Изучение теплофизических параметров горных пород и геотермического поля разрабатываемого нефтяного месторождения тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

од

На правах рукописи

ЯРУЛЛИН РАШИД КАМИЛЕВИЧ

ИЗУЧЕНИЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГОРНЫХ ПОРОД И ГЕОТЕРМИЧЕСКОГО ПОЛЯ РАЗРАБАТЫВАЕМОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность: 01.04.14-"Теплофизика и молекулярная физика"

04.00.12 - "Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук

Уфа - 1996

Работа выполнена на кафедре прикладной физики и геофизики Башкирского государственного университета.

Научный руководитель

- кандидат технических наук,

доцент Валиуллин P.A. -доктор технических наук, профессор Шаталов Ю.С. -доктор физико-математических наук, доцент Максимочкин В.И. АО научно-производственная фирма "Геофизика" ( г.Уфа )

Официальные оппоненты

Ведущая организация

Защита состоится 20 декабря 1996 г. в 14°° часов на заседании диссертационого совета при Башкирском государственном университете К 064.13.06 по адресу: 450074, г.Уфа-74, ул.Фрунзе,32, ауд.2)6, физ.-мат.корпус.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башкирского государственного университета.

Автореферат разослан " " // '996 года.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук, доцент

Актуальность темы: Современное состояние и дальнейшее развитие нефтедобывающей отрасли требует использования геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. Одним из наиболее информативных и широко применяемых методов является термометрия.

Развитие скважинкой термометрии до последнего времени шло по пути повышения разрешающей способности аппаратуры и использования метода при различных условиях измерений в скважинах. Между тем. в термометрии практически не использовалась информация о тепловых характеристиках горных пород и, как правило, не учитывалось геотермическое распределение температуры в недрах. Вследствие этого, получаемые результаты носили "качественный" характер и отсутствовала "количественная" интерпретация, а выдаваемые заключения имели низкое качество, которое не удовлетворяло заказчиков.

Основной причиной сложившегося положения были низкий уровень метрологического обеспечения скважинной термометрии, отсутствие замеров геотермического распределения температуры до начала разработки месторождения и, практически, полное отсутствие информации о теплофизическнх свойствах горных пород в нефтеносных районах.

Для изменения сложившегося положения требуется создание сравнительно дешевых и оперативных средств измерения теплофизическнх параметров горных пород, обеспечивающих получение достоверной информации на образцах керна малого размера и пригодных для массовых измерений в производстве. Кроме того, необходимо снижение аппаратурной погрешности при измерениях температуры в условиях переменного (по физико-химическим свойствам) состава скважинной среды с минимальным искажением абсолютной температуры и градиента температуры в режиме непрерывной регистрации по глубине.

При наличии информации о тепловых характеристиках окружающего горного массива и количественно сопоставимых термограмм по достаточно большому числу скважин на месторождении возможен переход к выделению и учету эксплуатационных эффектов с последующим восстановлением фонового распределения температуры на месторождении.

1|ея<!.работь!: Повышение информативности температурных измерений в скважинах за счет изучения первоначального геотермического поля и тепловых характеристик горных пород нефтяных месторождений.

Задачи исследований:

I. Разработка средств и методов исследования теплофизических характеристик горных пород в лабораторных условиях.

3

2. Изучение основных факторов, влияющих на динамическую погрешность измерения температуры в скважинных условиях.

3. Изучение влияния процессов разработки нефтяных месторождений на температурное, поле простаивающих скважин. Разработка методики восстановления геотермического поля разрабатываемого месторождения по результатам исследования отдельных простаивающих скважин.

4. Комплексное опробование разработанной технологии на месторождении с использованием резулыатаов лабораторных и полевых исследований.

Научная новизна:

1. На основе многолетних экспериментов в простаивающих скважинах показана возможность восстановления геотермического поля на разрабатываемых месторождениях. Разработана методика построения сводного теплового разреза месторождения.

2. На основе численного моделирования и физического эксперимента разработано малогабаритное лабораторное устройств^ для оперативного измерения теплопроводности горных пород на образцах малого размера путем прямого сравнения с эталоном. Проведено измерение теплофкзических характеристик плотных горных пород карбонатных отложений девона Башкирии.

3. На основе экспериментальных исследований в скважинах установлена необходимость определения постоянной времени термометра т в скважинных условиях и оптимизации скорости регистрации. Предложен способ оптимизации скорости регистрации термограмм в скважинах.

