№ 53. Метод естественного теплового поля: определение геотермического градиента; факторы, влияющие на величину геотермического градиента.

Термический метод исследования скважин, изучающий распределение температуры по стволу скважины. Основная задача: изучение температуры пород, которую они имели до их вскрытия скважиной; по ее изменению по разрезу и по площади судят о геологическом разрезе, о геологическом строении исследуемой площади.

Региональное тепловое поле. В скважине до бурения есть естественная температура, а после прохождения буром толщи пород температура меняется и надо ждать пока температура опять не будет естественной. Основной источник тепла в Земле — распад радиоактивных элементов. Температура на глубине ниже 10-40 м определяется лишь внутренним теплом Земли. Здесь тепловой поток всегда направлен снизу вверх и температура монотонно повышается с глубиной. Скорость роста температуры с глубиной называется геотермическим градиентом Г. Плотность потока в данном районе тем ниже, чем раньше закончились магматические процессы. На глубинах до нескольких километров плотность потока тепла можно считать не зависящей от глубины. Тогда значение Г против однородного пласта будет постоянным, пропорциональным величине теплового сопротивления для данного пласта.

По результатам исследований строят кривую геотермического градиента, потом можно выполнить литологическое расчленение разреза по углу наклона. Анизотропия горных пород, движение подземных вод вдоль проницаемых пластов и другие причины могут вызвать более интенсивный перенос тепла вдоль наклонных пластов по сравнению с поперечным направлением.

Соответственно поверхность равных температур (геоизотермы) приподнимается над антиклиналями. Аналогичная картина наблюдается над соляными куполами из-за повышенной теплопроводности солей по сравнению с другими породами. Поэтому построение и изучение карт изотерм для некоторой глубины или построение профилей геоизотерм позволяет обнаруживать антиклинальные структуры, соляные купола и решать некоторые другие задачи.

Локальные тепловые поля. Чаще всего встречаются следующие разновидности локальных тепловых полей. 1 - Положительные температурные аномалии против сульфидных руд и углей, обусловленные экзотермическими реакциями окисления на их границе со скважиной. 2 - Отрицательные аномалии против растворимых солей из-за эндотермической реакции растворения. 3 - Аномалии против коллекторов, поглотивших буровой раствор иной, чем у пласта, температурой. 4 - Аномалии против проницаемых пластов, связанные с циркуляцией вод с иной температурой. 5 - Аномалии против коллекторов, связанные с расширением газа или жидкости.

Обнаружение этих аномалий на термограмме позволяет выделять пласты обладающими этими особенностями, определять их мощность и судить об интенсивности этих процессов.

№ 44. Геохимические методы исследования скважин: физические основы методов, решаемые задачи.

При изучении разрезов скважин, особенно для выделения нефтегазоносных пластов, применяют ряд физико–химических методов. Самые крутые — газометрия скважин и люминесцентный анализ шлама.

Газометрия скважин. При проведении газометрии скважин исследуют содержание углеводородных газов в буровом растворе, выходящем из скважины на поверхность. Наибольшую информацию о продуктивности пород дают предельные углеводороды от метана СН₄ до гексана С₆Н₁₄.

В зависимости от залежи газы имеют специфический состав:

1. Для нефтяного месторождения: метан до 50%, много этана, есть гексан.

2. Для газового месторожденияя: метан 98%.

3. В пластовых газах есть азот и CO₂.

При разбуривании продуктивных пластов нефть и газ, находившиеся в порах коллектора, поступают в буровой раствор и выносятся с ним на поверхность. Существуют две разновидности газометрии: в процессе бурения и после бурения. В первом методе газосодержание выходящего бурового раствора исследуют одновременно с бурением. При исследовании вторым методом скважина должна предварительно простоять в течение времени, необходимого для обогащения газом неподвижного бурового раствора, заполняющего пробуренный ранее ствол, вследствие диффузии газов из пластов. Основной вид газометрии — газометрия в процессе бурения:

1. Непрерывная дегазация бурового раствора с помощью дегазатора.

2. Определение параметров режимов бурения.

3. Определение компонентного состава газовой смеси.

4. Периодическое измерение свойств промывочной жидкости.

5. Определение глубин поступления газа в буровой раствор.

Результаты газометрии используют: а) для оперативного выделения интервалов поглощения и притока, прогнозирования нефтегазовых пластов непосредственно в процессе исследований. б) для оценки характера насыщения коллекторов, выделенных другими методами на этапе комплексной интерпретации всех данных ГИС.

Люминесцентный анализ шлама. Определяем информацию о пройденных скважиной породах - можно получить, отбирая и исследуя шлам. Отбирают шлам раздельно по габаритам с помощью шламоотборника. Зная объём бурового раствора и объём затрубного пространства, оцениваем скорость подъёма раствора и скорость подъёма частиц, данного размера. А потом с учётом поправок находим истинную глубину отбора шлама.

Шлам исследуют и по нему строят литологическую колонку. Люминесцентный анализ служит для уточнения характера насыщения пластов. С помощью люминесцентного анализа обнаруживают битумы в шламе (или буровом растворе) по их люминесценции под действием ультрафиолетовых лучей. Для этого служит люминоскоп. Люминоскоп — это светонепроницаемая камера, внутри которой находится источник ультрафиолетового излучения — кварцевая лампа. Ультрафиолетом облучают исследуемый образец шлама (или жидкости) и визуально определяют интенсивность и цвет его свечения, форму люминесцентного пятна. Для повышения чувствительности анализа на очищенную поверхность шлама наносят каплю хлороформа. При очень высоком содержании битумов наблюдается концентрационное гашение люминесценции. При умеренно большом содержании битумов люминесценция проявляется в виде светящегося пятна, при среднем — в виде кольца, при малом — в виде отдельных точек. Цвет люминесценции зависит от состава битумоидов: желто-голубоватый, исчезающий по мере испарения хлороформа, — для легких битумоидов; желтый, переходящий в коричневый при испарении растворителя, — для тяжелых битумоидов с большим содержанием смол и асфальтенов.