине была перфориро­вана только нефтенасыщенная часть горизонта.

Внагнетательной скв. 1315 (рис. 39) температурные измерения вы­полнены во времязакачки воды. Они свидетельствуют о том, что нагне­таемая в скважину водадоходит до глубины 1210 м, ниже которой наблю­дается быстрое увеличениетемпературы, свидетельствующее об отсут­ствии движения жидкости в этой частиствола скважины. Однако с глуби­ны 1250 м температура вновь начинает уменьшаться, что объясняется об­воднением и охлаждением пласта в интервале 1254—1275 мпод влиянием соседней нагнетательной скважины. Величина аномалии достигает 12°С. На термограммах, снятых в остановленных на короткое время добы­вающих инагнетательных скважинах нижних эксплуатационных объектов, можно выделитьинтервалы прохождения теплового фронта по пластам верхних горизонтов. Хотя втаких скважинах тепловой режим нарушен потоком жидкости и не успевает полностьювосстановиться за короткое время остановки, пласты с измененной более чем на 2—3°С температу­рой выделяются достаточно четко. Например, случаи изменениятемпера­туры продуктивных пластов, расположенных выше интервала перфора­ции, отзакачки воды в соседние нагнетательные скважины отмечены на термограммах,снятых во время кратковременных остановок скв. 200 и 560 месторождения Узень.Через обе скважины воду нагнетают в ниж­ние эксплуатационные объекты. Скважинырасполагаются в разрезающих рядах примерно в 150 м от нагнетательных скважин верхних эксплуатационных объектов. На участке скв. 200 (рис. 40, а)ведется закачка хо­лодной воды, а скв. 560 (рис. 40, б) — горячей.Соответственно в первой скважине отмечается охлаждение обводненного пласта, аво второй — его нагрев.

В скважинах, расположенных вблизинагнетательных, иногда можно регистрировать температурные аномалии противпроницаемых пластов непродуктивной части разреза (рис. 41). Образование такиханомалий чаще всего связано с уходом закачиваемой воды через нарушение обсад­нойколонны нагнетательной скважины. Однако образование тепловых аномалий вскважине против непродуктивных участков разреза может быть вызвано не тольконаличием теплового источника, но и различием теплопроводности горных пород.Так, на термограммах, снятых в оста­новленных нагнетательных скважинахместорождения Узень, довольно часто, особенно в начальный период закачки,фиксируется положительная тепловая аномалия против валанжинских отложений. Этиотложения пред­ставлены водоносным, хорошо выдержанным песчаником толщиной30—40 м, в кровле и подошве которого залегают глинистые породы.

Песчаники, как известно, обладают более высокойтеплопроводностью, чем глины, поэтому в процессе восстановления температуры встволе нагнетательной скважины после прекращения закачки они восстанавлива­юттемпературу быстрее, чем глинистые породы. По мере простаивания скважиныамплитуда этой аномалии сокращается, а затем совершенно исчезает.

При анализе изменений пластовойтемпературы следует принимать во внимание сезонную цикличность колебанийтемпературы закачиваемой воды. С этой целью для каждого месторождениянеобходимо иметь график изменения температуры нагнетаемой воды в зависимости отвре­мени года. По этому графику определяют также среднегодовую темпера­туру закачиваемойводы.

Все зарегистрированные наместорождении изменения пластовой тем­пературы заносят в таблицу, где указываютномер и категорию скважины, ее расположение (разрезающий ряд, блок), объект(горизонт) эксплуата­ции, стратиграфическую принадлежность и глубину залеганияпласта с измененной температурой, начальную и текущую температуру, величинуизменения температуры, дату исследования. Кроме того, приводятся дан­ные овозможных нагнетательных скважинах (номер скважины, перфо­рированный горизонт иинтервал закачки, объем закачки на дату замера температуры, расстояние междускважинами). По мере накопления дан­ных строят карты текущей пластовойтемпературы и карты изменения пластовой температуры на определенные даты.

***

Авторы: 

Тематические разделы: