1.6. Метод изучения разрезов скважин по буримости пород

Рассматриваемый метод называется еще механическим каротажем, так как основан на зависимости срабатываемости долот от времени, затраченного на проходку 1м ствола скважины. Сравнительный анализ этих материалов позволяет выделить в разрезе пласты различной плотности и твердости. Он обычно используется при характеристике литологического состава пород в процессе разведочных работ и очень редко —в нефтепромысловой практике.

В то же время при подсчете запасов нефти и газа и особенно при проектировании и анализе состояния разработки необходимо иметь информацию о плотных пластах и пропластках, закономер­ностях их распространения, чтобы судить о выработке запасов, гидродинамической связи отдельных интервалов разреза между собой, продвижения фронта закачиваемой воды и т. п. Такую ин­формацию может дать рассматриваемый метод в комплексе с дру­гими методами изучения нефтяных и газовых залежей.

1.7. Термометрические методы изучения залежей

Описываемые методы исследований пока еще недоста­точно используются на нефтяных промыслах для получения инфор­мации о геолого-промысловых и фильтрационных характеристиках залежей продуктивных пластов. Их можно разделить на пять групп.

1. Замеры пластовой температуры. Необходимы для выяснения условий формирования залежей нефти и газа, изучения теплового поля земли (определение геотермических ступени и градиента), для решения технических условий при производстве геофизических и тампонажных работ в скважине. Кроме того, они используются при изучении свойств флюидов (нефти, газа, конденсата и воды) в пластовых условиях, подсчете запасов, проектировании и анали­зе состояния разработки, установлении режима залежи, динамики движения подземных вод. Распределение температуры, замеренной с помощью электротермометра по стволу скважины, позволяет вы­явить аномальные участки, наличие которых свидетельствует о тектонических нарушениях. Эти данные учитываются в процессе разработки залежей. Большое значение они имеют в связи с поисками нефти и газа на больших глубинах.

2. Термодинамические методы исследования скважин и пластов эффективны при изучении гидродинамического состояния разраба­тываемых залежей нефти и газа. Во многих работах [4, 26,36,38] рассмотрены термодинамические процессы при фильтрации нефти, газа и воды в пустотном пространстве. Четко показано, что кривая изменения температуры на забое, замеренной при работе скважи­ны с постоянным отбором, может быть преобразована в кривую депрессии вокруг скважины. Это дает возможность зафиксировать такие фильтрационные параметры, как гидропроводность, проводи­мость, подвижность, пьезопроводность, проницаемость. С помощью рассматриваемых методов можно получать важнейшую геолого-промысловую информацию о наиболее активных, пассивных и за­стойных участках залежи [4]. Построение соответствующих карт или схем позволяет более дифференцированно подходить к проек­тированию или анализу состояния разработки нефтяных и газовых залежей, оценивать степень выработки запасов и конечный коэф­фициент нефтегазоотдачи.

3. Термографические исследования скважин. На термограммах по действующим скважинам выделяются четкие аномалии, вызван­ные дроссельным и калориметрическим эффектами. В результате интерпретации термограмм устанавливаются динамическая и эф­фективная толщины пластов, их продуктивность, перетоки жидко­сти из одного пласта в другой. Для нагнетательных скважин опре­деляются интервалы водопоглощения, их приемистость. Кроме того, выявляются нарушения герметичности эксплуатационных ко­лонн.

4. Изучение тепловых полей нефтяных залежей при закачке в них холодной воды при внутриконтурном заводнении. Установ­лено, что охлаждение нефтяного пласта имеет локальный харак­тер, радиус зоны охлаждения при закачке воды в течение 4—5 лет достигает 200—250 м. Дальнейшая закачка воды и охлаждение пласта приводят к увеличению вязкости нефти, выпадению пара­фина в условиях пласта, значительному снижению продуктивности скважин.

5. Термометрический контроль при тепловом воздействии на пласт. Методы воздействия па продуктивные пласты включают: а) подогрев паром; б) электрический прогрев призабойной зоны; в) создание движущегося очага горения; г) термокислотное импульсирование на забое и внутри пласта. Термометрический конт­роль при внедрении этих методов заключается в установлении за­кономерности продвижения тепловых потоков как в призабойной зоне, так и в пределах всего пласта, изменении физико-химических свойств в нефти, изменении продуктивности скважин.