4. Разработано программное средство для обработки, оценки качества и хранения результатов градуировки скважинных термометров, обеспечивающее подбор оптимальной функции преобразования прибора, расчет нормируемых метрологических параметров и рабочих таблиц, выдачу протокола градуировки и хранение результатов в базе данных.

Практическая ценность. Разработанные автором методы проведения термических исследований длительно простаивающих скважин в комплексе с лабораторными измерениями тепловых параметров горных пород позволяют рассчитывать фоновые геотермические поля для нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, повысить эффективность применения термических исследований при контроле за разработкой. Использование сводных температурных разрезов по нефтяным месторождениям существенно повышает информативиостьтермических исследований, что особенно

важно при контроле за экологическим состоянием пресноводных горизонтов. Оперативное исследование теплофизических характеристик пласта и окружающих горных пород и использование их в базе знаний по месторождению необходимо при интерпретации материалов термокаротажа и, особенно, при контроле за тепловыми методами воздействия на нефтяные пласты.

Результаты работы используются в . ОАО "Башнефтегеофизика", АО "Красноленинскнефтегеофнзика". Разработанные лабораторные методы исследования теплопроводности горных пород широко используются в лаборатории геофизики Института геологии БНЦ УО РАН и в учебном процессе на физическом факультете БашГУ.

Апробация работы. Материалы диссертации докладывались и обсуждались на И Всесоюзной конференции по проблемам горной теплофизики (Ленинград, 1981); на республиканской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов (Уфа, БашНИПИНефть, 1986); на Всесоюзной научно-практической конференции по метрологии и метрологическому обеспечению измерении параметров объектов нефтепромысловой геофизики (Уфа, ВНИИНПГ, 1986); на международной научно-практической конференции по экологии в Урало-Каспийском регионе (Уфа, БашГУ, 1996); на научно-технических сонетах ОАО "Башнефтегеофизика" (Уфа, 1981-1995), АО "Красноленинскнефтегеофизика" (Нягань. 1989 - 1991), АНК "Башнефть" (Уфа, 1994, 1995).

Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 16 работах.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы, включающего 143 наименования. Работа изложена на 146 страницах машинописного текста, включая 58 рисунков. .

Содержание работы

Теплофизика зародилась как самостоятельная наука во второй половине XVII века. Развитие прикладной теплофизики шло по пути удовлетворения потребностей развивающейся промышленности (теплотехника), а также естествознания и геологии (горная теплофизика). Эти направления, имея дело с одними и теми же физическими явлениями, существенно отличались объектами исследования. Предлагаемая работа ориентирована на решение задач горной теплофизики и учитывает специфику массовых ^следований теплофизических параметров горных пород на образцах керна и т :мперагурных исследований в скважинах.

5

Развитие средств измерения теплофизических характеристик горных пород шло параллельно с развитием измерителен в теплотехнике и взаимно дополняло друг друга. Большой вклад в разработку теории и средств измерения внесли Лыков A.B., Геращенко O.A., Любимова H.A., Старикова Г.Н., Моисеенко У.И., Соколова Л.С., Филиппов Л.П., Бегункова А.Ф., Курепнн В.В., Гордиенко В.В., Яковлев Б.А., Дьяконов Д.И., Кутас Р.И., Петрунин Г.И., Попов В.Г., Платунов Е.С., Березин В.В., Семенов В.Г., Гаврилов Р.И., Шаталов Ю.С., Свиридов В.И., Ушаков С.И., Кондратьев Г.М., Дульнев Г.Н., Бегункова А.Ф., Волькенштейн B.C., Шашков А.Г., Власов В.В., Сакварелндзе Е.А., Смирнова Е.В., Ткач Г.Ф., Юрчак Р.П. и другие.

Особое место занимают установки неразрушающего контроля, позволяющие получить одновременно полный комплекс параметров (К, с, а). Однако известные устройства имеют сложную конструкцию, узкую специализацию и не пригодны для массовых измерений в производственном режиме.

Помимо лабораторных измерений теплофизических характеристик (ТФХ) горных пород горная теплофизика связана с термическими исследованиями' в скважинах. В формировании теории и методики скважинных термических исследований значительный вклад внесли Дахнов В.Н., Череменский Г.А., Позин А.З., Любимова Е.А., Сальников В.Е. и др.

