Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

В процессе бурения тепловое равновесие в массиве горных по­род, окружающих околоскважинное пространство, нарушается в результате взаимодействия долота с забоем скважины, циркуля­ции промывочной жидкости, проникновения промывочной жид­кости в проницаемые пласты и т. п. Поэтому, измеряя темпера­туру выходящей из скважины промывочной жидкости (желоб­ная термометрия), можно получать информацию о температур­ном режиме на забое бурящейся скважины, о динамике измене­ния температуры в стволе скважины. Измерения температуры в
желобе весьма желательно дополнять температурными замерами промывочной жидкости на входе в скважину (термометрия по входящей промывочной жидкости).

Термометрия гго выходящей промывочной жидкости заклю­чается в непрерывной регистрации температуры выходящей из скважины промывочной жидкости в функции истинных глубин (или в функции времени с последующей привязкой к истинным глубинам).

При прочих равных условиях температура выходящей из сква­жины промывочной жидкости в процессе углубления скважины увеличивается [73].

Вопросы распределения температуры по стволу бурящейся скважины, теплопередачи в стволе скважины и восстановления первоначальной температуры горных пород, имеющих первосте­пенное значение для интерпретации кривых термометрии в про­стаивающих скважинах, детально рассмотрены в специальной литературе [43, 73, 127].

Однако при проведении термометрии по выходящей промы­вочной жидкости важно не подтвердить установленные законо­мерности [73, 127], а выявить отклонения от этих закономерно­стей, полезные для данного метода.

В зависимости от характера операций и технологии бурения в скважине могут устанавливаться стационарные, псевдостацио — нарные и нестационарные температурные условия [127]. Разде­ление это достаточно условно, но в общем случае позволяет оха­рактеризовать протекающий в скважине процесс. Стационарные условия в стволе скважины устанавливаются в результате ее дли­тельной остановки, когда заполняющий ствол скважины агент принимает естественную температуру окружающих горных по­род. Степень стационарности определяется длительностью про­стоя скважины.

Псевдостационарная температура устанавливается в скважи­не при сравнительно длительном технологическом процессе с постоянными режимными показателями, когда изменения тем­пературы малозаметны и на малом отрезке времени могут счи­таться стационарными.

Нестационарные температурные условия в стволе сооружае­мой скважины устанавливаются при ее бурении, креплении, ос­воении, в эксплуатационной скважине — в процессе пуска, ре­монта и т. п. Нестационарная температура изменяется в скважи­не быстро и определяется не только тепловым состоянием мас­сива горных пород, но и технологическими показателями прово-

Рис. 4.30. Типичные кривые распределения температуры Т бурящейся скважины

Рис. 4.31. Термограмма по выходящей из сква­жины промывочной жидкости

димых операций, т. е. интенсивностью тепломассопереноса внутри рассматриваемой системы.

При бурении в скважине устанавливаются нестационарные температурные условия, в основном зависящие от изменения интенсивности тепловых процессов внутри системы [127].

В работе [73] показано, что с достаточной для практики точ­ностью распределение температур по глубине скважин следует определять по эмпирической зависимости

I=Р’ + АТН, (4.63)

где Р’ (°С) и ДГ (°С/м) — коэффициенты, определяемые

опытным путем для конкретных месторождений.

Например, обобщающая эмпирическая формула для месторо­ждений Азербайджана [73] имеет следующий вид:

/= 19,5 + 0,0064Я.

Более точные исследования [127] показывают, что распределе­ние температуры с глубиной в кольцевом и трубном пространствах в процессе промывки забоя описывается уравнениями кривых. Мак­симум термограммы, характеризующей температуру в кольцевом пространстве, соответствует 2/3 глубины скважины. Оказывается [127], что геолого-технические условия бурения скважин с глини­стым раствором таковы, что примерно на этой глубине кривая, ха­рактеризующая температуру в кольцевом пространстве, пересекает геотерму а"—Ь" (рис. 4.30). Поэтому кривые динамической темпе­ратуры в бурящейся скважине можно представить в виде отрезков прямых: для трубного пространства аЬ, для кольцевого — а Ь’Ь, где а характеризует температуру выходящей из скважины промывоч­ной жидкости; Ь — забойную температуру.

Приведенные выше уравнения и схемы распределения тем­ператур в бурящейся скважине носят общий характер и при­годны лишь для статистических расчетов. Конкретные термо­граммы устьевой температуры при бурении скважины по ряду причин значительно отличаются от рассчитанных. На рис. 4.31 изображена типичная для условий Западной Сибири термо — грамма по выходящей промывочной жидкости в функции ис­тинных глубин.

При среднем градиенте 0,015—0,025°С/м градиент на отдельных участках термограммы меняется от — 0,25 до 0,3°С/м, при этом максимальные значения градиента, как правило, приурочены к не­проницаемым и плотным разностям, а минимальные — к участкам разреза, представленным породами-коллекторами.

