Промысловая геофизика (стр. 8 )

На фазокорреляционных диаграммах имеется дополнитель­ный признак поперечной волны: разность времен ее прихода для двух пластов с разными свойствами выше, чем для про­дольных волн. Поэтому сдвиг фазовых линий на границе пла­стов у поперечных волн более крутой по сравнению с продоль­ными волнами.

В обсаженных скважинах волновая картина зависит от ха­рактера контакта на границах цемента с колонной и горной породой. При жестких контактах на обеих границах волновая картина примерно та же, что и в необсаженной скважине. Если контакт с колонной скользящий, четко выделяется волна Р по колонне, соответствующая скорости 5,2—5,6 км/с. На муфтовых соединениях Δt увеличивается на 3—5 мкс/м.

На ФКД четко видны пять - десять фазовых линий волны по колонне, параллельных оси глубин. На ФКД могут быть видны также наклонные к оси глубин линии, связанные с волнами, от­раженными от трещин, границ пластов, а в обсаженных сква­жинах — также от муфт.

Область применения акустического метода

Результаты, полученные акустическим методом, используют при литологическом расчленении разреза, выделении коллекторов, определении их пористости и характера насыщения, контроля обводнения залежей при их разработке и при решении некото­рых других геологических и технических задач (см. также гл. VIII).

Литологическое расчленение разреза по данным AM основа­но на различии скоростей и частично коэффициентов затухания волн в различных породах (см. табл. 2).

Различия в акустических свойствах песчаников, известня­ков, доломитов и др. — достаточно надежный признак лишь при близких значениях их коэффициентов пористости kп. Если kп ≠ const, необходима комплексная интерпретация данных AM и других методов ГИС (см. гл. VI).

При выделении гранулярных коллекторов по комплексу ГИС принимают во внимание значение пористости, полученное по данным акустического метода. По повышенному значению коэффициентов затухания, по появлению волн, отраженных на трещинах и дающих оси синфазности, секущие ФКД под раз­личными углами, выделяют трещинные коллекторы. (Подроб­нее об использовании акустического метода для решения этих задач, а также об определении коэффициента пористости по значениям Δt см. в гл. VI.)

Поскольку радиус зоны исследования AM не превышает не­скольких десятков сантиметров, определение характера насы­щения пластов по данным акустического метода возможно лишь при отсутствии зоны проникновения фильтрата в пласт (в основном обсаженные скважины, простоявшие достаточно долго, чтобы зона проникновения успела расформироваться). Чтобы уменьшить влияние крепления, используют колебания низкой частоты. В продуктивных пластах, как указано выше, значения αр выше, a αs ниже, чем в водоносных. Поэтому ам­плитуда волн P0P1P0 в продуктивных пластах ниже, а волн P0S1P0 выше, чем в водоносных пластах.

Эффекты на водонефтяных и газожидкостных контактах мо­гут быть не видны из-за изменений αр и αs по причинам, не свя­занным с характером насыщения пластов. В подобных случаях для повышения надежности разделения продуктивных и водоносных пластов целесообразно двукратное проведение заме­ров — до и после расформирования зоны проникновения.

Специальные акустические приборы, регистрирующие время прихода и амплитуду волн, отраженных от стенок скважины (или обсадной колонны), позволяют определять диаметры и профиль скважины (акустические каверномер и профилемер), судить о строении стенок (акустические телевизоры).

При исследовании этими приборами на стенку скважины направляют короткий импульс высокочастотной (0,1—10 МГц) упругой волны. Приемник регистрирует отраженную волну. Из­лучатель и приемник непрерывно вращаются с помощью элек­тродвигателя вокруг вертикальной оси. На оси мотора разме­щен также азимутный отметчик, вырабатывающий импульс в момент пересечения лучом плоскости магнитного меридиана.

Сигнал приемника передается на поверхность, где в назем­ной аппаратуре акустических телевизоров этот сигнал исполь­зуется для модуляции яркости луча электронно-лучевой трубки, так же как в обычных телевизорах. В результате на экране ЭЛТ возникает изображение стенок скважины, где достаточно ясно видны трещины, каверны в породах или обсадной колонне.

С помощью каверномеров и профилемеров определяют изме­нение времени прихода отраженных волн по различным азиму­там, а по значениям времени находят расстояние до стенок скважины. Такие приборы особенно широко используют при исследовании подземных полостей значительного диаметра (до 40 м), сооруженных, например, для хранения нефтепродуктов.

§2. ТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Термическими методами исследования скважин изучают рас­пределение температуры Т по стволу скважины. Их использо­вание для решения геологических задач основано на связи тем­пературы в скважине с тепловыми свойствами горных пород, с характером и интенсивностью тепловых процессов, происходя­щих в недрах Земли и в системе скважина — пласт.

