К оглавлению

Определение геотермического градиента по точечным измерениям температур в эксплуатационных скважинах

А. Н. ТАЛАЛАЕВ

С начала разработки XII и XVI поднадвиговых пластов на Старогрозненском нефтяном месторождении велись наблюдения за изменениями пластовых давлений и температур в законтурных, наблюдательных и эксплуатационных скважинах. Замеры производились квалифицированными операторами промысловых исследовательских партий, оснащенных глубинными регистрирующими манометрами.

Широкое использование глубинных манометров для наблюдения за динамикой падения пластовых давлений позволило одновременно накопить данные о температуре по скважинам промысловой площади. Наблюдения в скважинах отдельных тектонических блоков, включающих пачку пластов-коллекторов караганского и чокракского горизонтов, послужили основой для определения среднего геотермического градиента по месторождению.

Специально температуру измеряли в 49 скважинах надвинутого крыла складки (1947-1950 гг.). Остальные данные были получены при замерах пластовых давлений глубинным манометром.

После соответствующего отбора и изучения накопленных материалов была выделена площадь протяженностью в 9 км, от Соленой балки до западного периклинального погружения складки, имеющая общий температурный режим.

Западнее 60 -80 участков XII пласт и в меньшей степени XVI пласт представлены мощными песчаными коллекторами, в прошлом высокопродуктивными, и имеют различные температурные условия.

Геотермические наблюдения по площади были взяты за 1947-1960 гг. Около 60% всех замеров относится к 1951-1955 гг., т.е. ко времени интенсивного разбуривания XII и XVI поднадвиговых пластов и повторного разбуривания пластов надвинутого крыла для вторичной эксплуатации. На рис. 1 показан схематический профильный разрез с типами направленно-искривленных исследуемых скважин.

Большая часть замеров приходится па поднадвиговую часть складки, в том числе 70 на XVI пласт, 27 на XII пласт, 13 на XI, 12 на VI пласт и 18 на I-II пласты. На надвинутое крыло (взброшенная часть складки) приходится 58 замеров, в том числе 5 на XVI пласт, 8 на XIV пласт и 25 на VI пласт.

Из всех замеров были отобраны те, которые не вызывали сомнения в соблюдении необходимых условий для получения истинных значений температуры. Замер принимался в том случае, когда глубина точки измерения температуры соответствовала глубине перфорации колонны против эксплуатируемого горизонта. При этом брались замеры начального периода разработки XII и XVI поднадвиговых пластов. По другим пластам использовались замеры по скважинам, вступившим в эксплуатацию с установившимися дебитами.

Получасовая выдержка термометра на забое являлась достаточной для восприятия пластовой температуры, но для большинства скважин она была значительно большей. При использовании замеров по глубинно-насосным скважинам принимались в расчет время остановки, объем спущенной жидкости из подъемных труб и другие факторы, отрицательно влияющие на тепловое состояние забоя. Соблюдение соотношения Р_с >= Р_н (где Р_c - пластовое давление, Р_н - давление насыщения нефти газом), которое особенно важно знать при измерениях в фонтанирующих скважинах, являлось обязательным условием.

В случае несоблюдения перечисленных условий температурные данные исключались.

Одна треть всех замеров приходится на скважины с периодом остановок от месяца до года и более (наблюдательные, простаивающие, бездействующие, законсервированные и ликвидированные скважины).

По продолжительности остановок перед замерами скважины разделяются так: больше года - 12 скважин, от месяца до года - 40 скважин, от 5 суток до месяца - 43 скважины, от 1 до 5 суток - 49 скважин, от 5 часов до 1 суток - 56 скважин, при работе и остановках фонтана до 2 часов - 36 скважин.

По каждой скважине бралась лишь одна точка измерения температуры. Но по 17 скважинам, подлежащим возврату за десятилетний период эксплуатации, было взято по две-три точки.

Таким образом, для построения кривой изменения температуры с глубиной было использовано 236 точек по 217 скважинам (рис. 2).

Имеющиеся многоточечные измерения температуры в колоннах длительно простаивающих скважин с установившимся тепловым равновесием не были использованы, за исключением одной точки по каждой скважине, относящейся к глубине вскрытия пласта перфорацией. Не использовались и замеры по скважинам, вступившим в эксплуатацию в поздней стадии разработки горизонтов, подверженных к этому времени дегазации или нагнетанию в них воды или сжатого воздуха.

Точки измерений по простиранию и по глубине продуктивной толщи распределены неравномерно. Наибольшая плотность температурного зондирования наблюдается на восточной части центральной площади месторождения. Таким образом, количество замеров убывает в направлении с востока на запад. Из 178 температурных точек в поднадвиге на чокракский горизонт приходится 135. Температуры в точках, имеющих одинаковое гипсометрическое положение, на рассматриваемой площади имеют близкие значения (см. рис. 2).