Кроме академических задач, связанных с изучением глубинных температур, особое место занимают прикладные задачи промысловой геофизики. Однако возможности термометрии при решении задач контроля разработки нефтяного месторождения используются далеко не полностью, особенно при экологической экспертизе недр, при выделении интервалов движения жидкости по пластам в зоне пресноводных горизонтов. Между тем, еще в 1938 г. В.Н.Дахновым показана возможность использования единичных замеров в простаивающих скважинах для выделения зон охлаждения по отклонению регистрируемой температуркой кривой от ожидаемого геотермического распределения.

В настоящее время проведение широкомасштабных геотермических исследований на нефтяных месторождениях существенно осложняется необратимым нарушением теплового поля месторождения эксплуатационными процессами и отсутствием фоновых исследований до начала разработки. Исследование ТФХ горных пород затруднено отсутствием представительного каменного материала.

В первой главе рассмотрен уровень развития геотермических исследований в глубоких скважинах. Проведен краткий обзор литературы по вопросам

формирования глубинных тепловых потоков и их применения в. нефтяной и рудной геологии. Показана недостаточность имеющейся информации для эффективного использования термометрии при решении практических задач в нефтяной отрасли.

Показано, что термодинамические эффекты, сопутствующие процессу бурения и эксплуатации скважин, наблюдаются на фоне геотермического распределения в условиях многослойной системы с различными теплофнзическими параметрами. Отдельная эксплуатационная скважина не оказывает сксль-нибудь заметного влияния на формирование температурного поля на месторождении в целом. Скважина как объект, внедренный в массив горных пород, прозрачна для температурного поля и не вносит существенного искажения в геотермическое распределение в однородных пластах мощностью более 5 диаметров скважины, а искажение на границе раздела пластов пренебрежимо мало.

Процессы добычи нефти и нагнетания воды связаны с изменением температуры в скважине и возникновением в окружающих породах радиальных тепловых потоков. Величина этих потоков определяется, в основном, радиальной теплопроводностью окружающих горных пород. При отсутствии горизонтальных потоков жидкости в пластах процесс теплопередачи в окружающую среду осуществляется чисто кондукгивио, а радиус температурного возмущения от скважины ограничен. Учитывая реальную сетку расположения скважин на месторождении, можно утверждать, что зона влияния температурного возмущения от действующих скважин ограничена ближней зоной с радиусом не более 100 м, а скважины, не участвующие в эксплуатации (контрольные и наблюдательные), находятся в невозмущенной зоне с геотермическим распределением.

Проведено физическое моделирование влияния локальных источников тепла, расположенных на наружных стенках простаивающей скважины, на процесс формирования температурного поля внутри скважины. На основе термозамеров и визуального наблюдения показана ограниченность зоны естественной тепловой конвекции интервалами глубин с положительными градиентами температуры.

Но второй главе проанализированы различные методы измерения теплофизических параметров горных пород.

Проведено численное моделирование нестационарного температурного поля в мноюслойиой среде, и по результатам анализа модели изготовлена установка "Компарад" для измерения теплопроводности образцов горных пород методом прямого сравнения с эталоном в квазистационарном режиме.

Установка "Компарад" состоит из двух массивных блоков (рис. 1), один из которых выполняет роль пассивного нагревателя, а другой - пассивного холодильника. Исследуемый образец цилиндрической формы диаметром с!=(15 + 0,5) мм и толщиной Ь = (2:5) мм и равный по диаметру эталонный образец с тепловым сопротивлением, близким к сопротивлению исследуемого образца, помещаются между нагревателем и холодильником. После установления квазистационарного теплового режима в сборке "образец - эталон" проводится замер разности температуры между точками АВ=ДТ1 и ВС=ДТ2. По известной величине теплового сопротивления эталонного образца Р„, и величине К^ДТУДТг, в предположении, Что сК^Мх = О, определяется тепловое сопротивление образца Ровр из соотоношения

Ро6р = К(Р„+Рг! )-Р,1,

— ■ — - и-АТг ' Р2

Р,.Р^Р+Р«1; Р2.Р„+Р«г; где Р«1 и Р«1 - суммарные тепловые сопротивления на контактах.

С учетом геометрических размеров образца коэффициент теплопроводности рассчитывается из соотношения

*<*(>1 --

Величины контактных сопротивлений Р,1 и Р«2 находятся путем градуировки прибора на эталонных образцах.

