Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

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 28 °С. Температура основных продуктивных пластов месторождения 60 — 70 °С. Следовательно, в холодные сезоны года температура нагнетаемой воды была ниже на­чальной пластовой на 30 — 60 °С.

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).

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 °С, в горизонте XIV на 4,7 °С. 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.

 

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

 

 

 

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; Н — глуби­на; t — температура

 


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 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 лее 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.

 

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

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


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.

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.


Глава XIV КОНТРОЛЬ ОХВАТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА ПРОЦЕССОМ ВЫТЕСНЕНИЯ




©2015 studenchik.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.