Геологические процессы и документы

 

При закачке горячей  воды (точка А2) сначала будет происходить  передача теплоты от воды к окружающим горным породам. На некоторой глубине термограмма потока Тп пересечет геотерму Тг в точке М, называемой точкой инверсии. Ниже точки М будет происходить нагрев воды. Стабилизация теплообмена наступит на некоторой глубине в точке В₂ ниже которой Тп будет параллельна геотерме Тг. Из этого следует, что возможен случай, когда геотерма и термограмма будут параллельны, начиная с самого устья (точка А₃).

Выше предполагалось, что температура выходящей из пласта жидкости равна пластовой.

Это было бы верно для статических условий, когда пет движения жидкости по пласту. При фильтрации жидкости перепад давлений DР = Рк - Рс расходуется на преодоление сил трения, в результате чего температура вытекающей из пласта жидкости увеличивается по сравнению с геотермальной. При фильтрации газа в отличие от жидкости его температура падает вследствие сильного расширения. Установившееся изменение температуры пластовой жидкости DТ зависит от перепада давления. Эта зависимость, называемая эффектом Джоуля - Томсона, определяется (в первом приближении) формулой

,                                 (6.39)

где знак минус означает, что падению давления соответствует  повышение температуры; e - интегральный коэффициент Джоуля - Томсона, который в практическом диапазоне изменения давлений можно считать постоянным.

Для воды e = 0,24×10^-6 °С/Па;   для нефтей e = (0,41 -  0,61)×10^-6 °С/Па,  для газов e -(2,55 -  4,08)×10^-6 °С/Па.

Это означает, что при  депрессиях порядка 10 МПа нефть может  иметь температуру на 4 - 6°С выше геотермальной. Таким образом, за счет эффекта Джоуля - Томсона геотерма при фильтрации жидкости должна сдвинуться вправо, в сторону увеличения температуры на величину DТж, а при движении газа  -  влево на величину DТг, так как произойдет снижение температуры, которое иногда может быть очень существенным (25 - 40°С).

Современные скважинные электротермометры имеют погрешность  порядка 0,1 °С. Поэтому дроссельные  эффекты могут сравнительно просто регистрироваться и учитываться. При  одновременной работе нескольких пластов  или пропластков их продукция, имеющая различную температуру, смешивается, обусловливая калориметрический эффект и скачкообразное изменение температуры потока смеси (рис. 6.7). Амплитуда этого скачка зависит от исходных температур смешивающихся потоков, от их расходов и теплоемкостей и определяется калориметрической формулой, предполагающей равенство отданной и полученной теплоты:

,                            (6 .40)

где DТв - понижение температуры восходящего потока в интервале смешения; DТп - повышение температуры присоединяющегося потока; С, Q - теплоемкости и расходы соответственно (индекс в относится к восходящему потоку нижнего пласта, индекс п означает присоединяемую жидкость верхнего пласта).

На рис. 6.7 показан ход  термограмм с учетом калориметрического эффекта при смешивании потоков.

Тг - геотерма статического состояния без учета нагрева  жидкости за счет дроссельного эффекта.

DTe - смещение температур (увеличение) за счет дроссельного эффекта Джоуля  -  Томсона.

А - исходная точка термограммы  Тг верхнего пласта Н₂ при условии, что нижний не работает.

T₁ - термограмма нижнего пласта H₁ также с учетом дроссельного эффекта DTe.

В - исходная точка термограммы  Т₁ нижнего пласта Н₁ с учетом дроссельного эффекта.

DТв  -  понижение температуры восходящего потока в зоне смешения.

DTп - повышение температуры потока, присоединяющегося из верхнего пласта Н₂.

Т - действительная термограмма  обоих потоков после смешения.

Поскольку температурные  скачки в зоне смешения зависят от расходов [см. формулу (6.40)], то, измерив  эти скачки, можно определить расходы. Другими словами, термограмму можно интерпретировать как дебитограмму, позволяющую не только выделять продуктивные интервалы, но и определить их притоки.

Из равенства (6.40) следует 

,                   (6.41)

Здесь Qв - расход восходящего потока в колонне до его смешивания с присоединяемым потоком Qп.

