ТЕПЛОВЫЕ ПОЛЯ В ИСКОПАЕМЫХ УГЛЯХ В ископаемых углях тепловые поля могут возникать при окислении углей и

содержащихся в них сульфидов. Выделяющаяся в процессе окисления угля теплота повышает температуру угля, вмещающих пород и глинистого раствора. Высокое удельное тепловое сопротивление ископаемых углей в благоприятных условиях, способствует выделению угольных пластов по термограммам.

§ 69. ТЕРМОГРАММЫ ИСКУССТВЕННЫХ ТЕПЛОВЫХ ПОЛЕЙ

Искусственные тепловые поля, используемые для изучения разрезов скважин, создаются глинистым раствором с температуpoй tp, отличающейся от температуры tп окружающих пород, и экзотермической реакцией схватывания цемента.

Чем больше температуропроводность пород, тем в большей степени при tр≠ tп изменяется температура глинистого раствора за один и тот же промежуток времени. Поэтому породы, отличающиеся по температуропроводности (тепловому сопротивлению) от окружающей среды, выделяются на термограмме аномалиями температур (рис. 123) [35]. Если tр>tп,то в породах более низкого теплового сопротивления наблюдаются аномалии пониженных температур. Аномалии повышенных температур в этих породах будут в случае tр<tп.Для исключения погрешностей в результатах необходимо знать положение точки равенства температур tp раствора и tп пород. Это можно установить следующими способами.

1. Термограмму искусственного теплового поля сопоставляют с геотермограммой регионального теплового поля Земли в точке пересечения кривых tп= tр. Выше этой точки tп <

tp, ниже tп > tp.

2. В исследуемой скважине выполняют повторную регистрацию термограммы через определенный промежуток времени. Термограммы пересекаются в точке, в которой tр = tп.

На участках разреза, расположенных выше и ниже точки пересечения термограмм, величина ∆t зависит также от следующих факторов: а) разности температур tр и tп в начальный момент времени; б) промежутка времени, прошедшего с момента создания теплового поля до замера температуры; в) диаметра скважины.

1. Влияние разности температур раствора и пород. Величина ∆t при прочих равных условиях пропорциональна разности температур глинистого раствора и пород в начальный момент времени. Поэтому даже при одинаковых тепловых сопротивлениях исследуемых пород по мере приближения к точке А будет наблюдаться уменьшение аномалий температур. Для оценки тепловых свойств пород, залегающих на разных расстояниях от точки А, следует амплитуду аномалии ∆t приближенно увеличивать в zon/zx раз (zon — расстояние от точки А до опорной породы с известными тепловыми свойствами, выделяемой аномалией ∆toп; tx — расстояние от точки до породы, температурная аномалия которой корректируется).

Влияние времени, прошедшего с момента создания искусственного теплового поля до замера температур в скважине. При малой скорости регистрации термограмм промежуток времени, прошедший с момента создания теплового поля до замера температуры на больших глубинах, может значительно отличаться от такового для верхних участков скважины. Это приведет к нелинейному изменению амплитуд аномалии ∆t на различных участках скважины. Влияние времени может быть сведено к минимуму, если температуру замерять через следующие промежутки времени после окончания циркуляции глинистого раствора:

Диаметр скважины, мм........ 200250300350 Время, сут............................0,5—1 0,5—2 1—32—4

178

Рис. 123. Термограммы искусственного теплового поля.

1 — при tр>tп, II — при tр < tп; 1 — глины; 2 — известняки, 3 — пески, 4 — ангидриты

Рис. 124. Сопоставление термограммы искусственного теплового поля (при tр>tп) с кавернограммой. 1— глинистые породы; 2 — песчаные породы

В тех случаях, когда исследуется тепловое поле созданное в процессе бурения скважины, учет времени практически становится невозможным. В этих условиях аномалии температур зависят не только от времени, прошедшего с момента окончания циркуляции раствора, но и от продолжительности циркуляции раствора до ее окончания.

Влияние диаметра скважины. Диаметр скважины, определяющий количество глинистого раствора и цемента, существенно влияет на темп охлаждения (нагревания) раствора и приводит к изменениям температур раствора по сравнению с температурами, на близлежащих участках скважины другого диаметра.

Так как в показатель экспоненты охлаждения диаметр dc скважины входит в квадрате,

179

а температуропроводность пород, окружающих скважину — в первой степени, то аномалии ∆t, обусловленные изменением диаметра скважины, соизмеримы, а иногда и превышают аномалии, обусловленные изменением тепловых свойств пород (рис. 124). Однако в некоторых случаях и при изменении диаметра скважины можно использовать термометрию для изучения геологического разреза, так как возрастание dc часто наблюдается в породах, типичных по своим термическим свойствам, например, в глинах. Кроме того, отсутствие установленной связи между амплитудой аномалии или ее площади и объемом (квадратом среднего диаметра) каверны может указывать на возможность возникновения отмеченных отклонений за счет затрубной циркуляции флюидов.

Для изучения геологического разреза скважин методом искусственного теплового поля рекомендуется использовать диаграммы изменений температур ∆t, зарегистрированные аномалий-термо-метром, стандартным термометром с компенсационной приставкой или полученные путем спрямления обычных термограмм [2, 35].

Границы пород с различными тепловыми свойствами относятся к точкам а термограмм (см. рис. 123), при удалении от которых кривая температур асимптотически приближается к температуре глинистого раствора в среде пониженного теплового сопротивле-

ния [35].

