Контроль температуры пластов в скважинах

В процессе разработки нефтяных залежей, особенно с применением методов воздействия на пласт (заводнение с использованием холодной воды, теплофизические, термохимические методы) происходит изменение тепло­вого режима продуктивных пластов. Это изменение ощутимо влияет на свойства пластовых жидкостей и, следовательно, на условия разработки эксплуатационных объектов. Поэтому необходима постановка систематического контроля за от­клонениями пластовой температуры в интервалах продуктив­ной части разреза скважин от природных геотерм. Темпера­турные замеры в скважинах используются также для изуче­ния работы фонда скважин.

В условиях применения внутриконтурного заводнения на­гнетание больших масс холодной воды вызывает некоторое снижение температуры продуктивных пластов в районе на­гнетательных и прилегающих добывающих скважин. На не­которых залежах это становится причиной ухудшения усло­вий извлечения нефти из недр. Это особенно характерно для разработки залежей с высоким содержанием парафина в нефти и с температурой начала кристаллизации парафина, близкой к природной пластовой. Снижение температуры в пласте в этих условиях может вызывать выпадение в пусто­тах породы части парафина в виде твердого вещества и об­разование нефтепарафиновой смеси с пониженной подвиж­ностью в пластовых условиях. Типичным примером место­рождений такого типа служит месторождение Узень. Пра­вильная постановка температурных исследований на таких месторождениях позволяет проверять точность теоретическо­го описания скорости и закономерностей изменения тепло­вого режима, масштабов явления, оценивать его влияние на нефтеотдачу и на основе этого намечать или корректировать ранее намеченные мероприятия по управлению процессом разработки.

При разработке нефтяных залежей с заводнением ком­плекс температурных исследований предусматривает:

контроль за температурой нагнетаемой в пласты породы;

наблюдение за изменением геотермических условий про­дуктивных горизонтов;

выделение работающих пластов в скважинах;

контроль за техническим состоянием нагнетательных и добывающих скважин.

Замеры температуры нагнетаемой воды на поверхности имеют большое значение, поскольку после начала ее закачки происходит выравнивание температуры по всему стволу на­гнетательной скважины. Таким образом, замеры на поверх­ности обеспечивают контроль за изменением температуры воды, поступающей в пласты. Температура используемой для нагнетания в пласт воды из поверхностных источников под­вержена сезонным изменениям (рис. 90). Так, в зависимости от сезона температура морской воды, закачиваемой в пласты месторождения Узень, в течение рассмотренного года изме­нялась от 6 до 28⁰С. Температура основных продуктивных пластов месторождения 60 — 70⁰С. Следовательно, в холодные сезоны года температура нагнетаемой воды была ниже на­чальной пластовой на 30—60 ⁰С.

Для наблюдения за изменением геотермических условий продуктивных пластов с определенной периодичностью про­водят температурные измерения в сети продолжительно про­стаивающих скважин — специально пробуренных контроль­ных и оценочных, простаивающих после бурения, а также в зумпфах временно остановленных скважин. Наиболее надеж­ные данные получают в неперфорированных скважинах. Технология исследований и методика интерпретации получа­емых данных такие же, что и при изучении естественного теплового фона (см. главу VII).

Рис. 90. Температура t морской воды, нагнетаемой в пласты месторождения Узень, в разное время года (по данным НГДУ) "Узеннефть"!

Подход к скважине фронта аномальных температур отме­чается отклонением текущей термограммы от начальной гео­термы. Разница в значениях температур по геотерме и теку­щей термограмме отражает изменение пластовой температу­ры. На рис. 91 приведены результаты исследования текущей температуры в одной из контрольных скважин

месторождения Узень. На дату исследования в точках наибольшего влия­ния закачки холодной воды температура в горизонте XIII снизилась на 19,5 ⁰С, в горизонте XIV на 4,7 ⁰С. Скорость и масштабы развития температурных аномалий зависят от скорости фильтрации жидкости и продолжительности нагне­тания воды. Наибольшее снижение температуры обычно присуще наиболее проницаемой части пласта, по которой происходит опережающее перемещение воды.

Важно учитывать, что скорость формирования и переме­щения фронта аномальных температур (в рассматриваемом случае — фронта охлаждения) отстает от скорости переме­щения фронта вытеснения, поскольку первые порции воды прогреваются до температуры пласта.