В связи с этим вместо температуры выходящей из скважины промывочной жидкости предпочтительнее регистрировать кри­вую градиента температуры, отражающую динамику температу­ры на выходе. На рис. 4.32 изображена кривая температурного градиента для промывочной жидкости на выходе из скважины в сопоставлении с данными стандартного каротажа, построенная с переменным значением Л/, равным времени бурения 1 м (т. е. с постоянным шагом по истинным глубинам, равным 1 м). Харак­терным для этой кривой является то, что она дифференцирована аналогично кривым стандартного каротажа и определенным об­разом. дублирует их. Минимальным значениям соответствуют про-

Рис. 4.32. Кривые температурного градиента ДГв сопоставлении с данными стандартного каротажа

ницаемые пласты-коллекторы, а максимальным — непроницае­мые породы, в том числе и уплотненные разности, характери­зуемые повышенными значениями сопротивлений в пределах кол­лектора, выделенного по кривой ПС. Такое явление может быть объяснено следующим образом.

В результате наличия дифференциального давления, как ука­зывалось выше, в проницаемых породах-коллекторах отмечает­ся инфильтрация фильтрата (а в ряде случаев и промывочной жидкости) под долото, причем размеры ее при прочих равных условиях определяются величиной проницаемости. Таким об­разом, поровое пространство пород-коллекторов промывается фильтратом промывочной жидкости, имеющим более низкую температуру по сравнению с первоначальной температурой гор­ной породы. Это приводит к снижению температуры горной породы в поддолотном пространстве, которое становится око — лоскважинным после незначительного углубления долота. Ох­лаждению подвергаются и частички шлама, отделенного от мат­рицы промытой горной породы. Поэтому промывочная жид­кость, контактирующая с забоем и стенками скважины, пред­варительно охлажденными прошедшим через проницаемую гор­ную породу фильтратом промывочной жидкости, будет нагре­ваться меньше, чем в том случае, когда порода имеет постоян­ную температуру. Постоянная температура сохраняется в мас­сиве непроницаемой горной породы под долотом, а также в шламе, отделенном от непроницаемой горной породы. Темпе­ратурные эффекты, возникающие при контакте промывочной жидкости с забоем и стенками скважины, а также при перерас­пределении температуры между промывочной жидкостью и транспортируемыми ею частицами шлама, достаточны для вы­деления пород-коллекторов, промытых фильтратом промывоч­ной жидкости, по градиент-термограмме, регистрируемой на устье скважины.

Горная порода и промывочная жидкость при бурении нагре­ваются также за счет тепла, выделившегося в результате взаимо­действия долота с горной породой. Но так как энергоемкость пород-коллекторов, представленных песчаниками, и непрони­цаемых горных пород различается почти на порядок, наиболь­шее количество тепла за счет взаимодействия будет передаваться непроницаемым горным породам, что дает возможность с боль­шим успехом выделять проницаемые горные породы по гради — ент-термограмме на фоне непроницаемых пород.

Такова предполагаемая модель выделения пород-коллекто­ров по термометрии выходящей промывочной жидкости. Под­тверждением подобной модели является совпадение минималь­ных значений градиента температуры и давления на кривой ка­ротажа по давлению. Это еще раз свидетельствует о том, что градиент температуры против проницаемых участков разреза зависит от фильтрации.

В связи с изложенными выше данными техника и методика термометрии по выходящей промывочной жидкости должна раз­виваться в следующем направлении.

1. Внедрение в практику работ желобного градиент-термомет — ра, построенного на базе высокочувствительного электротер­мометра с автоматическим определением разницы температур через шаг квантования по истинным глубинам (0,2+1,0 м) с автоматической регистрацией температуры в функции истин­ных глубин.

2. Опробование предполагаемой модели получения геологиче­ской информации по градиент-термограмме в различных геоло — го-технологических условиях.

3. Уточнение предполагаемой модели по фактическим результа­там и создание методики геологической интерпретации данных термометрии по выходящей промывочной жидкости в комплек­се с другими данными, получаемыми в процессе бурения.

В зарубежной практике запись изменения температуры в вы­кидной линии используется для прогнозирования зон АВПД [76]. Данный способ основан на корреляции пластовых давле­ний с температурой на выходе промывочной жидкости из сква­жины. Теоретически это объясняется тем, что в зоне не вполне уплотненных глин, с которой и связаны, как правило, аномаль­но высокие давления, наблюдаются аномально высокие значе­ния геотермического градиента. Это обусловлено тем, что теп­лопроводность воды намного ниже (почти в 3 раза) теплопро­водности минерального скелета любой широко распространен­ной осадочной породы. Вследствие этого аномальная порис­тость разуплотненных глин и очень высокое содержание в них воды создают повышенное термальное сопротивление теплово­му потоку, идущему из недр Земли, и являются причиной воз­никновения аномально высоких значений геотермического гра­диента. Из практики бурения известно, что увеличение геотер­мического градиента всегда сопровождается более быстрым, чем обычно, повышением температуры промывочной жидкости на выходе из скважины.

