Некоторые результаты замеров температуры нефтеносных пластов на месторождении Небит-Даг
В.П. Бобелюк
При решении ряда промысловых задач необходимо знать пластовые температуры и их изменение с увеличением глубины залегания продуктивных коллекторов. Для этой цели проводят специальные термические исследования. К сожалению, мы пока не располагаем данными подобных исследований по месторождению Небит-Даг.
Температуру пород на многопластовом месторождении Небит-Даг обычно замеряли максимальным термометром попутно с замерами пластовых давлений в контрольных и эксплуатируемых нефтяных скважинах. В эксплуатируемых скважинах замеры осуществлялись через 24-48 час и более после их остановки, т.е. при условиях, когда температура на забое скважины практически восстанавливалась до пластовой, на что указывали данные повторных замеров. То, что в эксплуатируемых нефтяных скважинах с 6-дюймовой обсадной колонной можно получить достоверные данные о температуре пластов, производя замеры через указанное время, может быть установлено из опубликованных работ [1,6]. В процессе замеров геликсный глубинный манометр с помещенным в нем термометром находился на забое скважины 20-30 мин., что в данных условиях достаточно для установления теплового равновесия между термометром и окружающей средой [1, 3]. За последние несколько лет в одних и тех же скважинах замеры температур производились многократно. Поэтому большинство неповторяющихся так называемых дефектных показаний замеров удавалось отбраковывать, однако некоторые из отбракованных показаний представлены на рисунке, на котором приведена графическая зависимость температуры нефтеносных пластов месторождения Небит-Даг от глубины их залегания, построенная на основании примерно двух тысяч замеров температур (В сборе промысловых данных о замерах температур принимал участие Д.М. Семенов.). Для рассматриваемых интервалов глубин залегания продуктивных коллекторов в общем зафиксирована тенденция якобы линейного возрастания температуры с глубиной. Однако на разных участках отмечается существенное различие в температурах для одних и тех же глубин залегания пластов. Последнее наблюдалось также при температурных исследованиях на аналогичных многопластовых месторождениях Баку [2]. Для месторождения Небит-Даг неоднозначные показания замеров температур для одних и тех же глубин объясняются следующим. Месторождение Небит-Даг разбито на ряд блоков большим количеством тектонических нарушений. Вследствие этого здесь имеются благоприятные условия для вертикального перемещения по тектоническим трещинам глубинных слабоминерализованных вод из мезозойских отложений в лежащие выше водо- или нефтеносные пласты и активного продвижения по ним (Продуктивные пласты до их разбуривания находились в определенном гидравлическом равновесии. При вводе их в разработку равновесие нарушилось, что привело к резкому падению давлений по всем пластам за счет отбора флюидов. Однако на определенном этапе разработки того или иного пласта отмечалось вначале замедление падения пластового давления, а затем его стабилизация, обусловленные активизацией движения законтурных пластовых и глубинных вод. Такое поведение пластов, а также другие данные вызвали необходимость постановки специальных гидрогеологических исследований. Последние позволили прийти к выводу, что здесь, наряду с внедрением в пласты законтурных вод, существенную роль играет также и циркуляция глубинных вод, которая может обусловить некоторое изменение температурного режима в отдельных участках нефтеносных и водоносных пластов этого месторождения.). На основании гидрогеологических исследований, проведенных на месторождении Небит-Даг, к такому выводу пришел Ю В. Добров (Туркменский филиал ВНИИ). Точка зрения Ю. В. Доброва поддерживается другими специалистами [4]. Указанное выше обстоятельство, видимо, в основном и обусловливает локальное повышение температуры пластов, отмечающееся в некоторых скважинах, находящихся вблизи тектонических нарушений. Отсюда следует, что термические исследования в скважинах являются ценным дополнением к данным гидрогеологических исследований, проводящихся на месторождении Небит-Даг, и что они вместе с данными химического анализа пластовых вод (Как показала практика исследований, химические анализы проб пластовой воды, отбираемых из скважин, не всегда позволяют однозначно судить о принадлежности воды к глубинной или к законтурной пластовой. Объясняется это тем, что в некоторых нефтяных скважинах Небит-Дага из-за разрушения призабойной зоны пласта и выноса из нее значительных количеств песка, а также из-за некачественного цементного кольца за обсадной колонной имеются сообщения иногда на значительных интервалах. Эти сообщения благоприятствуют перетокам и смешению вод обводненных продуктивных и перемежающихся с ними водоносных пластов и пропластков. Кроме того, слабоминерализованные глубинные воды при их движении смешиваются с высокоминерализованными пластовыми и их качества приближаются к качествам последних. Указанное обстоятельство в значительной мере усугубляется еще и тем, что смешанные и глубинные воды при движении их по новым участкам пластов вследствие отсутствия химического равновесия между ними и породами частично выщелачивают содержащиеся в породах растворимые соли и становятся еще более трудно различимыми. Несомненно, что при этом в некоторых случаях знание температуры пласта окажется полезным, особенно если значение замеренной температуры резко отклоняется в сторону повышения от нормальных температур (см. рисунок). ) могут позволить уточнить участки пластов, занимаемые глубинными водами, направление, а возможно, и скорости движения их по пластам.
