Разработка нефтяных месторождений с закачкой воды, температура которой отличается от температуры продуктивных горизонтов, приводит к изменениям их теплового режима. Последние могут влиять на свойства пластовой нефти и воды, нарушать начальные условия их фильтрации в пластах и притока к скважинам. Совершенствование разработки таких месторождений и достижение высокой степени извлечения нефти требуют внимательного контроля за температурными процессами в недрах. В этом отношении показателен опыт месторождения Узень, где проводятся детальные многолетние наблюдения за изменением температуры нефтяных пластов.

Первой задачей термометрических исследований было определение начального теплового поля месторождения - основы для всех последующих анализов изменений пластовой температуры [5]. Все данные о начальных температурных условиях месторождения были представлены в виде графиков изменения начальной температуры (геотерм) как всего разреза отложений, так и продуктивной его части, и карт начальной температуры по кровле всех нефтеносных горизонтов. Было исследовано 300 скважин. В последующем эти материалы позволили определять начальную пластовую температуру в любой точке месторождения с абсолютной погрешностью не более ±0,5 °С.

Комплекс работ непосредственно по контролю за изменением температуры продуктивных горизонтов включает: а) наблюдения за температурой закачиваемой воды, б) замеры температуры на забое нагнетательных скважин, в) снятие термограмм в скважинах, расположенных вокруг нагнетательных, г) регулярные замеры температуры в контрольных скважинах. Для этого оборудованы опытные участки, пробурены и оставлены без перфорации специальные контрольные скважины, где с 1968 г. ведутся регулярные температурные наблюдения.

Основной объем исследований выполняется в скважинах, выходящих из бурения, добывающих, а также в нагнетательных, пробуренных на нижележащие горизонты или имеющих глубокий зумпф. Вначале особое внимание уделялось скважинам, расположенным вблизи нагнетательных, но по мере увеличения заводненной площади исследовались все более удаленные скважины, и сейчас работы ведутся по всей площади месторождения.

Температуры замеряются дистанционными термометрами. Во ВНИИ для этого используется частотный термометр, представляющий собой модернизированный термометрический узел глубинного прибора Поток-5. Чувствительность его 400 Гц/°С, разрешающая способность ±0,002 °С. Градуировка термометра производится в пьезометрической скважине, в которой градуировались термометры, применяемые при установлении естественного теплового фона месторождения. Этим обеспечивается сходимость замеров, выполненных с помощью различных термометров в разное время, и получение довольно высоких результатов: абсолютная погрешность измерений не превышает ±0,2- 0,3 °С.

Подготовка и технология исследований простаивающих наблюдательных, контрольных, пьезометрических и выходящих из бурения скважин практически не отличается от общеизвестных работ по установлению начального теплового фона [2]. На термограммах, снятых в выдержанных скважинах, удавалось выделять пласты, температурные изменения по которым не превышали десятых долей градуса ( рис. 1 ). В выходящих из бурения скважинах интервалы со значительно измененной температурой фиксируются по характерной аномалии на термограммах, снятых для определения высоты подъема цемента через сутки после цементирования колонны. Однако выявлять пласты, охлажденные менее чем на 2-3 °С, трудно из-за сильной дифференцированности термограмм.

Прохождение теплового фронта устанавливалось путем сравнения термограммы исследованной скважины с ее геотермой, составляемой по картам начальной температуры [4]. Подход фронта охлаждения фиксируется появлением отрицательных тепловых аномалий. Начало охлаждения отмечается изменением геотермического градиента выше и ниже обводненного интервала. Вверх от него геотермический градиент постепенно уменьшается до нуля, а затем приобретает отрицательные значения, а вниз, наоборот, значения становятся все более высокими. По мере охлаждения против пласта образуется глубокая отрицательная тепловая аномалия (см. рис. 1 ).

В добывающих скважинах охлажденные закачиваемой водой работающие пласты выделялись на термограммах, зарегистрированных как в работающих, так и в остановленных скважинах. Для первых подход фронта охлаждения устанавливался: в интервале нижнего работающего пласта по постепенному уменьшению и исчезновению положительной аномалии дросселирования и охлаждению обводненного интервала ( рис. 2 , интервал I) и в интервале верхних работающих пластов по аномальному росту калориметрического эффекта и сдвигу температурной кривой в сторону меньших значений температуры (см. рис. 2 , термограмма Т₁, интервал II). В остановленной скважине против охлажденного пласта фиксируется отрицательная тепловая аномалия. Обводнение пластов подтверждалось комплексом геофизических методов исследования по контролю за разработкой месторождения.