По точкам, нанесенным на миллиметровую бумагу в координатах глубина - температура, определялись средняя арифметическая взвешенная глубина и средневзвешенная температура по интервалам глубин через 40 м. Полученные точки средних значений по интервалам, связанные отрезками прямых, дали слегка ломаную линию с основным перегибом, разделяющим ее на две ломаные, которые были сглажены методом наименьших квадратов.

Прямая для верхней части разреза, как видно из графика, наклонена к оси глубин значительно больше, чем прямая для нижней части продуктивной толщи. По полученным прямым было определено среднее значение геотермического градиента Старогрозненского месторождения.

До глубины 620 м от поверхности Земли (-364 м от уровня моря) геотермический градиент имеет величину 4,36° С/100 м, а в интервале 1120-2380 м (-864-2124 м от уровня моря) 2,54° С/100 м.

Изменение геотермического градиента происходит в интервале глубин 620-1120 м от поверхности Земли, что соответствует структурно-геологическим условиям месторождения (см. рис. 1) и, в частности, переходу от глинистых отложений высокого теплового сопротивления к нижележащим преимущественно песчаным породам пониженного теплового сопротивления. В интервале глубин 820-1120 м отмечается значительный разброс точек. Отклонение температуры от среднего значения объясняется более значительным расхождением температур по основным тектоническим блокам при одних и тех же глубинах.

Такой вывод подтверждается измерениями в крыльевых и сводовых скважинах взброшенной части антиклинали, в неглубоких скважинах крутопоставленного поднадвигового крыла и реже, в скважинах тектонического блока «Клин», привязанных к профильному разрезу.

Амплитуда перемещения надвинутого крыла относительно поднадвига на рассматриваемой площади увеличивается от 500 м в западной части до 1000 м в восточной части месторождения.

Скважины, в которых производились замеры, бурились направленным спиральным и наклонно-прямым способом с большими горизонтальными смещениями забоев относительно устьев и кривизной 40-49° от вертикали в нижней части ствола. Глубины точек измерения температуры в стволах искривленных скважин были пересчитаны на вертикальные глубины координатным методом с точностью до 1 м.

При определении геотермического градиента на месторождении с гористой поверхностью за дневную поверхность была принята мнимая плоскость с высотной отметкой 256 м, как средневзвешенная по точкам превышений над уровнем моря устьев исследованных скважин.

Геотермический градиент до глубины 620 м определялся по формуле:

где t - температура (°С), измеренная на глубине Н (м); tз.п.- среднегодовая температура земной поверхности, принятая равной 12,6° С.

Для интервала глубин 1120-2380 м величина геотермического градиента определялась по формуле:

где t₁ и t₂ - температуры (°С) на глубинах H₁ и Н₂ (м).

Наблюдения за изменением температуры в процессе эксплуатации XVI поднадвигового пласта и месторождения в целом подтверждают правильность подхода к определению некоторых геотермических параметров месторождения по точечным измерениям температуры в эксплуатационных скважинах.

Для примера приведем данные наблюдений по скв. 23-48, пробуренной в 1951 г. на XVI поднадвиговый пласт. Скважина была обсажена 6-дюймовой колонной с перфорацией на глубине 2069-2089 м, вступила в эксплуатацию 17 марта 1951 г. фонтанным способом, с дебитом безводной нефти 30 т/сутки через 5-миллиметровый штуцер. Начальный газовый фактор равнялся 110 м³/т. На 20-е сутки фонтанирования были замерены пластовое давление и температура. Замер производился на глубине 2070 м в интервале верхних дыр перфорации. Одновременно была отобрана глубинная проба (Анализ глубинной пробы нефти производился в лаборатории физики пласта бывшего треста Ташкаланефть.) нефти, при исследовании которой установлено: Рн = 150 кг/см² при 77° С, газовый фактор 120 м³/м³. В таблице приводятся данные дальнейших наблюдений.

Из приведенных данных видно, что понижение температуры до 72° С связано с выделением большого количества газа при Рс<Р_н. После перекрытия фонтана, дегазирующего пласт, температура в течение 8 месяцев была стабильной (73° С). 17-18 июня 1953 г. был получен фонтан, дебит которого составил 3,2 т нефти и 17 000 м³ газа за 22,5 часа. 15 сентября 1954 г. скважина вступила в эксплуатацию глубинным насосом с дебитом 7,8 т нефти и 0,1 т пластовой воды. Температура повысилась до 74°. Последующая эксплуатация характеризуется уменьшением дебита нефти и ростом дебита воды, но температура не превышает 75,5° С. Такой эффект, очевидно, был вызван сначала дегазацией, а затем и влиянием нагнетаемой воды в законтурные скв. 10-50, 19-977 и позже в скв. 21-977, близко расположенную от скв. 23-48.