Благодаря этому в вы­сокопроницаемых прослоях, по которым происходит уско­ренное продвижение воды, охлаждение пород

Рис. 91. Изменение температуры продуктивных горизонтов в наблюдательной скв. 515 месторождения Узень от закачки холодной воды (по данным ВНИИнефти):

1- геотерма; 2 - текущая термограмма; породы: 3 - непроницаемые, 4 -проницаемые; 5 — непроницаемый раздел между горизонтами; H— глуби­на; t - температура

может не ухудшать условий вытеснения нефти, но их охлаждение мо­жет сопровождаться некоторым снижением температуры в соседних по разрезу менее проницаемых прослоях и пластах, в которых скорость перемещения фронта вытеснения намно­го меньше. Это может приводить к повышению вязкости нефти в них и к ухудшению условий вытеснения нефти. Вы­явление таких частей продуктивного разреза имеет большое значение для оценки возможных потерь нефти в условиях закачки холодной воды для принятия решения о целесооб­разности нагнетания в пласты горячей воды (см. § 4 главы IX).

Снижение пластовой температуры в результате перемеще­ния по пласту нагнетаемой воды в добывающей скважине можно установить следующим образом. В период работы скважины безводной нефтью температура потока жидкости в стволе против нижнего работающего интервала имеет ано­мальное значение по сравнению с природной за счет дрос­сельного эффекта. В стволе скважины температура снижается постепенно в направлении от забоя к устью в связи с поте­рями тепла в окружающую скважину среду. С началом по­ступления в скважину воды (первые порции ее имеют пласто­вую температуру) происходит увеличение забойного давления и соответствующее уменьшение дебита скважины. При этом снижается скорость подъема жидкости в скважине и соот­ветственно возрастают потери тепла; снижение температуры по стволу скважины происходит несколько интенсивнее. Подход к скважине по наиболее быстро вырабатываемым прослоям фронта охлаждения приводит к весьма значитель­ному снижению температуры жидкости в скважине выше места поступления воды. Это место фиксируется резким сдвигом температурной кривой в сторону меньших значений температуры. При обводнении нижней части эксплуатацион­ного объекта исчезает влияние на изменение температуры дроссельного эффекта.

Получаемые в результате температурных исследований скважин данные обобщают в виде таблиц, карт, профилей, отражающих распределение температуры в пределах эксплуа­тационного объекта.

Контроль за изменением теплового режима залежей при других методах воздействия на пласты, вызывающих измене­ния их температуры, проводится аналогичным образом.

Термометрические исследования нагнетательных скважин (преимущественно остановленных) дают возможность доста­точно надежно выделять в них пласты, принимающие воду. Поскольку такие пласты тесно коррелируются с работающи­ми в добывающих скважинах, эти исследования дают цен­ную информацию для оценки охвата пластов процессом за­воднения. Метод термометрии имеет определенные преиму­щества перед методом потокометрии, применяемым для решения этой же задачи. Он дает возможность выделять истин­но заводняемые интервалы продуктивных пластов, в то время как потокометрия выделяет интервалы перфорации, прини­мающие воду, среди которых могут быть и те, куда вода по­ступает в связи с сообщаемостью этих интервалов с истинно поглощающими пластами в результате нарушенности цемент­ного камня за колонной. В.Л. Лутков, внесший большой вклад в развитие термометрических методов контроля за разработкой, рекомендует в качестве интервалов, принима­ющих воду, выделять на термограмме остановленной нагнета­тельной скважины интервалы с отрицательными температур­ными аномалиями. Характерные примеры такого выделения приведены на рис. 92. При проведении границ принимающих интервалов учитывается тот факт, что отрицательные анома­лии распространяются вверх и вниз по стволу скважины под действием теплопроводности жидкости и металла, а также вследствие охлаждения пород, подстилающих и перекрываю­щих продуктивные пласты.

Периодическое снятие температурных кривых в водонагнетательных скважинах при остановках и сравнительный их анализ позволяют выявлять изменения режима работы плас­тов, случаи выключения ранее действовавших пластов из ра­боты и др.

Рис.92. Примеры выделения пластов, принимающих воду, по термограм­мам остановленных нагнетательных скважин (по данным ВНИИнефти).

Эффективная толщина h_эфф; 1- принимающая воду (h_раб), 2 - не принима­ющая воду; 3 - интервал перфорации; 4— непроницаемые прослои; 5 — термограмма

Изучение температурных условий в скважинах дает воз­можность определять и их техническое состояние. Так, по данным термометрии

можно выявить один из наиболее опас­ных для процесса разработки дефектов скважины — низкое качество цементирования, приводящее к перетокам жидкос­тей по затрубному пространству в неперфорированные плас­ты — продуктивные или водоносные. Перетоки воды в нагнетательной скважине в пласты, не вскрытые перфорацией, фиксируются распространением отрицательной температурной аномалии за пределы поглощающего перфорированного пласта.

В добывающих скважинах методом термометрии могут быть выявлены место притока верхней воды через наруше­ние колонны, поступление воды по заколонному пространст­ву из нижнего неперфорированного пласта и др. Термомет­рические исследования целесообразно комплексировать с изучением химического состава вод, получаемых из скважин.