Разность температуры в установке определяется двумя дифференциальными термопарами, жестко заделанными в измерительную ячейку и не имеющими прямого контакта с исследуемым образцом. Погрешность измерения, оцененная по результатам прямых измерений на паспортизованных образцах (оптические стекла ТФ и ЛК, плавленный кварц, пористый титан, керамика), не превышает 10% и, в основном, определяется качеством обработки поверхности исследуемого образца. Малые размеры образца позволяют использовать каменный материал, извлекаемый из скважины сверлящим керноотборником, а высокая скорость выхода на режим измерения - дублировать замеры на нескольких образцах, доводя обшее число исследований за 8-часовой рабочий день до пятидесяти.

Рис.1. Измеритель теплопроводности "Компарад" I, 2 - блоки теплонакопители; 3 - промежуточная выравнивающая пластина; 4 - точки измерения температуры; 5 - электронагреватель; 6 - корпус-теплоизолятор. А, В, С - точки измерения температуры; Р|, Р1 - тепловые сопротивления эталона и образца (Р„, РоеР); О - квазистационарный тепловой поток; Р«|, Р. 1 - тепловые сопротивления контактов.

Для измерения удельной теплоемкости образцов керна использован калориметрический метод. Достигнутая в устройстве погрешность измерения удельной теплоемкости на образцах весом от 25 до 50 г не превышает 10%. Производительность установки обеспечивает исследование до 50 образцов за Б-часовой рабочий день. Рабочая жидкость в калориметре и термостате -дистиллированная вода. Измеритель температуры - первичный преобразователь канала температуры скважинного прибора "НАПОР" или СТЛ-28.

Для изучения температурной зависимости теплофизических характеристик исследуемых образцов использованы промышленные установки ИТ-Х-400 и ИТ-С-400, совместимые по образцам с установкой "Компарад".

На перечисленных выше установках проведена отработка технологии измерений и исследованы образцы плотных горных пород, характерных для карбонатно-терригенного разреза нефтяных районов Башкирии.

При отборе кернового материала и подготовке образцов к исследованиям выявлены следующие особенности:

- на поверхность извлекаются и исследуются только механически крепкие образцы горных пород, имеющие высокий коэффициент теплопроводности;

- рыхлые, слоистые и трещиноватые образцы керна при извлечении из скважины и в процессе хранения подвергаются необратимому разрушению.

Следовательно, теплофизическая характеристика разреза, построенная только по результатам лабораторных исследований, будет искаженной в сторону завышения величины теплопроводности и температупроводности. Для устранения этого недостатка автором предлагается использовать метод реперных пластов, комплексируя лабораторные исследования теплофизических параметров и результаты скважинных исследований температурных градиентов. В качестве реперных пластов в продуктивной зоне целесообразно использовать плотные и хорошо выдержанные карбонатные отложения.

Автором проведена теоретическая оценка коэффициента теплопроводности воздушно-сухих и водонасыщенных образцов с различной формой порового пространства и проведено сопоставление с фактическим значением, полученным в лабораторном эксперименте. Эти же образцы визуально изучались под микроскопом в аншлифах. Проведенный анализ позволяет утверждать, что резкое увеличение теплопроводности сухих образцов горных пород при сжатии, отмечаемое рядом авторов, объясняется эффектом закрытия микротрещиноватой пористости, возникающей при бурении и за счет сброса горного давления.

Насыщение образцов дистиллированной водой дает эффект, сходный со сжатием, а теоретически рассчитанная погрешность измерения теплопроводности при этом не превышает 1% для пористости менее 2%.

Для учета температурной зависимости теплопроводности были проведены исследования в интервале температур от -50 °С до +200 °С. Выбранный интервал полностью перекрывает температурный диапазон, наблюдаемый в осадочных толщах Башкортостана. Исследовались три крупные группы образцов: алевролиты, известняки и доломиты.

При обобщении результатов исследований выявлена следующая закономерность: большему значению термического коэффициента к соответствует и большее значение теплопроводности при 0 °С. Для описания этой зависимости была подобрана эмпирическая формула, позволяющая оценить значение теплопроводности образца (Хт) при температуре Т по известному значению теплопроводности (Хо) при 0 °С.