Явно заниженные значения пластовых температур частично обусловлены техникой замеров, точнее, малой надежностью максимального ртутного термометра. Это также может быть связано, особенно для глубин залегания продуктивных пластов 200-500 м, с какими-то объективными причинами, которые в дальнейшем следует выяснить и изучить. Действительно, более замедленное возрастание температуры с глубиной (в пределах указанных интервалов) наблюдалось также при тщательных исследованиях в скважинах месторождений Азербайджана [2, 5] и некоторых других районов.
На месторождении Небит-Даг преобладающее число нефтяных скважин глубиной до 500 м обводнено, причем обводненность часто достигает 90%. При стабилизации пластовых давлений последнее указывает на интенсивную промываемость продуктивных пластов законтурными водами, что, видимо, и является одной из причин некоторого нарушения температурного режима пластов.
Среднее вероятное значение геотермической ступени G(м/°С) определяли по известной формуле [1] на основании средних из наиболее достоверных замеров температур против продуктивных пластов:
G=( Н2- Н1)/( Т2- Т1)
где Т1 и Т2 - температуры пластов (°С), соответствующие глубинам замеров H1 и Н2 (м).
По расчетам среднее значение G для рассматриваемых интервалов глубин залегания продуктивных пластов оказалось равным 55,1 м/°С. Это значение почти равно значению геотермической ступени на месторождении Карадаг [5] и несколько более существенно отличается от значения G на многопластовых месторождениях Баку, аналогичных месторождению Небит-Даг [2].
Согласно имеющимся данным получено следующее выражение для приближенного определения температуры Т °С в зависимости от глубины залегания пласта:
T=28 + H/55.1
где 28 - отрезок, отсекаемый на оси абсцисс продолжением прямой средних значений замеров температур (см. рисунок) и определяющий не среднегодовую температуру на так называемом нейтральном слое земли, а некоторую фиктивную температуру поверхности земли (°С).
Проверка точности формулы (1) по промысловым данным показала, что рассчитанные по ней значения пластовых температур в основном отличаются на ±1-5° С от их фактических значений, замеренных максимальным термометром. Практика показывает, что такое совпадение расчетных данных о температуре пластов с фактическими данными можно считать удовлетворительным. Действительно, зависимости, подобные указанной выше (1), но полученные для других месторождений на основании специально проводившихся тщательных термических исследований [2, 5], обеспечивают примерно ту же точность. Следовательно, эта зависимость (1) до более глубокого изучения температуры пластов может быть использована для практических целей, так как невозможно получить однозначные значения температуры на одних и тех же глубинах в скважинах даже при самых тщательных температурных измерениях, особенно массовых.
При использовании данной зависимости (1), так же как при использовании и аналогичной ей зависимости, приведенной в работе [5], значения расчетных температур для глубоко залегающих пластов значительно чаще оказываются более близкими к фактическим пластовым температурам, чем для пластов, залегающих на глубинах 200-500 м.
В заключение следует отметить, что для месторождения Небит-Даг большой интерес представляет комплексное изучение гидрогеологических и температурных условий пластов на различных участках, что до сих пор проводилось недостаточно. При этом наряду со специальными измерениями пластовых температур необходимо использовать температурные данные, получаемые по скважинам одновременно с замерами в них пластовых давлений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. Гостоптехиздат, 1952.
2. Искендеров М.А. Нефтепромысловая геология и разработка нефтяных месторождений. Азнефтеиздат, 1956, стр. 274.
3. Справочник по добыче нефти, т. 1, под редакцией проф. И. М. Муравьева. Гостоптехиздат, 1958.
4. Сухарев Г.М. Гидрогеология и воды нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1959, стр. 295-305.
5. Цатурянц А.Б., Гаджиева Т.А. О геотермической ступени в нефтегазоносных районах Азербайджана. «Геология нефти и газа», 1960, № 7.
6. Clarence R.D. Thermal logging of producing wells J. The Oil and Gas 1942, vol. 40, N 45, p. 49.
ВНИИ
Рисунок График изменения температуры с глубиной залегания продуктивных пластов на месторождении Небит-Даг.
