Метод искусственного теплового поля

 

В методе искусственного те­плового поля изучают распре­деление в скважине температур, созданных экзотермической реак­цией схватывания цемента или разностью температур окружа­ющих пород и бурового раствора.

Интенсивность остывания или нагревания бурового раствора в каждой точке скважины зависит от теплового сопротивления (теплопроводности) горных пород. Чем меньше тепловое сопротивление, тем быстрее остывает или нагревается буровой раствор в сква­жине. Различие в скорости осты­вания и нагревания бурового раствора приводит к возникновению в скважине участков с аномаль­ными значениями температур. Если температура бурового раствора ниже температуры окружающих пород, то породы с пониженным тепловым сопротивлением (гидрохимические осадки, водоносные пески) отмечаются на термограммах максимальными значениями температур, а по­роды с высоким тепловым сопротивлением (глины, газонефтеносные песча­ники) — минимальными. Если температура бурового раствора выше температуры окружающей среды, наблюдается обратная картина. Величина аномалий температур на термограммах метода искусст­венного теплового поля зависит от различия температур бурового раствора и окружающей среды.

Так как с глубиной это различие меняется, меняется и величина аномалий . При заполнении скважин горячим раствором ве­личина аномалий с глуби­ной сначала уменьшается, затем на глубине равенства темпера­туры горных пород и раствора становится равной нулю, а при дальнейшем углублении меняет знак на противоположный и снова увеличивается. Глубина, на которой температуры буро­вого раствора и горных пород выравниваются, легко нахо­дится по точке пересечения А нескольких термограмм, снятых через определенные промежутки времени t, или термограмм ис­кусственного и естественного тепловых полей (рис. 47). Метод искусственного теплового поля широко применяется. Однако в большинстве случаев использование его данных ограничивается определением высоты подъема цемента в затрубном пространстве и выявлением мест затрубной циркуляции пластовых вод.

 

IY. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

К геохимическим методам исследования скважин относятся газометрия скважин и люминесцентно-битуминологический анализ.

 

ГАЗОМЕТРИЯ СКВАЖИН

В основе газометрии скважин лежит непрерывное или периодическое исследование содержания в буровом растворе, циркулирующем в скважине, углеводородных газов, поступающих в него при вскрытии пластов. Метод газометрии является прямым методом обнаружения в разрезе скважин газоносных и нефтеносных пластов. Основными процессами при про­ведении газотермических исследований являются: извлечение газа из рас­твора (дегазация), приготовление газовоздушной рабочей смеси, опреде­ление содержания в этой смеси горючих газов (анализ газовоздушной смеси) и установление глубин, к которым относятся результаты анализа.

Извлечение газа из раствора осуществляют с помощью дегазаторов, в основном за счет понижения над раствором давления и его механического разбрызгивания (рис. 238). При стандартных газометрических исследованиях из раствора извлекается лишь небольшая (сотые доли процента) часть заключенного в нем газа.

Приготовление рабочей газовоздушной смеси осуществляется в линии газовоздушного потока (см. рис. 48, 6, 7, 8, 9, 10) и заключается в ее очи­щении от механических примесей и брызг, а при необходимости — от при­сутствия неуглеводородных горючих газов.

Исследование газа проводят с помощью газо­анализатора, устроенного по принципу мостико-вой схемы. Одно плечо мостика изготовлено из платиновой проволочки, заключенной в камеру сгорания газовоздушной смеси 10. Сопротивления остальных плеч мостика , , подобраны таким образом, что при пропускании через Камеру воздуха показания регистриру­ющего прибора 11 равны нулю. При поступлении в камеру 10 углеводород­ных газов температура в камере за счет их сгорания повышается, сопроти­вление платиновой проволочки возрастает, равновесие мостика нарушается и в его диагонали mn появляется разность потенциалов , величина которой пропорциональна содержанию в газовоздушной смеси горючих газов. Изменяя с помощью сопротивлений 12, 13 силу тока в цепи мостика, можно изменить температуру накала платиновой проволочки таким обра­зом, что сгорать будут только углеводородные газы тяжелой фракции (при =500°) или все углеводородные газы ( = 850⁰). Для более деталь­ного компонентного анализа углеводородных газов применяют хроматографические анализаторы.

Результаты анализа газовоздушной смеси относятся не к глубине забоя скважины в момент их отсчета, а к той глубине, которую скважина имела при разбуривании пород, выделивших исследуемую порцию газа.

 

Разница между временем отсчета газопоказаний и моментом нахождения исследуе­мой порции газа на забое называется отставанием. Величину отставания определяют, исходя из объемной скорости движения бурового раствора Q (л/сек) и в зависимости от способа определения Q выражают в единицах времени, в числе циклов (ходов) насоса или в количестве выходящей из скважины жидкости, например: (26)

Здесь: Т₁ — время одного цикла движения бурового раствора от устья скважины до забоя и обратно; Н — глубина скважины; — внутренний диаметр бурильных труб. Величину определяют экспериментально путем добавки в циркулирующий раствор какого-либо индикатора, например: овса, опилок, листочков фольги и т. п.

Результаты газометрических исследований представляют в виде кривых изменения по разрезу скважины суммарного содержания углеводородных газов, а также в виде кривой изменения содержания тяжелых углеводород­ных газов. Обычно одновременно с кривыми газометрии скважины реги­стрируется кривая скорости проходки. На кривых газометрии про­тив нефтегазоносных пластов выделяются резко выраженные аномалии повышенного содержания газов. Против газоносных пластов величина анома­лий на кривой содержания тяжелых газов заметно меньше, чем против неф­теносных. Последнее связано с тем, что при вскры­тии газоносных пластов в буровом растворе наблюдается увеличение содер­жания углеводородов преимущественно легких фракций.

В ряде случаев на кривых геометрии могут наблюдаться аномалии, связанные не с вскрытием скважиной нефтегазоносных пластов, а с после­дующим влиянием пройденных горизонтов, с наличием в буровом растворе нефтепродуктов и газов неуглеводородного характера.

Последующее влияние пройденных горизонтов чаще всего наблюдается при возобновлении циркуляции раствора после перерывов в бурении, а так­же при нарушении глинистой корочки в процессе спуско-подъемных опера­ций. В последнем случае на диаграммах газометрии наблюдаются «точеч­ные эффекты» — пачки узких аномалий. Часто последующее влияние при­водит к размыву аномалий на кривых против продуктивных пластов со сто­роны их подошвы. Наиболее сильно последующее влияние пройденных горизонтов сказывается при бурении на воде и на чрезмерно вязких растворах. Степень влияния заливок в буровой раствор нефтепродуктов зависит от количества и качества последних. Наиболее сильное искажающее влияние оказывают добавки в раствор сырой неокисленной нефти. Наименьшее влияние заливок в раствор нефтепродуктов сказывается на результатах исследования содержания в растворе легких фракций газа.

Из горючих газов неуглеводородного характера наибольшие погреш­ности в данные газометрии вносит сероводород. Для исключения его влияния газовоздушную смесь перед газоанализатором пропускают через ще­лочной поглотитель.

Область применения метода — выделение в разрезе скважин газонос­ных и нефтеносных горизонтов.