Хт = Хо +(Х«А+В)Т, А=-3,0,6.101 град-1, 13=4,92 -К)3 Вт/м -К

Отклонение измеренных значений коэффициента теплопроводности от вычисленных по формуле для большинства образцов не превышает 10%.

По результатам лабораторных исследований и с учетом представительности кернового материала рассчитаны средневзвешенные значения теплопроводности для трех ярусов: турнейский, фаменский, франский.

Учитывая конструкцию скважины, включающую цементный стакан между обсадной колонной и горными породами, строгое описание процесса формирования температурных полей в скважине невозможно без учета тепловых параметров цемента. В данных, имеющихся в литературе, не учитываются особенности подготовки цементного раствора, характерные для данного региона. В работе проведено изучение влияния добавок, используемых при креплении скважин в Уральском регионе, и водоцементного соотношения раствора на тепловые параметры цементного камня.

Подготовка растворов и гидратация цемента проводились в лабораторных условиях по оригинальной технологии, обеспечивающей стабильность состава раствора, учет гидростатического давления и температуры недр. Полученные результаты могут быть использованы для оценки тепловых параметров цементного стакана по его плотности, определяемой в скважинных условиях геофизическими методами.

В третьей главе проведен анализ источников методической и аппаратурной погрешности при температурных исследованиях в скважине. Особое внимание уделено влиянию тепловой инерции скважинного термометра на точность измерения абсолютной температуры в режиме непрерывной и поточечной регистрации. Проведен большой объем работы ло эксперименталь-ной оценке реальной тепловой инерции термометров в скважинных условиях.

На основе численного моделирования процесса формирования температурного поля в многослойной цилиндрической конструкции, аналогичной датчику температуры скважинного термометра, выявлены основные факторы, влияющие на скорость восприятия чувствительным элементом температуры внешней среды. Показано, что выбор материала электроизолятора и баростойкой охранной оболочки термочувствительного элемента существенно влияет на начальную стадию процесса установления теплового равновесия при неизменных внешних условиях, а состав и толщина пограничного слоя определяют общую длительность процесса. По результатам расчетов предложены критерии выбора материала защитной оболочки термодатчика, обеспечивающие минимальную тепловую инерцию конструкции без потери механической прочности и баростойкости.

По результатам экспериментальных работ на скважинах с различными типами термометров выявлено влияние конструктивных особенностей компо-новхи узла датчиков на реальную тепловую инерцию скважинного термометра. Показано, что постоянная времени термодатчика, определяемая в лабораторных условиях по стандартной методике, не соответствует реальной постоянной времени в скважинных условиях. В результате этого, термограммы, зарегистрированные в скважине на скоростях, оптимальных для постоянной времени датчика, определенной в лаборатории, существенно искажают истинное распределение температуры. Отмечено, что постоянная времени скважинного термометра стандартной конструкции зависит как от состава скважинной среды, так и от скорости регистрации. Снижение скорости регистрации, рекомендуемое для повышения точности измерения, в некоторых случаях приводит к обратному

эффекту (рис.2). При снижении скорости потока, омывающего скважиниый

[

прибор, в зоне расположения термодатчика образуются застойные зоны, а толщина пограничного слоя вокруг датчика (диаметр датчика 3-5 мм) увеличивается, достигая внешнего размера прибора (диаметр прибора 28-36 мм). При этом резко увеличивается тепловая инерция, и постоянная времени термодатчика достигает десятков секунд. В итоге, при снижении скорости про-

12

тяжки ниже определенной величины, характерной для данного типа скважинного термометра, наблюдается увеличение погрешности измерения температуры в скважине, особенно в интерзале нестабильных температурных градиентов.

По результатам исследований показана необходимость индивидуального определения рабочих скоростей для используемого термометра (A.C. № 1686147 СССР).

Рис.2. Зависимость тепловой инерции скважинного термометра от скорости регистрации и наблюдаемые затяжки температурной аномалии при снижении скорости.

В связи с отсутствием специализированных термостатов для обеспечения градуировки скважинных термометров разработан и изготовлен опытный образец двухкамерного полнопогружного жидкостного термостата. В целях повышения производительности установки в конструкции термостата предусмотрена возможность одновременной градуировки четырех скважинных зондов длиной до двух метров, обеспечивая плавное изменение температуры рабочей жидкости в диапазоне от 5 до 100 °С. Неравномерность температурного поля внутри термостата не превышает 0,01 К. Измерение температуры рабочей жидкости проводится образцовым платиновым термометром сопротивления ПТС-100, находящемся в зоне расположения чувствительных элементов скважинных термометров.

