Термометрические методы

Термометрические методы исследования разрезов скважин основаны на изучении распространения в скважинах и окружающих их горных породах естественных (геотермия) и искусственных тепловых полей.

Интенсивность и распространение тепловых полей зависят от термических свойств, геометрических форм и размеров исследуемых сред.

Термические свойства горных пород характеризуются теплопроводностью или удельным тепловым сопротивлением, тепловой анизотропией, удельной теплоемкостью и температуропроводностью.

В нефтяной и газовой геологии и практике промысловых работ геотермия играет особенно большую роль. Естественная температура недр является одним из основных факторов, определяющих условия образования нефти и газа, их миграцию и скопление в виде залежей. От температуры зависят физико-химические свойства и фазовое состояние нефти, газа и воды в пластовых условиях. Точный учет температуры недр необходим при проектировании и осуществлении разработки нефтяных и газовых месторождений, при определении термических условий бурения и эксплуатации скважин, проектировании, изготовлении и эксплуатации термостойкой скважинной аппаратуры и, наконец, при количественной интерпретации данных различных геофизических методов исследования скважин.

Тепловые поля в нефтеносных и газоносных горизонтах образуются при вскрытии и разработке пластов. При этом изменение температуры обусловлено дроссельным и калориметрическим эффектами. Дроссельный эффект (эффект Джоуля-Томсона) при поступлении газа в скважину вызывает резкое снижение температуры. Движение нефти за счет дроссельного эффекта создает положительные аномалии на фоне изменения геотермического градиента.

Распределение естественного теплового поля в толще земной коры зависит главным образом от литологического, тектонического и гидрогеологического факторов, на изучении которых основано решение следующих задач.

Литолого-тектонические и гидрогеологические задачи региональной геологии решаются путем определения основных геотермических параметров, которые позволяют: а) определять естественную температуру пород на заданной глубине; б) коррелировать разрезы скважин при региональных исследованиях; в) прогнозировать тектоническое строение территории, не изученной с помощью бурения; г) получать гидрогеологическую и мерзлотную характеристики исследуемых районов. Для решения этих задач используют термограммы естественного теплового поля.

Детальное исследование разреза скважин. Для этой цели определяют тепловые свойства пород по данным термических исследований с установившимся и неустановившимся тепловым режимом.

Тепловые характеристики в комплексе с другими петрофизическими параметрами пород позволяют решать следующие задачи: 1) литологическое расчленение разрезов скважин; 2) выявление коллекторов; 3) поиски полезных ископаемых.

Метод искусственного теплового поля основан на изучении распределения во времени теплового поля, искусственно созданного в скважине и на различии тепловых свойств изучаемых сред, в частности, температуропроводности.

Искусственное поле в скважине может быть создано путем заполнения ее промывочной жидкостью с температурой, отличающейся от температуры пород, и путем нагревания промывочной жидкости при экзотермической реакции схватывания цемента при цементировании затрубного пространства.

Метод искусственного теплового поля позволяет рашать следующие задачи: 1) определение термодинамических и газогидродинамических характеристик эксплуатируемых объектов; основная цель этих работ - контроль разработки нефтегазовых месторождений и подземных хранилищ газа; 2) изучение технического состояния скважин.

Температурные измерения в скважинах проводят с помощью электрического термометра сопротивления. Его действие основано на изменении сопротивления металлического проводника с изменением температуры: , где - температурный коэффициент. По величине R можно определить температуру среды в скважине. Обычно в скважинных электрических термометрах используется мостовая схема измерения (рис.4.8). Плечи моста R и R являются инертными с весьма малым температурным коэффициентом, а плечи R и R - чувствительными, с большим коэффициентом. При измерении температуры сопротивления плеч R и R остаются практически постоянными, тогда как сопротивление плеч R1 и R3 изменяются пропорционально изменению температуры. Величины сопротивлений всех плеч взяты такими, что при некоторой температуре Т₀ они равны между собой. При любой другой температуре Т₀ вследствие изменения сопротивления чувствительных плеч равновесие моста нарушается, и в измерительной диагонали появляется разность потенциалов, пропорциональная температуре среды. Величина последней определяется по формуле Т=Т₀ + С (DU/I), где С = 2/R₀ a; a - постоянная термометра; R₀ – сопротиволение плеч при равновесии моста.

Каждый электрический термометр

сопротивления характеризуется постоян-

ной времени, показывающей, в какое вре-

мя он, будучи перенесен из одной среды

в другую, воспримет 2/3 разности темпе-

ратур этих сред. Постоянная времени со- R₄ R₁

ставляет от 0,5 до 3 сек., определяя допусти-

мую скорость перемещения прибора по

скважине. Термограммы регистрируют

при спуске термометра, чтобы исключить R₃ R₂

искажающее влияние перемешивания

раствора.

В процессе бурения в скважине

циркулирует раствор, температура Рис.4.8. Схема измерения температуры

которого отличается от температуры скважинным термометром

окружающих пород. После прекращения циркуляции раствора скважина и прилегающие к ней участки пород постепенно принимают свою естественную температуру. Время наступления теплового равновесия с породами для глубинных скважин достигает 10-15 суток.

Измерения температур проводят как до установления теплового равновесия с породами - методом неустановившегося теплового режима, так и при тепловом равновесии - методом установившегося теплового режима.

Термограмма, зарегистрированная при установившемся тепловом режиме, представляет кривую изменения естественных температур по разрезу скважины (рис.4.9). Наклон кривой к оси глубин определяется величиной геотермического градиента. Среди осадочных пород наибольшее значение геотермического градиента соответствует глинам и аргиллитам, меньшее - неглинистым песчаникам и карбонатным породам. Минимальные значения градиента соответствуют гидрохимическим осадкам.

0 t

установившийся режим

неустановившийся режим

t

H

Рис.4.9. Пример термограммы

Когда температуры в скважине и окружающих породах различаются между собой, выравнивание температур происходит с неодинаковой для различных пород скоростью. Если температура бурового раствора t_р выше температуры пород t_п, то породам повышенной температуропроводности - песчаникам, известнякам, гидрохимическим осадкам соответствуют пониженные показания, а породам с пониженной температуропроводностью - глинам - повышенные показания на термограмме. Обратное соотношение наблюдается при t_p<t_п. Таким образом, разная интенсивность теплообмена между глинистым раствором и горными породами позволяет применять этот метод для изучения геологических разрезов скважин.

По термограмме можно выделить газоносные пласты. Они отмечаются интервалами пониженных температур, возникающих при охлаждении газа вследствие его расширения в момент поступления в скважину.

Дата добавления: 2014-11-06