Различают методы естественного и искусственного тепловых полей.

Основная задача при применении метода естественно­го теплового поля заключается в изучении температуры горных пород, которую они имели до их вскрытия скважиной; по ее изменению по разрезу и по площади судят о геологическом разрезе, о геологическом строении исследуемой площади. Несколько условно к методам естественного поля относят так­же изучение локальных тепловых полей, связанных с процесса­ми растворения, окисления и др., происходящими на границе скважины с некоторыми горными породами.

Методом искусственного теплового поля изучают нестационарные процессы теплообмена между горными породами и скважиной. Скорость остывания (или нагрева) промывочной жидкости в скважине зависит (наряду с другими факторами) от температуропроводности горных пород. Поэто­му метод искусственного теплового поля позволяет определять этот параметр.

Искусственное тепловое поле возникает также в эксплуата­ционной скважине, и его изучение позволяет выделять нефте-, газо-, водоотдающие интервалы в благоприятных случаях определять их дебиты. Эти вопросы, относящиеся к области конт­роля, разработки месторождений, рассматриваются в гл. X.

Основные законы теплопроводности

и тепловые свойства горных пород

Передача, теплоты осуществляется благодаря теплопроводно­сти, конвекции и тепловому излучению. В горных породах кон­векция и тепловое излучение обычно весьма малы. Учитывая это, ограничимся рассмотрением лишь теплопроводности.

Как показывает эксперимент, плотность теплового потока q, т. е., количество теплоты, проходящей в единицу времени через единичную площадку, пропорциональна проекции grad Т в данной точке на перпендикуляр к этой площадке. Отсюда сле­дует, закон теплопроводности (закон Фурье):

, (III.6)

где q - вектор плотности теплового потока; λ - коэффи­циент теплопроводности, равный, очевидно, количе­ству теплоты, передаваемой в 1 с через куб с единичной гранью, две противоположные грани которого поддерживаются при температуре, различающейся на 1 К, а остальные грани тепло­изолированы. Единица измерения λ - Вт/(м·К).

Величину ξ = 1/λ называют удельным тепловым со­противлением среды.

Удельная теплоемкость с — количество теплоты, которое не­обходимо сообщить единице массы вещества, чтобы поднять температуру на 1 градус.

Величину

(III.7)

где δ - плотность среды, называют коэффициентом тем­пературопроводности. Он определяет скорость переда­чи температуры в среде, разные части которой имеют различ­ную температуру.

В табл. 3 приводятся значения λ, и с для некоторых минера­лов и горных пород. Произведения сδ для разных горных пород обычно различаются меньше, чем значения λ. Поэтому колеба­ния температуропроводности в значительной степени повторяют изменения λ и здесь подробно не рассматриваются.

Теплоемкость твердых минералов меняется в небольших пре­делах. Примерно в тех же интервалах меняется теплоемкость пород с низкой пористостью [(630—840) Дж/(кг·К)]. Объем­ная теплоемкость, т. е. величина сδ, для воды [4,19·106 Дж/(м3·К)] выше, а для газов с низким давлением значительно ниже, чем для твердых минералов [(2—3)·106 Дж/(м3·К)]. В связи с этим с увеличением пористости kп объемная теплоемкость (т. е. теплоемкость единицы объема) для водоносных пород рас­тет, а для сухих пород снижается.

Таблица 3. Коэффициент теплопроводности λ и удельная

теплоемкость с некоторых минералов, руд и газов при нормальных условиях

Минерал, руда, газ	λ, Вт/(м·°С)	с, Дж/(кг·°С)	Минерал, руда, газ	λ, Вт/(м·°С)	с, Дж/(кг·°С)
Кварц	7,99	—	Гипс	1,30	1050
Альбит	2,31	711	Кальцит	—	837
Олигоклаз	—	837	Доломит	—	840
Ортоклаз	2,31	628	Гематит	10,40	628
Микроклин	2,42	669	(полукристал-
Биотит	1,95 .	—	лический)
Мусковит	2,32	—	Графит	268,00	720
Каолинит	—	920	Золото	310,00	126
Кианит	14,20	—	Серебро	418,00	228
Ангидрит	4,91—5,75	500	Вода	0,56	4190
Каменная соль	5,35—7,22	840	Лед	2,23	2820
Барит	1,70	460	Метан	0,029	2220
			Воздух	0,024	1020

Теплопроводность основных породообразующих минералов и магматических пород лежит в пределах (1,3—8,0) Вт/(м·К). Исключение составляют лавы [0,5 Вт/(м·К)].

Из-за пониженной теплопроводности газов [для метана при­мерно 0,03 Вт/(м·К)] теплопроводность сухих пород уменьша­ется с ростом kп (в 5—6 раз при kп = 30%).