Сведения о прохождении температурного фронта в пластах, расположенных выше интервала перфорации, добывающих и нагнетательных скважин получали с помощью замеров, как правило, во время кратковременных остановок скважин. Хотя в последних тепловой режим нарушен потоком жидкости и не успевает полностью восстановиться, пласты с измененной более чем на 2-3 °С температурой достаточно четко выделяются.

Существенную информацию о вариации температуры продуктивных горизонтов дали термометрические измерения в зумпфе действующих добывающих и нагнетательных скважин верхних эксплуатационных объектов.

Полученные материалы позволили выяснить фактическое распределение теплового поля продуктивных горизонтов, сложившееся к 1981 г., в результате их разработки с применением внутриконтурной закачки воды, проследить динамику изменения пластовой температуры во времени, установить преимущественные пути прохождения температурных фронтов и осветить некоторые стороны влияния изменений температуры на работу добывающих скважин и полноту извлечения нефти.

Месторождение Узень состоит из шести основных продуктивных горизонтов общей мощностью 350 м, которые включают от 1 до 12 пластов-коллекторов, отличающихся сильной проницаемостной неоднородностью. Нефть содержит до 24 % парафина, причем температура его кристаллизации близка к начальной пластовой температуре [6]. Внутриконтурная закачка воды осуществляется с середины 1968 г. К 1974 г. были введены в работу 15 разрезающих рядов, расположенных на расстоянии 2 км друг от друга. В последние годы стало применяться и очаговое заводнение. К 1981 г. в продуктивные горизонты закачано почти 340 млн. м³ воды. На большей части месторождения закачивается вода, представляющая собой смесь вод Каспийского моря и пластовой альб-сеноманской. Ее температура изменяется от 6-10°С в зимний период до 28-32 °С в летний, среднегодовая 18-20 °С. В небольшом объеме на ограниченной части площади закачивается вода, нагретая до 50-70 °С. Пластовая температура в интервале залегания продуктивных горизонтов 53-72 ºС. Таким образом, в основном закачивается вода с температурой на 20-65 °С ниже начальной пластовой.

Падение пластовой температуры в скважинах, где не производилась закачка воды, впервые отмечено в 1968-1969 гг. К началу 1981 г. в исследованных более чем 600 скважинах выявлено свыше 250 охлажденных интервалов. Изменение температуры пластов в зависимости от удаления от ближайших нагнетательных скважин показано на рис. 3 . Как видно, наибольшие понижения температуры (10-30 °С) зафиксированы в скважинах, расположенных на расстоянии до 250 м от нагнетательных. Однако в ряде зон месторождения фронт охлаждения распространился на 800-1000 м от нагнетательных рядов в глубь эксплуатационных блоков.

Анализ данных об изменении температуры позволил установить различную степень охлаждения пластов в скважинах, расположенных на одинаковых расстояниях от нагнетательных. В одних скважинах пластовая температура снизилась на 20-25 °С при объемах закачки всего 200-300 тыс. м³; в других, несмотря на продолжительное время и большие (1-2 млн. м³) объемы закачки воды, температура продуктивных горизонтов осталась на уровне начальной или изменилась незначительно.

Так, очень интенсивно охлаждалась пачка Б горизонта XV в скв. 1855. Температурные замеры здесь впервые были проведены в июле 1972 г., когда в расположенную на расстоянии 125 м нагнетательную скважину было закачано 265 тыс. м³ воды, а пластовая температура к этому времени в скв. 1855 снизилась с 61 до 32 °С. В скв. 743 к середине 1975 г было закачано около 250 тыс. м³ воды, и в окружающих скв. 4030 и 4035 температура пластов горизонтов XVI и XVII уменьшилась на 17-25 ^СС. Быстрыми темпами развивалась тепловая аномалия против горизонта XIII в скв. 279. На термограммах, снятых в конце 1971 г., охлажденная зона отсутствовала, но уже в апреле и июле 1972 г. температура снизилась соответственно на 7 и 15 ºС.

Имеются и противоположные примеры. Наблюдательная скв. 738 пробурена в 1973 г. на расстоянии 170 и 120 м от нагнетательных скважин горизонтов XIII+XIV и XV+XVI, куда было закачано по 1 млн. м³ воды. Несмотря на это, в скв. 738 охлаждались только пласты горизонта XVI. За 1973-1981 гг. объемы закачки в нагнетательные скважины достигали 2-2,5 млн. м³, но новых тепловых аномалий в скв. 738 не было обнаружено.