Для обработки результатов и оценки качества градуировки скважинных термометров разработана специализированная компьютерная программа "Эталон", обеспечивающая выбор оптимальной функции, описывающей передаточную характеристику зонда. Программа "Эталон" рассчитывает основные метрологические показатели термометра, строит график передаточной характеристики, рассчитывает рабочую таблицу с любым заданным шагом и дает заключение о пригодности прибора к работе. Использование программы "Эталон" позволило исключить субъективный фактор при поверке скважинных приборов и резко повысить точность измерения абсолютных температур при промысловых исследованиях. Кроме обработки результатов градуировки термометров программа поддерживает процесс обработки результатов поверки и градуировки следующих методов: манометрня, гамма-гамма плотиостнометрия, гамма каротаж, расходометрия механическая, нейтрон-нейтронный метод. Программа внедрена и успешно используется на предриятиях ОАО БНГФ, АО КНГФ и отдельных УГР.

В четвертой главе приведены результаты целевых и производственных исследований простаивающих скважин на некоторых иефтяных месторождениях Республики Башкортостан, Приводятся критерии оценки качества и отбора исходного материала, методика расчета сводных геотермограмм и теплового разреза месторождения.

По завершении термических исследований в скважинах проводится контроль качества зарегистрированных термограмм и оценивается их пригодность для поставленных целей по следующим критериям:

- уровень флуктуации не превышает уровня собственных шумов используемого скважинного прибора и не превышает 0,02 К по абсолютной величине;

- кривая температуры может быть аппроксимирована в интервалах обработки кусучно-линейной функцией, монотонно возрастающей с глубиной;

- - основная и контрольная термограммы повторяют друг друга с погрешностью по абсолютной величине не более 0,2 К;

- температура, зарегистрированная на уровне нейтрального слоя, лежит в пределах 5 + 7 "С для районов Башкирии и Среднего Поволжья;

- температура на забое отличается от средней температуры по месторождению на данной абсолютной глубине не более, чем на 1°С ;

- зарегистрированные или рассчитанные градиенты температуры по глубине коррелируют с литологией;

- термограммы, зарегистрированные в одной и той же скважине с интервалом по времени более I года, совпадают с точностью до приборной погрешности.

Кроме того, одним из критериев качества регистрируемых термограмм и способов отбраковки заведомо непригодных скважин является построение температурных профилей с учетом кривизны скважины.

Построение сводной геотермограммы на основе зарегистрированных одиночных термограмм проводится вручную, либо с использованием ПЭВМ по следующему алгоритму:

1. Стандартизация термограмм в масштабе абсолютных глубнн. Термограммы пересчитывают« в масштабе абсолютных глубин с учетом кривизны скважины, альтитуды устья и аппроксимируются кусочно-линейной функцией вида у = ах + в. Выбор интервала глубины, аппроксимируемого линейной функцией, ведется в автоматическом режиме с учетом характера реальной кривой.

В результате выполненных операций термограмма преобразуется в набор коэффициентов (а) н (в) со стандартным шагом по абсолютной глубине. При этом коэффициент (а) соответствует градиенту температуры.

2. Расчет средних значений градиентов температуры по серии скважин. Осреднение ведется по всем имеющимся одиночным термограммам, прошедшим этап стандартизации. Для каждой точки по шкале абсолютных глубин рассчитывается среднее значение коэффициента (а), с исключением явных промахов и отрицательных значений.

При значительных углах наклона пластов или резком изменении их мощности расчет средних градиентов ведется с учетом литологического признака. Среднее значение градиента температуры рассчитывают только внутри одной стратиграфической единицы, пренебрегая шкалой абсолютных глубин.

3. Расчет сводной геотермограммы. Для спокойного залегания пластов достаточно, руководствуясь шкалой абсолютных глубин и коэффициентами (а) и (13), рассчитать сводную геотермограмму. Контроль качества геотермы и необходимая коррекция по абсолютным температурам проводятся по реперным точкам. В качестве последних наиболее удобно взять среднюю температуру в зумпфе исследованных скважин - нижняя точка, и среднюю температуру на границе раздела двух плотны* стратиграфических горизонтов в верхней части разреза либо температуру нейтрального слоя.