§ 70. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ АНОМАЛИЙ-ТЕРМОГРАММ

Правила интерпретации аномалий-термограмм (диаграмм ∆t, зарегистрированных аномалий-термометром) зависят от характера изучаемого теплового поля [36].

На аномалий-термограмме, зарегистрированной в скважине с установившимися региональным тепловым полем Земли, положительными и отрицательными аномалиями ∆t выделяются участки разреза с повышенным и пониженным значениями геотермического градиента относительно его средней величины.

При изучении скважин с неустановившимся тепловым режимом, а также скважин, в которых наблюдаются локальные тепловые поля (например, в нефтеносных и газоносных коллекторах), характер аномалий-термограмм аналогичен термограммам приращения температур ∆t. В этом случае аномалий-термограммы интерпретируются по методике интерпретации обычных термограмм, изложенной выше.

Рие. 125. Примеры аномалий-термограмм а— в эксплуатирующемся нефтеносном коллекторе; б — в эксплуатирующемся нефтеносном коллекторе, в который закачивается газ; в — в эксплуатирующемся газоносном коллекторе; 1 — аномалий-термограммы; 2 — кривые Ucп; 3 — кривые ρк

В связи с тем, что аномалий-термограммы дают возможность регистрировать температуры в крупных масштабах (до 0,02 °С/см), аномалий-термограммы позволяют выделять тепловые поля весьма низкой интенсивности (рис. 125) и тем самым дают возможность решать задачи, иногда недоступные для решения обычным способом термического исследования скважин (например, определение газоводяного и водонефтяного контактов).

180

§ 71. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД В СКВАЖИНЕ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ТЕРМОГРАММ

Точность геологической интерпретации термограмм во многом определяется достоверностью сведений о термических свойствах изучаемых пород. Поэтому один из этапов геологической интерпретации термограмм — определение теплового сопротивления и температуропроводности горных пород непосредственно в скважинах. Последняя задача — одна из сложных задач промысловой геофизики в связи с длительностью процесса становления тепловых полей и наличием сторонних, часто трудно определяемых факторов. Методика расчета теплового сопротивления горных пород по геотермограмме основана на формуле (242), согласно которой

(247)

При постоянстве плотности теплового потока ее величину qt устанавливают по геотермическому градиенту Г' на участках скважины, пересекающих породы известного теплового сопротивления ξп′.Для таких участков

(248)

Подставляя найденное значение qt в формулу (247), находим тепловое сопротивление пород, залегающих на другом вблизи расположенном участке скважины, для которого геотермический градиент равен Г:

(249)

Температуропроводность горных пород приближенно может быть оценена по данным изучения интенсивности остывания (нагревания) скважины во времени.

В этом случае при достаточно большом времени τt, прошедшем с момента нарушения теплового равновесия в скважине,

(250)

где ∆t0 — перепад температур в начальный момент времени; аэф — эффективная температуропроводность, числовое значение

181

Рис. 126. Бланк для интерпретации кривых охлаждения (нагревания) скважины (а) и палетка кривых измерения во времени τ отношения θ=∆t/∆t0 для различных значений dc2/16арτ(1/4 F0) — шифр кривых

(б).

ап=ар; ξп=ξр

которой тем ближе к ап, чем меньше различаются ап и ар, и больше τt, Fo = aτt/ro2 — безразмерный параметр Фурье. Формула (250), приведенная к виду

(251)

предопределяет возможность определения аэф следующим графическим способом

(рис. 126) (ар ≈аэф).

По данным изучения процесса измерений температур θ = ∆t/∆t0 во времени строят зависимость lg θ= f (lg τt). К правой ветви построенной , кривой проводят асимптоту, точка С пересечения которой с осью абсцисс (lg θ = 0) дает в масштабе этой оси значение τt,c = dc2/16аэф, откуда аэф = dc2/16τt,c. Для облегчения решения задачи с этой целью используют специальную палетку.

В обычно встречающихся более сложных случаях, когда ξп≠ξр и ап≠ар для определения ξп и ап на кальку наносят кривую зависимости процесса изменения lg θ температур в скважине в функции от логарифма безразмерного параметра Фурье Fo=4а/dc2 и далее, сопоставив полученную кривую с теоретическими кривыми lgθ=f(lg Fo) при Рξ=ξп/ξр= const и Ра=ап/аР = const (рис. 127), находят вероятные значения Рξ и Ра . Зная ξр и ар, рассчитывают искомые ξп и ар. Эта задача также решается с помощью вспомогательных палеток, представляющих собой графики взаимной связи Ра и Рξ при θ = const для различных Fo (рис. 128). Определяя θ по кривой θ = f(Fo) для взятых значений Fo, находят координаты Ра и Рξ точки С пересечения соответствующих кривых θ = const и рассчитывают ξп и ап.

182

Например, для θ = 0,8 при Fo = 0,2 и θ= 0,2 при Fo = 2 получим точку С, для которой Рξ = 1,2 и Ра= 3,3. Достоверность решения задачи может быть проверена соотношением (237) и значением ξп (параметром Рξ), полученным по данным изучения естественного теплового поля.

Рис. 127. Зависимости θ от Fо для постоянных значений Рξ и Pа (по В. Н. Широкову).

Шифр кривых — Рξ; Pа

Необходимо отметить, что при больших значениях параметра Fo в условиях относительно низкой интенсивности теплообмена скважины с окружающей средой темп охлаждения, а следовательно, и величина θ в большей степени определяется тепловым сопротивлением, чем температуропроводностью. На этом основан способ определения теплового сопротивления пород по данным измерений температуры раствора после его принудительной циркуляции [11,35].

При геологической интерпретации термограмм руководствуются следующими положениями.

183