Выше кровли верхнего пласта расход будет равен сумме Q = Qп + Qв. Откуда

.                                            (6.42)

Подставляя (6.42) в (6.41), получим

.                     (6.43)

Решая (6.43) относительно искомого Qп, получим

.                   (6.44)

Таким образом, для определения  присоединяемого расхода Qп необходимо измерить Q - расход жидкости в колонне  выше кровли присоединяемого пласта; DТв - температурный скачок в зоне смешения потоков, т. е. охлаждение восходящего потока против присоединяемого пласта; DТп - увеличение температуры потока присоединяемого пласта, измеренное как разность температуры у кровли пласта и условной геотермы, т. е. геотермы, исправленной на дроссельный эффект (см. рис. 6.7); Св и Сп - теплоемкости. Совершенно очевидно, что при повышении чувствительности скважинного термометра и его разрешающей способности  возможности  термометрических  исследований скважины расширятся. В настоящее время имеются скважинные термометры-дебитомеры, основанные на принципе охлаждения нагретой электротоком спирали, омываемой потоком жидкости. Охлаждение спирали тем интенсивнее, чем интенсивнее расход жидкости. Можно экспериментально установить зависимость между температурой спирали и расходом жидкости.

Таким термодебитомером вдоль исследуемого интервала снимаются  две термограммы: обычная, когда  нагретая спираль подвергается воздействию  потока, и геотерма в остановленной  скважине, которая показывает изменение температуры нагретой спирали в зависимости от глубины. По разности показаний этих двух термограмм и с помощью калибровочных кривых определяется изменение расхода вдоль исследуемого интервала.

Преимуществами такого термодебитомера являются его малые  размеры, возможность спуска на тонком одножильном кабеле КОБД-4, отсутствие необходимости использования пакерующих устройств. Такой термодебитомер позволяет фиксировать приток из каждого действующего перфорационного отверстия.

Этим не исчерпываются  возможности термометрических исследований скважин. Изучение изменения температуры на забое скважины при изменении режима ее работы содержит в себе возможности термозондирования пласта для определения его параметров. В этом отношении температурные изучения газовых скважин, в которых эффект Джоуля - Томсона обусловливает более сильные температурные изменения, достигающие 40 °С, дают более надежные результаты таких исследований.

6.5. Скважинные  дебитометрические исследования

При добыче нефти очень  редко приходится эксплуатировать однородные, монолитные, насыщенные нефтью пласты. Обычно на забое скважины имеются несколько перфорированных интервалов, соответствующих отдельным пластам или пропласткам, вскрытым общим фильтром. Даже если вскрывают один пласт, то работающая толщина такого пласта никогда не равна интервалу перфорации. Отмечены такие факты, когда при нескольких метрах перфорированного интервала весь дебит скважины был получен из короткого интервала толщиной в несколько десятков сантиметров. В нагнетательных скважинах также толщины действительно работающих интервалов могут сильно отличаться от вскрытых.

Для добычи нефти и  разработки нефтяного месторождения  необходимо знать: отдающие продукцию  интервалы, долю работающих интервалов от общей толщины пласта; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; распределение нагнетаемого агента по интервалам, долевое участие пропластков в суммарной продукции скважин; распределение интенсивности притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала; степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков, вскрытых общим фильтром, степень компенсации закачкой отобранной нефти; необходимость воздействия на призабойную зону скважины для стимулирования отдачи или поглощения пластов, а также результаты воздействия, параметры отдельных пропластков; долю работающих интервалов от общей толщины пласта или пропластка; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; поглотительную способность каждого интервала; долевое участие различных интервалов или отдельных участков данного интервала в суммарной продукции скважины; как распределяется интенсивность притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала (наличие обводненных или частично обводненных пропластков); степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков или пластов, вскрытых общим фильтром: степень компенсации закачкой отобранной нефти из тех или иных проиластков или пластов; интервалы, требующие воздействия кислотой, гидравлического разрыва или дополнительной перфорацией для стимулирования их работы на отдачу или на поглощение; результаты воздействия на призабойную зону геолого-технических мероприятий по интенсификации притока или поглощения; пластовые параметры отдельных пропластков, индикаторные линии и статические давления в этих пропластках. Ответы на перечисленные вопросы могут быть получены

Рис. 6.8. Диаграмма интенсивности  притока:

а - равномерный приток по всей толщине пласта; б - равномерный приток при работе двух пластов;

в  -  неравномерный  приток при работе двух пластов (часть  пласта II не работает)

 

с помощью дебитометрических  исследований скважины опускаемым на кабеле скважинным прибором - дебитомером  для добывающих и расходомером для нагнетательных скважин. При перемещении такого прибора вдоль вскрытого интервала скважины получается информация о распределении интенсивностей притока или поглощения вдоль перфорированного участка пласта.