Для еложиопостроенного месторождения определяется участок площади, для которого необходимо рассчитать теотермограмму, и, исходя из мощности пластов, рассчитывается температурная кривая. Привязка кривой по абсолютной температуре также проводится по реперным точкам.

Завершающим этапом в построении тегатофизического разреза месторождения является расчет значений теплопроводности отдельных стратиграфических единиц на. основе результатов лабораторных измерений по реперным пластам (гл.2) и рассчитанных средних градиентов температуры ( а ).

При наличии двух и более реперных пластов с известной теплопроводностью по величине градиентов температуры оценивается вертикальная составляющая глубинного теплового потока При стабильности С|г на различных глубинах кривая распределения коэффициента теплопроводности горных пород по глубине будет зеркальным отображением кривой градиентов температуры: X, =(?/а,.

Изложенный алгоритм был реализован на Юсуповской площади НГДУ "Чекмагушвефть", Кушкульской площади НГДУ "Уфанефть" и Уршакской группе нефтяных месторождений Башкортостана на основе целевых скважинных исследований, выполненных опытно-методической партией БашГУ.

По результатам лабораторного определения теплопроводности реперных пластов и обобщения скважинных измерений термоградиентов определен тепловой поток на Добровольском месторождении Уршакской группы и рассчитаны величины коэффициентов вертикальной теплопроводности горных пород по всему разрезу.

Опробование технологии на основе промышленных исследований, выполненных производственными службами Уфимского УГР ОАО "Башиефтегео-физика", проведено на Сергеевской площади НГДУ "Уфанефть". Реализация технологии по усеченной программе, в связи с недостатком фактического материала, проведена на Мухановской площади АО "Куйбышевнефть".

В пятой главе рассмотрены примеры использования сводных геотер-мограмм и результатов лабораторного определения тештофизическнх параметров горных пород и цементного камня при интерпретации результатов каротажа различных типов скважин. Основной принцип интерпретации, в данном случае, заключается в сравнении зарегистрированной термограммы со сводной геотермограммой и выделении интервалов расхождения. При этом, сводная геотермограмма служит начальной точкой отсчета для аиализа серии термограмм,

зарегистрированных при различных режимах работы скважины или в процессе восстановления теплового равновесия (A.C. № 1506097 СССР).

При наличии серии термограмм, зарегистрированных после прекращения теплового воздействия на скважину, возникает необходимость учета при интерпретации теплофнэических параметров окружающей среды. При этом основным критерием распознания природы температурной аномалии является соответствие темпа расформирования температурной аномалии реальным значениям теплофнэических параметров окружающих горных пород и цементного камня.

В главе приведены примеры интерпретации результатов термических исследований как в длительно простаивающих скважинах, так и специальных временных исследований, проведенных с целью выделения интервалов движения подземных вод в необсаженных скважинах, подлежащих переликвидацин.

Проведенные работы показали реальную возможность реализации обязательного экологического контроля длительно простаивающих и законсервированных скважин методами термометрии без привлечения бригад подземного ремонта скважин и специального оборудования. Обобщенный анализ результатов многолетних исследований в данном типе скважин, выполненных цифровой аппаратурой, позволяет организовать экологический мониторинг на месторождении с использованием ЭВМ.

На примере реальных скважинных материалов показан вклад ЕТК иа формирование температурного поля скважины с внешними источниками тепла и рассмотрены примеры восстановления глубинного распределения температуры в горных породах по замерам внутри скважины.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

- Теоретически обоснована возможность использования квазистационарного теплового режима для прямого измерения теплопроводности образцов горных пород в сравнении с эталонным образцом, разработана и практически опробована установка для измерения теплопроводности горных пород на образцах малого размера в широком диапазоне исследуемого параметра (0,5 :Ю Вт/м.К) с погрешностью не более 10%.

- Проведено исследование тепловых характеристик образцов плотных горных пород девонских отложений Башкирии, рассчитана средневзвешенная теплопроводность трех стратиграфических единиц.