Неравномерный характер охлаждения связан с тем, что в продуктивных пластах формируются небольшие по мощности, направленные от нагнетательных в сторону добывающих скважин зоны с высокими скоростями фильтрации жидкости и соответственно с ускоренным охлаждением горных пород. В скважинах, через которые проходят такие зоны, наблюдается быстрое обводнение и значительное снижение температуры. Так, скв. 738 находится в такой зоне по горизонтам XV и XVI, но в стороне от основных линий тока нагнетаемой воды в горизонтах XIII и XIV. Это доказано результатами исследований двух новых скважин, пробуренных в 1979 г. в 100 и 170 м от скв. 738 ( рис. 4 ).

Закачка холодной воды существенно изменяет термодинамические условия в стволе действующих добывающих скважин. По мере обводнения дебит последних в результате повышения забойного давления (Возрастание обводненности продукции на каждые 10% в условиях месторождения Узень приводит к повышению забойного давления на 0,22-0,3 МПа) начинает уменьшаться и соответственно возрастают тепловые потери при подъеме жидкости. Так, если разность между температурой жидкости на забое и устье скважины при дебите 100 т/сут и более, как показывают замеры, не превышает 10-15°С, то при дебите 30-40 т/сут она достигает 25-30 °С и на выходе из скважин температура жидкости лишь на несколько градусов выше температуры застывания нефти. Подход холодной воды к скважине по вырабатываемым пластам еще больше снижает температуру в стволе скважины.

Изменение температуры, в свою очередь, влияет на вязкость жидкости в скважине, причем, по лабораторным данным [1], вязкость образующейся в обводненных скважинах водонефтяной эмульсии с понижением температуры увеличивается в 6-8 раз быстрее, чем вязкость безводной нефти. Перечисленные явления затрудняют работу фонтанного лифта и приводят к остановкам скважин.

Более благоприятные условия для работы добывающих скважин создаются при закачке в пласты горячей воды с температурой, равной или больше пластовой. Нагнетание горячей воды не только не вызывает охлаждения пропластков, по которым отстает фронт вытеснения, но и сохраняет или даже улучшает температурный режим фильтрации жидкости в зоне вытеснения и условия ее подъема в скважинах. При этом наблюдается довольно быстрое обводнение, но возможность извлечения нефти из пластов, смежных с обводненными, сохраняется, так как их температура от нагнетания горячей воды не снижается.

Таким образом, проведенные исследования позволили: рекомендовать методику контроля за температурным режимом нефтяных залежей, разрабатываемых с применением внутриконтурного заводнения; установить фактические размеры и пути преимущественного распространения фронта охлаждения в продуктивных горизонтах от закачки холодной воды; выяснить, как сказывается снижение пластовой температуры на работе добывающих скважин и полноте извлечения нефти.

1. Велихова В.Ф., Борисов Б.Ф. Влияние температуры на свойства пластовых нефтей. - В кн.: Геология, разработка, бурение и добыча нефти на Мангышлаке. М.,1974, с. 60-69.
2. Дьяконов Д.И. Геотермия в нефтяной геологии. Л., Гостоптехиздат, 1958.
3. Исследование оценочных скважин месторождения Узень /Н.Е. Быков, Е.А. Зудакина, Л.Н. Ефремова и др. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1978, № 1, с. 23-27.
4. Лутков В.А., Гаттенбергер Ю.Д. Методическое руководство по термическим исследованиям нефтяных месторождений в процессе их разработки. М., ВНИИ, 1979.
5. Мелик-Пашаев В.С., Гаттенбергер Ю.П., Лутков В.А. Геотермический режим нефтяного месторождения Узень. - Сов. геология, 1973, № 3, с. 29-38.
6. Особенности геологического строения нефтяного месторождения Узень / В.С. Мелик-Пашаев, Н.Е. Быков, Л.П. Долина и др. - Труды ВНИИ. М., 1977, вып. LXIII, с. 1-230.

Рис. 1. Термограмма выдержанной скважины с охлаждением пластов.

Г₀ - начальная геотермограмма (геотерма); Т - термограмма

Рис. 2. Термограммы добывающих скважин с работающими охлажденными пластами (глубина приведены к подошве нижнего работающего пласта).

Усл. обозн. см. рис. 1

Рис. 3. Изменение пластовой температуры, обусловленное расстоянием от нагнетательных скважин.

t_нач - начальная пластовая температура; t_тек - текущая пластовая температура, °С

Рис. 4. Схема изменения пластовой температуры на участке наблюдательной скв. 738 (а - горизонт XIV; б - горизонт XVI).

Скважины: 1 - добывающие (в числителе - изменение пластовой температуры Dt = t_НАЧ - t_ТЕК , ºС, в знаменателе - обводненность продукции, %), 2 - нагнетательные данного горизонта, 3 - различные других горизонтов