УДК 550.832

Влияние нарушения теплового равновесия на определение электрических параметров пластов

А.В. РУЧКИН, В.Г. ФОМЕНКО, Е.А. СИДОРЧУК (ВНИГИК), О.М. НЕЛЕПЧЕНКО (Главтюменгеология)

При бурении скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые нарушается тепловое поле горных пород вблизи скважины за счет их охлаждения или нагревания промывочной жидкостью (ПЖ).

Колебание температуры пород в прискважинной зоне происходит за счет двух процессов: тепломассообмена в системе скважина - пласт и внедрения в проницаемые пласты фильтрата ПЖ, температура которого отличается от пластовой.

Степень изменения температуры пород и размеры такого слоя определяются многими факторами: коллекторскими свойствами пород, временем воздействия ПЖ на пласты, температурой и свойствами ПЖ, температуропроводностью пород, технологией бурения и др.

Нарушению теплового равновесия в системе скважина - пласт способствует промывка и проработка ствола скважины свежей порцией ПЖ в течение не менее двух часов на каждые 1000 м разреза для проведения каротажа [4]. Разность в температурах естественного теплового поля и ПЖ во время проведения ГИС возрастает с увеличением глубины скважины (рис. 1). В приведенном примере инверсия температур ПЖ и теплового поля отмечается на глубине около 400 м, а разность температур повышается с глубиной (до 30 °С в интервале 2100-2500 м). Степень различия в температурах пласта и ПЖ зависит от времени года. Так, например, на Кумкольском месторождении Казахстана наиболее значительные различия в температурах ПЖ и теплового поля пород имеются в скважинах, пробуренных в осенне-зимний период.

Восстановление температуры в околоскважинном пространстве пород за счет теплообмена и конвекции происходит медленнее, чем ее уменьшение при охлаждении ПЖ. За время проведения одного цикла каротажа (без дополнительной промывки ствола) температура в скважине возрастает на 4-12 °С за счет естественного прогрева, оставаясь ниже пластовой в течение нескольких суток. Для полного восстановления теплового поля в системе скважина - пласт требуется 10-30 сут [4].

Колебание температуры ПЖ и пород в околоскважинном пространстве приводит к изменению их физических свойств, в первую очередь электрических. Влияние температуры на УЭС водных растворов определяется выражением [4]:

где и - УЭС раствора при температурах Т₁ и Т₂; - температурный коэффициент электропроводности, равный для водных растворов 0,022.

Влияние температуры на УЭС горных пород отличается от воздействия на УЭС водных растворов и зависит от литологического состава пород. Изменение УЭС песчано-глинистых пород происходит по более сложному закону, чем у пластовой воды; для чистых песчаников и глин оно может быть разным [1, 2].

Б.Л. Александров, Э.Н. Дергунов и др. (1977 г.) отмечают значительное (до 50 %) изменение УЭС пород в прискважинной и удаленной от скважины частях пласта в высокотемпературных разрезах месторождений Восточного Предкавказья.

Неустойчивость теплового поля в системе скважина - пласт во времени негативно влияет на результаты комплексной обработки данных БКЗ, БК, ИК, поскольку эти замеры выполняются не одновременно, а в промежуток времени 3-8 ч. Так, например, колебание температуры ПЖ в процессе каротажа влияет на ее УЭС во времени и этот фактор обусловливает необходимость корректировки или уточнения величины , измеренной скважинным резистивиметром. Промывка ствола перед проведением ГИС приводит к дополнительному снижению температуры пород вблизи стенки скважины и изменению их физических свойств, что может влиять на показания малоглубинных методов ГИС.

В применяемых методиках интерпретации данных ЭК радиальное изменение температуры пород от стенки скважины в глубь пласта не учитывается. Считается, что ближняя и дальняя части пласта находятся при одинаковой пластовой температуре . Учет этого фактора необходим, когда электрические параметры ближней зоны (, - УЭС промытой зоны пласта и зоны проникновения) используются для оценки коллекторских свойств и насыщенности пластов по существующим методикам.

Оценка влияния степени охлаждения прискважинных зон пластов на результаты определения их электрических параметров проведена по ряду скважин нефтегазовых месторождений Западной Сибири и Казахстана.

