способ обнаружения техногенных скоплений флюидов в геологических объектах, вскрытых скважинами

Формула изобретения

СПОСОБ ОБНАРУЖЕНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ СКОПЛЕНИЙ ФЛЮИДОВ В ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТАХ, ВСКРЫТЫХ СКВАЖИНАМИ, путем регистрации начального геотермического распределения температуры в наблюдательных и длительно простаивающих скважинах, снятии термограмм в эксплуатационных скважинах на рабочем режиме (закачка или отбор флюида) и после их остановки, построения кривых в виде распределения температуры с глубиной по данным термометрических исследований и выявления аномалий температуры в интервале предполагаемых вертикальных перетоков, отличающийся тем, что, с целью расширения функциональных возможностей, в остановленной скважине снимают не менее двух термограмм с одновременной регистрацией во времени, при этом температуру измеряют в местах предполагаемых утечек и скоплений и в реперном слое, состоящем из плотных непроницаемых пород, причем первую термограмму снимают через 15 ч после остановки скважины, затем в остановленной скважине на одном из срезов реперного слоя снимают кривую восстановления температуры в течение отрезка времени, необходимого для определения скорости изменения температуры в стволе остановленной скважины, t и через время , определяемое по формуле

,

где t - абсолютная погрешность измерения температуры,

снимают вторую термограмму, производят построение кривой температуры пород, окружающих скважину, выявляют на ней интервалы с аномальной температурой и по их наличию судят об интервалах утечек, латеральном движении их за колонной и образовании вторичных скоплений.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к промыслово-геофизическим исследованиям скважин и может быть использовано для контроля за экологическим состоянием недр надпродуктивной толщи нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа.

Известен способ определения заколонной циркуляции путем закачки в скважину радиоактивных изотопов и регистрации ее продвижения при помощи радиокаротажа.

Недостатком этого способа является то, что получаемая информация не всегда однозначна, так как часть радиоактивных изотопов остается в стволе скважины. При реализации этого способа происходит загрязнение скважины и недр радиоактивными изотопами. Кроме того, применение данной методики осложняется повышенными требованиями техники безопасности.

Известен способ определения негерметичности обсадной колонны и наличия заколонной циркуляции путем регистрации распределения температуры в интервале нарушения геотермы, последующего изменения столба жидкости в выделенном интервале, повторной регистрации распределения температуры в течение 1-2 ч после изменения столба жидкости и сопоставлении полученных термограмм.

Недостатками способа являются во-первых, необходимость длительного простоя эксплуатационных скважин для восстановления в ней геотерм. Время простоя скважины в 3-4 раза должно быть больше времени работы скважины;

во-вторых, повторная регистрация температуры после изменения столба жидкости проводится через 1-2 ч. Поэтому интерпретация результатов неоднозначна, так как нельзя учесть влияние таких факторов на изменение температуры в стволе, как процесса восстановления давления в стволе скважины, изменения теплофизических элементов скважины (конструкции и теплофизических свойств флюида, заполняющего ствол) и теплофизических параметров пород, окружающих скважину.

Прототипом предлагаемого способа является способ определения вертикальных заколонных перетоков газа, заключающийся в снятии фоновых термограмм (геотерм) в наблюдательных и длительно простаивающих скважинах, проведении термокаротажа в эксплуатационных скважинах в момент закачки или отбора газа, а затем снятии 5-6 термограмм в простраивающей скважине через 3, 5 и 10 ч после остановки и при необходимости через 3, 5 и 10 сут до установления стационарного режима, построении этих кривых в виде распределения температуры с глубиной, сопоставлении их с фоновой и теоретическим распределением, выявлении аномалий температуры в интервале предполагаемых вертикальных перетоков и определении по этим кривым нормированного коэффициента теплоотдачи В (м), зависящего от весового расхода по формуле (1):

B = . (1)

Недостатками способа являются то, что, во-первых, он не позволяет определять наличие утечек газа из ствола и латерального (горизонтального) движения его за колонной, если утекающий из ствола скважины газ внедряется непосредственно в коллектор и в нем накапливается, т. е. за колонной имеется только горизонтальное движение; во-вторых, использование данных термометрии, полученных в первые 3, 5 и 10 ч простоя скважины, приводит к неоднозначности результатов интерпретации, так как на поведение температуры в стволе скважины в это время действуют несколько факторов, вклад которых нельзя оценить: предыстория работы скважины (длительность периода закачки или отбора), процесс восстановления давления, влияние конструкции скважины и теплофизических параметров пород, окружающих скважину; в-третьих, снятие 5-6 термограмм в остановленной скважине приводит к увеличению материально-технических затрат как на проведение геофизических исследований, так и из-за большого времени простоя скважины.

Целью изобретения является возможность определения негерметичности обсадной колонны, интервалов латерального (горизонтального) движения флюидов по коллекторам и вторичных скоплений в них, т. е. расширение функциональных возможностей способа.

Цель достигается тем, что, кроме регистрации начального геотермического распределения температуры в наблюдательных и длительно простаивающих скважинах, снятия термограмм в эксплуатационных скважинах (закачка или отбор флюида) на рабочем режиме и после их остановки, в остановленной скважине снимают не менее двух термограмм с одновременной регистрацией их во времени, проводя измерения температуры в местах предполагаемых утечек и скоплений и в реперном слое, состоящем из плотных непроницаемых пород, причем первую термограмму снимают через 15 ч после остановки скважины, а вторую - через время, определяемое по формуле

, где - временной промежуток;

t - абсолютная погрешность измерения температуры;

t" - скорость измерения температуры в стволе остановленной скважины, для чего после снятия первой термограммы в остановленной скважине на одном из срезов реперного слоя снимают кривую восстановления температуры в течение отрезка времени , об интервалах утечек, латерального движения их за колонной и образования вторичных скоплений судят по наличию интервалов с аномальной температурой на кривой температуры пород, окружающих скважину, рассчитываемую по данным термометрических исследований.

По данным термометрических исследований по известной формуле (2) определяют температуру горных пород и выявляют аномалии температуры, обусловленные утечками флюидов из ствола скважины, латеральным движением их по коллекторам и образованием в них вторичных скоплений.

= 1-0.5A(_o+)(ln 8a/²_с-1) (2) где t_o - температура в скважине в момент прекращения термического воздействия, т. е. перед остановкой скважины;

t_п - температура пород, существовавшая до начала эксплуатации скважины;

t - текущая температура в скважине в момент времени после остановки;

tau<N>_o - время термического возмущения (длительность закачки или отбора);

- текущее время с момента остановки;

а - коэффициент температуропроводности пород, окружающих скважину;

_c - радиус скважины.

A(_o+)= . (3) Формула (2) справедлива при условии (4)

= >5. (4)

Существенные отличия способа следующие.

Снятие не менее двух термограмм в остановленной скважине в пределах интервала 15 - 100 ч после остановки. Временные промежутки между снятиями термограмм выбираются из условия

, (5) где - временной промежуток;

t" - скорость изменения температуры в стволе остановленной скважины;

t - абсолютная погрешность измерения температуры.

Границы временного интервала 15 и 100 ч обуславливаются необходимостью исключения влияния восстановления температуры и нелинейности кривой восстановления температуры в полулогарифмических координатах на малых и больших временах (фиг. 2 и 3).

Определение величин t" при снятии всех термограмм в остановленной скважине, кроме последней. Определение производится двукратным измерением температуры неподвижным прибором и численным дифференцированием по формуле

t , (6) где t - разность значений температуры (tt);

- временной промежуток между измерениями температуры.

Использование реперного слоя, состоящего из плотных непроницаемых пород, в котором отсутствует латеральное (горизонтальное) движение флюидов и их вторичные скопления. Это позволяет найти значение длительности времени термического возмущения при известном равновесном геотермическом распределении температуры в пределах слоя.

Температура в остановленной скважине регистрируется как функция глубины и времени.

На фиг. 1 приведены результаты математического моделирования, отражающие рассчитанное распределение температуры, для модели с одним поглощающим пластом при положительном и отрицательном термических воздействиях (результаты обработки термограмм); на фиг. 2 - результаты математического моделирования процесса восстановления безразмерной температуры в стволе скважины после закачки теплого газа для реперного слоя, сложенного каменной солью с коэффициентом температуропроводности а = 0,2 10^-5 м²/с. Прямой участок выделен от 2 до 150 ч, где А const, восстановление температуры зависит только от предыстории скважины. Кривая 3 - результаты расчетов восстановления температуры по формуле (2), они полностью совпадают с данными математического моделирования и подтверждают правомерность использования данной формулы для этих целей; на фиг. 3 - аналогичные фиг. 2 данные математического моделирования для терригенных отложений с а = 0,2 10^-6 м²/с. В интервале 10 - 150 ч, восстановление температуры происходит при А const и зависит только от предыстории; на фиг. 4 - кривые восстановления температуры, экспериментально снятые в скважине N 124 Совхозного подземного хранилища газа для реперного слоя, сложенного каменной солью. Прямой выделен участок, начинающийся с 7 ч, где А const, восстановление температуры зависит только от предыстории работы скважины. По сравнению с фиг. 2 он начинается с 7 ч вместо 2, что обусловлено сложной конструкцией подземного оборудования скважины по сравнению с моделью; на фиг. 5 - результаты математического моделирования распределения температуры в стволе скважины после прекращения закачки для пласта толщиной 20 м, пористостью 10% , проницаемостью 0,022 мкм², поглощающего теплый газ с температурой 38,77^оС, при геотермической температуре до начала закачки, равной 9,2^оС. Пласт выделяется положительной термоаномалией; на фиг. 6 - результаты математического моделирования распределения температуры в стволе скважины после прекращения закачки теплого газа (t_о = 30^оС при геотермической t_п = 15^оС) для трехслойной модели, когда средний слой сложен терригенными отложениями с а = 0,5 10^-6 м²/с, верхний и нижний - каменной солью с а = = 0,2 10^-5 м²/с. Фиг. 6 подобна фиг. 5, поэтому при интерпретации термограмм нужно учитывать влияние теплофизических свойств пород, окружающих скважину; на фиг. 7 - результаты термокаротажа эксплуатационной скважины N 124 Совхозного подземного хранилища газа (СПХГ), где t - термограмма рабочего режима, снятая в период закачки газа; t₀₁, t₀₂, t₀₃ - кривые температуры, снятые в остановленной скважине через 15, 24, 33 ч простоя с момента остановки; на фиг. 8 - расчетное распределение температуры пород скважины N 124 СПХГ (кривая 2), восстановленное по результатам термокаротажа по описанной методике обработки экспериментальных результатов и геотермического распределения (кривая 1), снятое в ней до начала эксплуатации. В районе отметок 68, 120, 164, 196, 314, 366 и 400 м отмечаются положительные температурные аномалии, обусловленные утечками теплого газа из ствола, латеральным движением его по коллекторам и образованием в них вторичных скоплений газа; на фиг. 9 - результаты термометрических и акустических исследований контрольной скважины N 2-К СПХГ, пробуренной в 50 м от эксплуатационной скважины N 124 СПХГ, с целью контроля за вторичными скоплениями газа и его разгрузкой. Термограмма снята 06.89 г. при давлении на устье 0,2 МПа. В интервалах 57 - 72 и 80 - 105 наблюдаются небольшие положительные аномалии температуры с амплитудой соответственно 0,07 и 0,09^оС. Кривая гидродинамического шума зафиксирована во время разгрузки скважины в атмосферу. Интервалы скоплений газа выделяются на шумограмме повышенными уровнями шумов.

Предлагаемый способ был апробирован на скважинах N 124, 120, 116 и 104 СПХГ "Совхозная". В качестве примера на фиг. 7 - 9 приведены результаты исследований эксплуатационной скважины N 124 и расположенной в 50 м от нее разгрузочной скважины 2-К.

Термограммы t, t₀₁, t₀₂ и t₀₃ (фиг. 7) сняты в интервале 0 - 600 м. Верхняя толща пород от 0 до 365 м представлена терригенными отложениями: переслаиванием глин, песков, песчаников с прослоями галечника. В этой толще возможны утечки газа из ствола скважины, латеральное движение его за колонной и образование вторичных скоплений. Ниже по разрезу породы сложены преимущественно каменной солью с редким прослаиванием ангидритов. В качестве реперного слоя используются интервалы пород, сложенные солью.

Методика обработки экспериментальных результатов сводится к следующему. Формулу (2) с учетом (3), если в последней пренебречь (1) под логарифмом в знаменателе (это справедливо уже при 100 ч работы скважины), можно переписать в виде:

t_о-t= + . (7) В координатах t_o - t, ln уравнение (7) является прямой линией

t= D+Bln. (8) Первое слагаемое - это свободный член, второе слагаемое - угловой коэффициент (см. фиг. 2 - 4).

Исходя из вида термограмм t₀₁, t₀₂, t₀₃ (фиг. 7), в качестве реперного выбран слой в солях, расположенный на глубине 500 м. В указанных координатах построены результаты каротажа для этого среза глубины, найдены значения углового коэффициента В = = 1,21 и свободного члена D = 2,88. Их отношение позволяет определить а/_c² = 0,031. Считая, что для реперного слоя известно значение геотермической температуры (ее можно определить по термометрическим исследованиям близко расположенных наблюдательных и длительно простаивающих скважин или каким-то другим способом), можно из значения В определить _o. В данной скважине геотерма была измерена до начала эксплуатации (кривая 1, фиг. 8), используя ее значение на глубине 500 м, равное 14, 46^оС, получаем _o= 706 ч.

Найденное значение _o используется для определения t_n в выше- и нижележащих отложениях.

Для всех других срезов точно так же определяют значение а/_c² и, используя найденное _o и В, определяют t_n. Величины В и D определяются графически или методом наименьших квадратов по результатам термокаротажа на каждом срезе, для этого необходимо снятие не менее двух термограмм после остановки скважины.

Например, для среза 120 м В = 1,99, D = = 426, а/_c² = 8 х 10^-4.

Ниже глубины 500 м отложение расчетной кривой от невозмущенной геотермы не превышает 1^оС и лежит в пределах погрешности метода. В вышележащих отложениях отклонения гораздо значительнее и не могут быть объяснены только погрешностью. Таким образом, расчеты показывают, что в районе отметок 68, 120, 164, 196, 314, 366 и 400 м существуют положительные температурные аномалии, которые обусловлены утечками газа из ствола, латеральным движением его за колонной и образованием вторичных скоплений.

Существование в указанных интервалах вторичных скоплений подтверждается результатами каротажа разгрузочной скважины 2-К, пробуренной на расстоянии 50 м от скважины 124. Результаты каротажа приведены на фиг. 9. Интервалы положительных термоаномалий, обусловленные вторичными скоплениями газа, практически совпадают в обеих скважинах. Через скважину 2-К происходит разгрузка вторичной залежи, что зафиксировал шумовой каротаж (фиг. 9).

При выборе моментов времени для снятия термограмм в остановленной скважине руководствуются неравенством

, где - временной промежуток между снятиями термограмм;

t - погрешность измерения температуры;

t" - скорость изменения температуры на данном срезе. В случае скважины N 124 были выбраны промежутки времени длительностью 9 ч. Соответствующие данные и условия выглядят следующим образом:

t = 0,05^оС; t₁" = 1,8 x 10^-5оС/с; t₂" = 1,6 x x 10^-5оC/с; ₁ 7,7 ч; ₂ 8,8 ч.

Приведенный пример показывает реализуемость предложенного технического решения и положительный эффект при его использовании.