Принципы измерения  расхода жидкости при притоке или при поглощении могут быть различными, но можно представить, что в приборе имеется вертушка (лопастное колесо), число оборотов которой пропорционально расходу протекающей жидкости. Обороты вертушки можно трансформировать в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность и фиксируются специальным прибором  -  счетчиком импульсов.

Частота импульсов, пропорциональная расходу, может трансформироваться в ток или напряжение и подана на стрелочный прибор, отградуированный в единицах объемного расхода. Глубина спуска прибора и ее изменение при перемещении прибора также фиксируется соответствующим устройством. В результате получается зависимость притока или поглощения от глубины спуска прибора, т. е. дебитограмма.

Допустим, что спускаемый дсбитомер дает показания о расходе жидкости в виде числа импульсов и едпппцу времени n, пропорционального расходу. При исследовании таким дебитомером однородного пласта, в котором по всей толщине интенсивность притока одинаковая, получится диаграмма (рис. 6.8, а). Очевидно, в этом случае дебитомер, спущенный ниже подошвы пласта, где скорость восходящего потока равна нулю, покажет  n = 0.

При подъеме дебитомера приток будет нарастать, и выше кровли исследуемого пласта число импульсов  будет максимально. На рис. 6.8, б представлена дебитограмма. когда пласт  I и пласт II дают одинаковые притоки n1 = n2, n1 + n2 = nmax и каждый из этих пластов показывает одинаковую интенсивность притока всей работающей толщины. Из рис. 6.8, в можно видеть, что и пласте II вся толщина работающая и производительность этого пласта, характеризуемая частотой импульсов n2, составляет долю от суммарной производительности обоих пластов равную,

.

Из этой дебитограммы можно установить, что часть перфорированной  толщины пласта I не работает. Толщина неработающего интервала равна b при общей толщине h1. Поэтому охват пласта по толщине процессом вытеснения в районе данной скважины будет равен

  .

На дебитограммах отражаются интервалы не только притока, но и  поглощения, т. е. с помощью скважинных дебитомеров можно обнаружить внутрискважинные перетоки и определить их интенсивность. По данным дебитометрических исследований скважин на нескольких установившихся режимах можно определить коэффициенты продуктивности отдельных пластов, построить для них индикаторные линии и определить пластовые давления для каждого пласта. Это позволяет глубже изучить гидромеханику работы такой сложной неоднородной многопластовой системы.

С этой целью при каждом установившемся режиме работы скважины, что характеризуется стабильностью ее дебита, проводятся дебитометрические измерения, на основании которых определяются дебиты каждого пласта Q_I, Q_II и Q_III и т. д. Одновременно манометром измеряется забойное давление, соответствующее первому режиму работы скважины. Эти данные могут быть получены и с помощью комплексного скважинного прибора, измеряющего одновременно расход, давление и другие величины, как, например, температуру и содержание воды в потоке. Сменой штуцера или прикрытием задвижки на устье скважины устанавливается второй режим, при котором также определяются дебитомером профили притока и новое забойное давление. Такие измерения можно повторить при нескольких режимах. Замеренные при разных режимах забойные давления можно пересчитать на глубины, соответствующие серединам работающих интервалов каждого пласта, т. е. учесть различие глубин залегания пластов и спуска манометра. Однако для разности забойных давлений такие пересчеты не потребуются, так как разность давлений остается неизменной. Коэффициенты продуктивности вычисляются как частное от деления изменения дебита на изменение давления при переходе от одного режима к другому. Например, для первого пласта коэффициент продуктивности будет равен

.

Аналогично могут быть вычислены коэффициенты продуктивности II и III пластов

,              

Здесь Q_I, Q_II, Q_III, Pc - дебиты и забойные давления, I, II и III пластов соответственно. Индексы 1 и 2 означают первый и второй режимы. В случае поглощения жидкости каким-либо пластом дебит при поглощении берется со знаком минус, а при вычислении коэффициента продуктивности в числителе дроби берется алгебраическая разность дебитов.

 

Рис. 6.9. Индикаторные линии  трехпластовой системы

 

При исследовании скважин  на нескольких режимах, имея результаты дебитометрических измерений, можно для каждого пласта построить индикаторную линию. Для удобства сопоставления таких индикаторных линий и решения некоторых вопросов совместной работы таких многопластовых систем, вскрываемых общим фильтром, целесообразно пользоваться приведенными забойными давлениями (рис. 6.9).