Чтобы использовать такой параметр,-как изменение темпера­туры промывочной жидкости для прогнозирования зон АВПД, необходимо обеспечить правильное ее измерение. Температуру промывочной жидкости следует измерять в точках циркуляци­онной системы, максимально приближенных к скважине, чтобы исключить влияние поверхностных условий. Второе важное ус­ловие — регистрация всех изменений на скважине, способных затруднять интерпретацию температурных изменений (колеба­ние температуры окружающей среды, наличие добавок промы­вочной жидкости, изменение скорости циркуляции, размера ство­ла скважин, колебания в скорости вращения буровой колонны и т. п.). На забое на температуру промывочной жидкости оказыва­ет влияние приток газа. По мере подъема к поверхности газ рас­ширяется и охлаждает промывочную жидкость. Если газа много, он может значительно охладить промывочную жидкость. Кроме того, заметное влияние оказывают пласты с повышенной тепло­проводностью. Эти два фактора могут быть учтены с помощью газокаротажной аппаратуры.

При выполнении указанных выше условий данные изме­рений температуры можно интерпретировать несколькими способами.

Температура промывочной жидкости на выходе из скважи­ны должна регистрироваться на диаграмме в функции глубины с по метками о всех изменениях в ходе бурения. Горизонталь­ные линии означают глубину смены долот. При такой форме записи переходную зону обнаружить трудно. Необходимы до­полнительные меры, чтобы данные стали информативными. Одна из таких мер — изменение температуры промывочной жидкости на входе в скважину в точке, максимально прибли­женной к буровому насосу. С учетом соответствующей задерж­ки можно определить разницу ДГтемператур промывочной жид­кости на входе и выходе скважины. Обычно Д Т уменьшается с глубиной, что обусловлено более долгим временем циркуляции при более низких скоростях бурения. По увеличению Д Т мож­но судить о входе в переходную зону.

Еще одним способом интерпретации является график «конец к концу». Необработанные данные температуры для каждого рейса графически представляют так, чтобы концы отдельных линий соединились, образовав непрерывный график. Теперь переход­ную зону можно установить по его отклонению от нормального направления для предыдущих рейсов.

Наибольшее распространение в практике бурения получил метод, основанный на измерении градиента температуры про­мывочной жидкости на выходе из скважины. Наблюдается сле­дующая характерная картина: градиент температуры в выкидной линии сначала при приближении к зоне АВПД несколько умень­шается, а затем непосредственно перед вскрытием неуплотнен­ных глин резко возрастает. По мере разбуривания глин и при­ближения к песчанику с АВПД наблюдается падение градиента температуры в выкидной линии. При дальнейшем бурении в зоне АВПД наблюдается чередование зон с повышенными (в интер­валах залегания глин) и пониженными (в интервалах залегания песчаников) значениями градиента, чему соответствует харак­
терная синусоидальная кривая, отражающая изменение гради­ента температуры промывочной жидкости, выходящей из сква­жины. Снижение температуры в интервалах залегания песчани­ков объяснено выше.

Для количественной оценки зоны АВПД по данным темпера­турных измерений в выкидной линии разработаны два способа. Один из них основан на вычислении градиент-фактора, другой — на вычислении градиент-отношения.

Градиент-фактор ГФ определяется как отношение градиен­та температуры промывочной жидкости на выходе из скважи­ны Гвых к нормальному для данного района геотермическому градиенту Г:

т __ т Т — Т

Г — 1 2 1ПП* Г — вых 1 ВЬ1Х 2 100*

" я, — н2 ’ вых я, — я2

ГФ

г

вы>

Г

где Г, и Т2 — истинная температура в скважине на глу­бинах соответственно Я, и Я2;

Гвых 1 и Твых 2 — температура промывочной жидкости на выходе из скважины при глубине ее со­ответственно Н и Я2.

Градиент-отношение ГО определяется как отношение аномаль­ного градиента температуры в выкидной линии Гшха к нормаль­ному ее градиенту /’„ых н:

ГО = Гвых.3/Гвых. н. (4.64)

В каждом конкретном районе, исходя из местных условий, раздельно определенные градиенты пластового давления и гра­диент-фактор (или градиент-отношение) следует коррелировать эмпирическим путем. Только после тщательной проверки полу­ченной корреляционной зависимости ее можно использовать для прогнозирования зон АВПД.

Комментарии запрещены.