Влияние разницы в температурах прискважинной и удаленной частей пласта на электрические и геометрические параметры, измеряемые при ГИС, определялось по способу Б.Л. Александрова, Э.Н. Дергунова и др. (1977 г.) без учета конвекции. Кажущиеся сопротивления, измеряемые разноглубинными зондами БКЗ, БК, ИК, приводились к пластовой температуре по формуле:

где и - значения при температуре ПЖ в скважине - и пласте-, Ом*м; определялась по данным замера температуры пластового флюида при испытаниях или принималась по результатам геотермических исследований, - в скважине при проведении ГИС.

Число зондов, данные которых исправляются за разницу температур, устанавливается в зависимости от радиуса R_T теплового влияния. В пластах без проникновения расхождения в показаниях разноглубинных зондов БКЗ от палеточных объясняются, видимо, влиянием радиального изменения температуры и электрической анизотропии в реальных пределах. Строгое определение R_T на основе теоретических оценок распределения температуры от скважины в глубь пласта в расчетах не использованы из-за незнания температуропроводности пород и времени воздействия ПЖ на них [3, 5].

Кажущаяся проводимость, измеряемая зондом ИК при температуре ПЖ, приводилась к пластовой по формуле (2) с учетом радиальных геометрических факторов используемых зондов. Для применяемых на практике зондов ИК влияние скважины и ближней зоны пласта на показания применяемых зондов (6Ф1 и 8И1.4) ничтожно мало и эта поправка практически не сказывается на результатах интерпретации.

Примеры нарушения теплового равновесия в системе скважина - пласт при определении электрических параметров пластов аргиллитов и песчаных пластов-коллекторов приведены на рис. 2. В скв. 8 Кумколь водонасыщенные песчаники вскрыты бурением на ПЖ с минерализацией, большей, чем у пластовой воды (С_с=80, С_в= 50 кг/м³). Зона повышающего проникновения при таких условиях образовываться не может. По этой причине кривая ПС оказалась «перевернутой». Несмотря на невозможность возникновения повышающего проникновения фильтрата ПЖ. в пласт, кривые зондирования по явно водоносным пластам 2 и 3 имеют трехслойную форму с повышающим проникновением (кривые 1). После введения поправки за охлаждение прискважинной зоны кривые зондирования для водонасыщенных пластов приняли форму двухслойной кривой (кривые 2).

Фактические кривые зондирования для пластов глин (пласты 1 и 4) без введения поправок за охлаждение прискважинной зоны также имеют трехслойную форму, которая соответствует электрической анизотропии с =2. Считая, что и здесь происходит охлаждение прискважинной части пород и вводя поправку в значения , получим двухслойные кривые зондирования с =1.

Аналогичные эффекты наблюдаются и в скважинах Западно-Сибирской НГП (рис. 3). Для пластов глин фактические кривые зондирования имеют четко выраженную трехслойную форму с повышающим проникновением (см. кривые 1 на рис. 3, a). Если учесть только электрическую анизотропию пород, то они соответствуют пластам с =5,6 для верхнего и =2 для нижнего. По данным В.Н. Дахнова [1], коэффициент анизотропии в терригенных породах не превышает 2. После введения в показания зондов БКЗ температурных поправок кривые зондирования приняли двухслойную форму с =2 для верхнего и = 1 для нижнего пластов.

Водонасыщенные коллекторы по БКЗ характеризуются трехслойной кривой зондирования с повышающим проникновением (см. рис. 3, б). После введения в показания зондов БКЗ температурных поправок параметры зон проникновения (, D) изменились, а УЭС незатронутых проникновением частей пластов () остались неизменными.

Нефтенасыщенный песчаник по БКЗ также выражен в виде трехслойной кривой зондирования с повышающим проникновением (см. рис. 3, в). Фактическое положение изорезисты для ИК не совпадает с кривой БКЗ. После введения температурных поправок в показания зондов БКЗ и ИК форма кривой зондирования несколько изменяется, оставаясь трехслойной с повышающим проникновением.

Из рассмотренных примеров видно, что учет влияния охлаждения пород изменяет оценку электрической анизотропии пластов и величин параметров зоны проникновения (D) в проницаемых пластах. Это позволяет более обоснованно использовать их для оценки коллекторских свойств пород (пористости, остаточной нефтегазонасыщенности) по параметрам зоны проникновения. Этот фактор необходимо принимать во внимание при интерпретации материалов ГИС на больших глубинах, где охлаждение пород более значительное, а также в тонких пластах, в которых определение выполняется не только по БКЗ. Влияние охлаждения прискважинной зоны пластов следует учитывать и при выделении коллекторов в разрезе скважин по широко применяемой на практике методике разновременных измерений зондами с небольшим радиусом исследования (зонды БМК, БК и короткие зонды БКЗ). Изменение температуры пород в прискважинной зоне во времени может являться причиной ложного выделения коллекторов, а в отдельных случаях возможны несоответствия исходных параметров на кривых БК, БКЗ, ИК в «опорных» пластах. Учет этого фактора по формулам (1) и (2) недостаточно точный. Для разработки более обоснованной методики учета влияния нарушения теплового поля на показания электрических видов ГИС необходима постановка специальных исследований, предусматривающих многократные измерения геофизических параметров в процессе восстановления теплового поля в системе скважина - пласт.

Для изучения влияния охлаждения пород на результаты электрического каротажа нами предложено следующее: 1) проведение в исследуемом интервале трех циклов измерений комплексами термометрия, резистивиметрия, БМК, БК, БКЗ, ИК, ПС (сразу после промывки скважины, через 10- 15 ч после завершения первого цикла без переподготовки - промывки скважины, через 2-4 сут простоя скважины) ; 2) измерение в процессе первого цикла температуры по стволу скважины в начале, в середине и после выполнения электрометрических исследований; 3) изучение в интервалах исследований пород-неколлекторов (аргиллиты, ангидриты и др.) и пород-коллекторов (водонасыщенные или продуктивные); 4) подготовка скважин перед началом специальных ГИС согласно требованиям технической инструкции, т. е. проработка ствола свежей порцией ПЖ в течение 2 ч на каждые 1000 м глубины; 5) размещение скважины для предусмотренных исследований на площадях, где имеются геотермические измерения при установившемся тепловом поле, т. е. с известной естественной температурой пород по глубине; 6) проведение хронометража всех операций и измерений одними и теми же проградуированными скважинными приборами; 7) выполнение замеров термометром и резистивиметром при спуске и подъеме приборов при каждом цикле работ.

Непосредственное измерение температуры стенки скважины в процессе регистрации кривой бокового микрокаротажа БМК, осуществляется с помощью устанавливаемого на измерительном «башмаке» зонда БМК термодатчика.

Данные выполнения трех циклов специальных ГИС, разделенных временем, позволят оценить степень охлаждения пород в зоне исследования и влияние этого фактора на результаты электрического каротажа в породах с различными свойствами, а также диапазон и темп изменения температуры в скважине за время проведения одного цикла ГИС.

На основе обработки и анализа данных можно проследить изменение геофизических параметров пород (- относительная амплитуда ПС, , , D) при естественном прогреве прискважинного объема и ствола скважины, а также значимость этих эффектов при выделении и оценке продуктивных пластов по данным ГИС.

Кроме этого, для решения вопроса количественного определения влияния нарушения теплового равновесия в скважине и окружающих ее породах необходимы специальные исследования на тестовых моделях и эталонных разрезах, а также теоретические исследования с учетом новейших достижений теорий тепломассопереноса (диффузия, конвекция, фильтрация и др.).

Для анализа закономерностей изменения УЭС, диффузионно-адсорбционных и других свойств пород различной литологии (коллекторов и неколлекторов) от температуры необходимо провести детальные петрофизические исследования на образцах керна с имитацией процесса охлаждения и нагревания породы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин.- М.: Недра, 1982.

2. Добрынин В.М. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа.- М.: Недра, 1970.

3. Есьман В.И. Термогидравлика в скважинах.- М.: Недра, 1982.

4. Техническая инструкция на проведение геофизических работ в скважинах.- М.: Недра, 1985.

5. Череменский Г.А. Прикладная геотермия.- Л.: Недра, 1977.

Рис. 1. Сравнение температур естественного теплового поля (2) и ПЖ во времени проведения ГИС (1):

а - по скважинам Ямальской НГО; б - по скв. 4 Кшукской (Камчатка)

Рис. 2. Геофизические характеристики нижнемеловых песчано-глинистых пород и результаты обработки данных БКЗ без учета (1) и с учетом (2) охлаждения пород в скв. 8 Кумколь

Рис. 3. Геофизические характеристики глинисто-аргиллитовых пород (а), водоносных (б) и нефтеносных (в) песчаников и результаты обработки данных БКЗ без учета (1) и с учетом (2) охлаждения пород на площадях Западной Сибири:

а - скв. 10 Галяновская, б - скв. 84 Галяновская, в - скв. 51 Бахиловская; -УЭС зоны проникновения без учета (1) и с учетом (2) охлаждения пород; крестик в кружках -пересечение значений и