Теплопроводность воды [0,56 Вт/(м·К)] при нормальных условиях ниже, чем для твердых минералов, но выше, чем для газов. Замена газов в порах водой приводит к росту λ (до 3 раз при kп = 30%); в то же время в предельно водонасыщенных по­родах λ уменьшается с повышением kп (до 2 раз при измене­нии kп от нуля до 30%).

Естественное тепловое поле Земли

Региональное тепловое поле

При бурении скважин, а также при работе добывающей или нагнетательной скважин температура пород, прилегающих к скважине, может заметно отличаться от естественной темпера­туры Те, которая была в породах до бурения. Однако в про­стаивающей скважине температура этих пород и самой скважи­ны постепенно приближается к Те. Так, в необсаженной скважине диаметром 200 мм, заполненной водой, через три недели начальное различие температур в скважине и в пласте умень­шается примерно на порядок. Поэтому, измеряя температуру в длительно простаивающей скважине, можно определять есте­ственную температуру пород Те, изучать распределение естест­венного теплового поля Земли по разрезу и по площади.

Основной источник тепла в Земле — распад радиоактивных элементов. Солнечное излучение играет решающую роль только в тепловом режиме поверхностных слоев. Суточные колебания температур прони­кают на глубину 1—2 м, годовые — на 10-40 м. Температура на глубине ниже 10—40 м определяется лишь внутренним теплом Земли. Здесь тепловой поток всегда направлен снизу вверх и темпера­тура монотонно повышается с глубиной. Скорость роста температуры с глубиной называется геотермичес­ким градиентом. Согласно закону Фурье значение Г на некоторой глуби­не Н равно , где qп - верти­кальная составляющая плотности тепло­вого потока; λ и ξ - теплопроводность и тепловое сопротивление пород на этой глубине.

Плотность теплового потока в данном районе тем ниже, чем раньше закончи­лись магматические процессы. Она мини­мальна на древних платформах, где обычно Г ≈ (0,66÷1,30)·10-2 К/м, и мак­симальна в зонах молодого вулканизма, где Г повышается до (3—7)·10-2 и даже 10-1 К/м.

На глубинах до нескольких километров плотность потока тепла можно считать не зависящей от глубины. Тогда значе­ние Г против однородного пласта будет постоянным, пропорцио­нальным величине ξ для данного пласта. Соответственно для разреза, представленного переслаиванием однородных пластов, термограмма (зависимость Т от глубины) имеет вид, показан­ный на рис. 59.

Рис. 59. Диаграммы из­менения удельного теп­лового сопротивления по­род ξ, геотермического градиента Г и температу­ры Т с глубиной сква­жины

Если величина qп для данного района известна, термограм­мы позволяют по значениям Г и qп рассчитать удельные тепло­вые сопротивления пород ξ. Если qп не известна, удается опре­делить относительные изменения ξ по разрезу.

Анизотропия горных пород, движение подземных вод вдоль проницаемых пластов и другие причины могут вызвать более интенсивный перенос тепла вдоль наклонных пластов по, срав­нению с поперечным направлением, рост qп и Г над сводами антиклинальных структур по сравнению с синклиналями. Соответственно поверхность равных температур (геоизотермы) при­поднимается над антиклиналями. Аналогичная картина наблю­дается над соляными куполами из-за повышенной теплопровод­ности солей по сравнению с другими породами. Поэтому по­строение и изучение карт изотерм для некоторой глубины или построение профилей геоизотерм позволяет обнаруживать анти­клинальные структуры, соляные купола и решать некоторые другие задачи.

Локальные тепловые поля

Чаще всего встречаются следующие разновидности локальных тепловых полей.

1.  Положительные температурные аномалии против сульфидных руд и углей, обусловленные экзотермическими реакция­ми окисления на их границе со скважиной.

2.  Отрицательные аномалии против растворимых солей из-за эндотермической реакции растворения.

3. Аномалии против коллекторов, поглотивших буровой раствор с иной, чем у пласта, температурой.

4.  Аномалии против проницаемых пластов, перекрытых не­перфорированной колонной, связанные с интенсивной циркуля­цией вод с иной температурой, в том числе закачиваемых для поддержания пластового давления.

5.  Аномалии против коллекторов, обусловленные расширением жидкости или газа при снижении их давления, в том чис­ле: а) аномалии против пластов, не отдающих газа или жидкос­ти в данной скважине; б) аномалии, возникающие при посту­плении жидкости или газа в скважину.

Аномалии 1—3 обнаруживаются через некоторое время пос­ле остановки бурения. Со временем они растут, затем медленно затухают. Термограммы против однородных пластов по форме симметричны (после вычитания температуры регионального теп­лового поля); ширина аномалии (на половине ее высоты) не­сколько больше толщины пласта.