- Теоретически изучено и экспериментально подтверждено влияние скорости движения термометра и свойств среды, заполняющей скважину, на постоянную времени датчика температуры. Показано, что конструктивные особенности узла датчика существенно влияют на реальную тепловую инерцию термометров в скважинных условиях. Предложен способ выбора оптимальной скорости регистрации при исследованиях в скважинах,

- На основе многолетних экспериментов в простаивающих скважинах выявлена высокая стабильность теплового поля последних и показана возможность восстановления геотермического распределения на старых разрабатываемых месторождениях. Определены критерии пригодности термограмм, отработана и опробована технология построения сводных геотермограмм, границ изменения температуры и геотермических градиентов по глубине (температурный коридор). По результатам лабораторных и скважинных исследований рассчитан тепловой разрез месторождения.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1. Яруллин Р.К., Дворкин И.Л., Сафарова Г.К. Перспективы детального изучения тепловых потоков в эксплуатационных скважинах //Проблемы горной теплофизики.-Тезисы выступлений.- Л.: ЛГИ, 1981,-С.58.

2. Яруллин Р.К., Сафарова Г.К., Пшеничнкж А.И. Лабораторные исследования теплопроводности и петрофизических параметров плотных горных пород девона Башкирии //Физико-химическая гидродинамиха.- Межвузовский сборник.- Уфа.: БашГУ, 1983.-С. 135-139.

3. Валиуллин P.A., Булгаков Р.Т., Рамазанов А.Ш., Яруллин Р.К. Исследование динамических погрешностей в скважинной термометрии - Уфа, 1991.- 31 с. Рукопись представлена Башкирским унив-том,-Деп. в ВИНИТИ 19.02.91., № 823-В9!.

4. Сафарова Г.К., Яруллин Р.К., Позина Н.Л. Сборник лабораторных работ по курсам "Петрофизика", "Геофизические исследования скважин" - М.: МИНГ, 1987,- 72 с.

5. Федотов В.Я., Яруллин Р.К. Геотермические измерения в нефтяных скважинах на примере Юсуповского месторождения // Тезисы докладов республиканской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов,- Уфа.: БашНИПИНефть,- 1986,-С.9.

6. Яруллин Р.К. Выделение пластов, охваченных тепловым воздействием, по термокаротажу контрольных скважин //Тезисы докладов республиканской

научно-практической конференции молодых ученых и специалистов.- Уфа.: БашНИПИНефгь,- I986.-C.10.

7. Яруллин Р.К., Сафарова Г.К. Устройство для измерения теплопроводности горных пород при прямом сравнении с эталонным образцом // Метрология и метрологическое обеспечение измерений параметров объектов нефтепромысловой геофизики.- Тезисы докладов.-Уфа.: 1986,-С.41-42.

8. Яруллин Р.К., Габдуллин Ф.Ф. Экспериментальное изучение теплопроводности горных пород и цементного камня при различном поровом заполнении // Физико-химическая гидродинамика.- Уфа, 1987,-С.131-136.

9. A.C. Н> 1506097 СССР. Способ контроля технического состояния подземного оборудования скважин /Р.А.Валиуплин, В.Я.Федотов, Р.К.Яруллин и др.-№4274053/23-03, заявлено01.07.87.

10. Яруллин Р.К. Термические исследования простаивающих скважин. // Руководство по методике исследований и интерпретации.- Уфа,- 1988.- 56 с.

11. Яруллин Р.К. Руководство по градуировке я поверке скважинных термометров. - Уфа,- 1988.- 26 с.

12. A.C. №1686147 СССР. Способ исследования нефтяных скважин /P.A. Валиул-лин, Р.Т.Булгаков, Р.К.Яруллин, М.Г.Усманоа. - №4691604/03, заявлено 17.05.89.

13. Яруллин Р.К., Валиуллин P.A., Федотов В.Я. Геотермические исследования простаивающих скважин//Геология, геофизика и полезные ископаемые Южного Урала и Приуралья.- Уфа,- 1991,- С.»57-162-

14. Яруллин Р.К. Выделение интервалов слабых движений жидкости в необсаженных скважинах // Прикладная физика и геофизика: Межвузовский сборник,-Уфа,- 1995.-С.157-167.

15. Яруллин Р.К. Контроль экологического состояния недр на нефтяных месторождениях по результатам исследования простаивающих скважин // Геоэкология в Урало-Каспийском регионе. Тезисы докладов международной научно-практической конференции. - Уфа: БашГУ, 1996.-С. 198-199.

16. Яруллин Р.К. Временное руководство по применению метода акустической шумомегрии в промысловой геофизике. - Уфа,- 1996,-54 с.