На примере скв. 23-48 иллюстрируется влияние на температуру факторов, связанных главным образом с режимом работы пласта. Даже при длительной остановке скважины после загазовывания температура оставалась 73° С. После того, как выделение газа прекратилось и появился приток нефти, температура возрастает, затем с появлением контурной воды она повышается еще на 1,5° С.

За 10 лет эксплуатации скв. 23-48 максимальное понижение температуры по сравнению с начальной не превышало 5° С при самых неблагоприятных явлениях для теплового режима пласта. Наблюдения по ряду других простаивающих скважин показывают еще меньшее отклонение температуры.

Следует также отметить и то обстоятельство, что изменение температуры на забое скважины в процессе фонтанирования и остановки не превышает 1° С и в редких случаях, когда газовый фактор фонтана очень велик, оно бывает больше. Это явление отмечалось при замерах пластового и забойного давлений.

Тщательный отбор температурных измерений не исключает возможность случайных ошибок, внесенных в единичные измерения с максимальной погрешностью от истинной температуры ±1° С, однако такая ошибка не может повлиять на истинное значение средней величины температурного градиента при большом числе наблюдений в условиях естественного теплового поля месторождения.

Построенная кривая изменения температуры с глубиной хорошо контролируется замерами в длительно простаивающих скважинах. Она лишена погрешностей, которые неизбежны при многоточечных замерах максимальным термометром в колонне эксплуатационной (простаивающей) скважины или при регистрировании температуры электротермометром по стволу пробуренной скважины, обычно обсаженной колонной и находящейся при неустановившемся тепловом режиме.

Наблюдения подтверждают правильность использования лишь одной температурной точки в эксплуатационной или простаивающей скважине. Только при этом условии температурные измерения могут быть использованы для определения температурного градиента, возможного построения геотермических профилей и карт.

Данные температурных измерений в эксплуатационных скважинах многопластового месторождения, накопленные при замерах пластовых давлений глубинным манометром в начальный период разработки, при известных необходимых условиях могут быть использованы для определения средних величин геотермических параметров разреза нефтяного месторождения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Дьяконов Д.И. Геотермия в нефтяной геологии. Гостоптехиздат, 1958.

2. Линдтроп Н. Т. Методика интерпретации данных замеров температур в скважинах. Нефт. хоз., № 1, 1950.

3. Мехтиев Т.Ф. и др. Тепловой режим нефтяных и газовых месторождений. Азгосиздат, Баку, 1960.

4. Покровский В.А., Поляк Б.Г. О геотермических особенностях Предкавказья. Новости нефтяной техники, № 10, 1960.

5. Сухарев Г.М. Геотермические особенности Терско-Дагестанской нефтегазоносной провинции. Гостоптехиздат, 1948.

6. Цатурянц А.Б., Гаджиев Т.А. О геометрической ступени в нефтегазоносных районах Азербайджана. Геология нефти и газа, 1960, № 7.

НПУ Старогрознефтъ

Таблица

Дата замера	Замеренная температура, °С	Давление пластовое (текущ.), кг/см^2	Дебит, т/сутки		Газовый фактор, м^3/т	Примечание
			нефти	всей жидкости
5-6/IV 1951	77	174,5	30,2	30,2	120	Фонтан перекрывался на 8 ч. Отобрана глубинная проба нефти
24/ХII 1951	74	151,0	30,7	30,7	257	Фонтан перекрывался на 1 ч
23/XI 1952	72	94,9	21,8	21,8	532	То же
2/1 1953	72,5	92,1	18,0	18,0	778	»
31/1 1953	73	108	-	-		На 14-е сутки после перекрытия фонтана
9/V 1953	73	96,3		“		На 99-е сутки после перекрытия фонтана
9/IX 1954	73	84,75	-	-	-	В консервации
13/XI 1954	74	81,4	4,8	4,9	105	Дебиты нефти и газа указаны до замера давления и температуры. В остановке 2 суток.
9/VI 1955	75	89,0	5,6	12,9	56	То же, 1 сутки
31/ХП 1955	74	100,3	5,5	14,8	28	» 2 »
12/XII 1956	74	101	2,1	13,6	13	» 1 »
8/VIII 1959	75,5	116,3	0,3	20,4	6	» 2 »
13/Х 1960	75	127,6	0,4	25,4	Признаки газа	» 5 »

Рис. 1. Схематический профильный разрез с типами направленно-искривленных скважин.

1 - криптомактровые слои; 2 - нижний сармат; 3 - караган; 4 - чокрак; 5 - нефтяной песчаник.

Рис. 2. График зависимости температуры от глубины (Старогрозненское месторождение).