Близки по форме к описанным термоаномалии типа 4 и 5а. Они четче всего наблюдаются в простаивающих скважинах, в которых соответствующие пласты перекрыты неперфорирован­ной колонной. Аномалии типа 5б на нефтяных месторождениях малы и их обнаружить трудно, а на газовых месторождениях они достигают десятых долей градуса и легко наблюдаются.

Термоаномалии, обусловленные притоком нефти, газа или воды в скважину, в том числе эффектом Джоуля — Томсона при их дросселировании через пористую среду, могут иметь более сложную и разнообразную форму. Важнейшие случаи рассмот­рены в разделах, посвященных использованию термометрии для выделения работающих интервалов (гл. X) и контроля за тех­ническим состоянием скважин (гл. VIII).

Обнаружение и изучение аномалий на термограмме, обус­ловленных локальными тепловыми полями, позволяют выделять пласты, обладающие перечисленными выше особенностями, определять их мощность, судить об интенсивности соответствующих процессов.

Искусственные тепловые поля

Нестационарные поля, изучаемые методом искусственного поля, возникают чаще всего при заполнении скважины промывочной жидкостью, температура которой отличается от температуры горных пород, или же при помещении в скважину таких источ­ников тепла, как электронагреватели, цементный раствор (вы­деляющий тепло при схватывании) и т. п.

Если пренебречь различием в температуропроводности гор­ных пород и промывочной жидкости внутри скважины, то изме­нение температуры в скважине, заполненной горячей (холод­ной) жидкостью, в первом приближении можно описать уравне­нием

, (III.8)

где θ - разность температур на оси скважины (Тс) и горных пород (Тп); θ0 - начальное значение θ в момент смены промы­вочной жидкости, т. е. заполнения скважины более горячей (хо­лодной), чем породы, жидкостью; rс - радиус скважины; t - время, отсчитываемое с момента смены промывочной жидкости; а - температуропроводность породы.

Изучая изменение температуры в скважине Тс во времени (повторные замеры температуры в скважине), можно в прин­ципе определить температуропроводность пород. При определе­нии температуропроводности по выражению (III.8) необходимо использовать результаты измерений Тс при достаточно больших значениях t, так как при малых значениях t реальная зависи­мость θ = f(t) может заметно отличаться от выражения (III.8) из-за того, что при его получении игнорировались различия температуропроводности в пласте и в скважине, а также из-за, непостоянства температуры в породе в радиальном направлении в момент смены промывочной жидкости, обусловленного несовпадением до этого Тс и Тп. Для учета влияния всех этих факторов пользуются более сложными схемами обработки дан­ных.

Скважинные термометры

Наиболее часто для непрерывных измерений температуры в скважинах используют электрические термометры сопротивле­ния. Их чувствительными элементами обычно являются рези­сторы, изготовленные из материала с большим температурным коэффициентом β, т. е. заметно изменяющие свое электрическое сопротивление R при изменении температуры.

В интервале температур до 200—300 °С β=const и зависи­мость R(T) практически линейна:

,

где .

В чувствительных элементах скважинных термометров обыч­но используют медную проволоку, обладающую достаточно вы­соким температурным коэффициентом (β=4,45·10-3 К-1).

Существуют также чувст­вительные элементы из полупроводниковых материалов (термисторы), температурный коэффициент которых почти на порядок больше. Величина β у полупроводниковых материа­лов отрицательна и заметно меняется с изменением темпе­ратуры.

Чувствительные элементы (жгутики медной проволоки, термисторы и т. п.) помещают для их механической защиты в металлические трубки, обес­печив, естественно, электриче­скую изоляцию их друг от друга. Конструкция термометров предусматривает свободное омывание этих трубок средой, заполняющей скважину. О темпера­туре в скважине судят по величине электрического сопротивле­ния чувствительного элемента, а для ее измерения используют мостики сопротивления, электронные RС-генераторы и др.

Схема электрических термометров для измерений на трехжильном кабеле представляет собой обычно мостик сопротив­ления, содержащий четыре резистора (рис. 60, а). Одно из них R1 (или два Rl и R3, включенные в противоположные плечи мо­стика) изготовлено из материала с высоким значением β и служит чувствительным элементом; три или два других выполне­ны из материала с малым значением β, например, из манганина (β = 10-5К-1) или константана (β = 3·10-5 К-1). Последние практически нечувствительны к изменениям температуры внеш­ней среды.

Сопротивления всех Ri - подбираются равными друг другу при некоторой заданной температуре Т0, называемой температурой равновесия мостика. Плечо АВ мостика питают постоянным током через одну из жил кабеля и землю и определяют разность потенциалов, возникающую в плече MN. Легко показать, что эта разность потенциалов линейно зависит от температуры среды:

(III.9)

Введя понятие постоянной термометра и решив (III.9) относительно Т, получим формулу, используемую для оп­ределения температуры среды по результатам измерений: