Изобретение относитс к геофизическим методам исследований скважин и может быть применено при контроле разработки нефт ных месторождений. Известен способ вы влени заколо кого движени хшдкости в скважине методом искусственного теплового пол , заключающийс в изменении теплового пол скважины и наблюдении за характером расформировани искуственного теплового пол после прекращени теплового воздействи Л , .Недостатком данного способа вл етс необходимость теплового воздействи , что св зано во многих слу ча х с дорогосто щими и трудоемкими операци ми по подъему эксплуат ционного оборудовани , промывке ствола скважины и т.д. Наиболее близким по технической сущности к изобретению вл етс способ определени негерметичности заколонного пространства сква жины, включающий спуск термометра в скважину и двукратную регистрацию распределени температуры по разрез скважины при двух различных режимах работы пластов с последующим сопоставлением полученных термограмм 2 Изменение режима работы скважины в известном способе осуществл Еот пу тем изменени забойного давлени , поэтому способ не может быть исполь зован в неперфорированной скважине. Целью изобретени вл етс обеспечение однозначности вьшвлени негерметичности заколонного пространс ва в неперфорированной скважине. Поставленна цель достигаетс тем, что согласно способу определени негерметичности заколонного про странства скважины, включающему спуск термометра в скважину и двукратную регистрацию распределени температуры по разрезу скважины при двух режимах работы пластов с после дующим сопоставлением полученных термограмм, перед повторной регистрацией распределени температур измен ют соотношение давлений между пластами исследуемого интервала и по изменению температуры в этом интервале определ ют наличие перето йов . При этом соотношение давлений между пластами измен ют путем изменени режима закачки в соседйей нагнетательной скважине. Предлагаемый способ основан на том, что изменение соотношени давлений между пластами приводит к изменению температуры флюида, перетекающего в заколонном пространстве за счет дросселировани -конвективного переноса тепла и теплоотдачи в окружающую среду. Предлагаемый способ осуществл ют следующим образом. Производ т регистрацию термограммы в простаивающей скважине, измен ют соотношени давлений между пластами исследуемого интервала, например изменением давлени в одном из пластов. Далее производ т повторную регистрацию распределени температуры в скважине и по сопоставлению двух термограмм определ ют интервалы негерметичности заколонного пространства. На фиг. 1 и 2 представлены результаты практической реализации предлагаемого способа (перва колонка - крива электрического каротажа , втора - кавернограмма, третдзЯ термограммы ). Реализацию способа осуществл ли в следующем пор дке (фиг. 1). В скважину при начальном давлении в пластах спустили высокочувствительный термометр и зарегистрировали первую термограмму вдоль оси ее (крива 1). Затем увеличили пластовое давление в интервале 1316,4 - 1319,6 м путем изменени режима закачки в соседней нагнетательной скважине. После этого произвели повторную регистрацию температурной кривой вдоль ствола скважины (крива 2). Путем сопоставлени термограмм сделали однозначное заключение о наличии заколонного перетока жидкости в интервале 1318-1357,2 м. Таким образом, в результате реаизации способа удалось однозначно определить наличие негерметичности заколонного пространства, не вызыва притока жидкости из скважины. ействительно, на кривой 1 расределение температуры в указанном нтервале отлично от геотермического данном случае однозначное заклюение о причинах температурных аноалий в этом интервале сделать нель з , так как отклонени от геотермы 3 здесь может быть св зано с тепловьщелени ми в цементе. Предлагаемы способ позвол ет сн ть эту неоднозначность . На повторной термограмме , записанной после увеличени пластового давлени в водоносном пласте до 1316,4-1319,6 м , отмечаетс изменение (увеличение) температуры . Это увеличение св зано с изменением соотношени давлени между пластами. Изменение температуры во всем отмеченном интервале объ сн етс конвективным переносом тепла, потоком жидкости, перетекающей за колонной. Пор док реализации способа по фиг. 2 такой же, как и в предьщуще скважине. Услови , предшествующие измерени м, аналогичны. Дл определени причины обводнени скважины был реализован пред лагаемьй способ. Исследовани проводили в простаивающей скважине. Распределение температурной кривой 1 отлично от геотермического. Дл определени природы температурн аномалий увеличили закачку в пласт до 1354,4-1362,8 м, после чего записали повторную термограмму 2. Сопоставл температурные кривые 1 и 2, сделали заключение от отсутствии заколонного перетока в скважине. Следовательно, причиной обводнени вл ютс перфорированные пласты, а температурные аномалии св заны с тепловьщелением в цементе. В последующем опробование скважин подтвердило данное заключение. Предлагаемый способ по сравнению с .известными позволит: повысить информативность и одно- значность вы влени негерметичности заколонного пространства в услови х нарушенного теплового пол в неперфорированной скважине; по направлению перетока судить о соотношении давлений в пластах-, исключить затраты средств и времени на подготовительные работы, св занные с пуском скважины в эксплуатацию производить своевременный контроль качества изол ционных работ в скважине. Предлагаемый способ особенно эффективен на месторождени х, разрабатываемых с поддержанием пластового давлени путем заводнени .The invention relates to geophysical methods for well testing and can be applied in monitoring the development of oil fields. There is a known method of detecting the pinch movement of cits in a well by the method of an artificial heat field, which consists in changing the heat floor of a well and observing the pattern of dissolution of the artificial heat field after the thermal effect cuts off. The disadvantage of this method is the need for heat effect, which is connected in many ways cases with expensive and time-consuming operations for lifting the production equipment, washing the wellbore, etc. The closest to the technical essence of the invention is a method for determining the leakage of the annular well space, including lowering the thermometer into the well and recording the temperature distribution over the well section twice in two different reservoir operation modes and then comparing the obtained thermograms. This is due to changes in bottomhole pressure, so the method cannot be used in a non-perforated well. The aim of the invention is to ensure unambiguity in the leakage of the annular space in a non-perforated well. This goal is achieved by the fact that according to the method of determining the leakage of the annular space of the well, including the descent of the thermometer into the well and twice recording the temperature distribution over the well section during two modes of formation, followed by comparison of the obtained thermograms, the pressure ratio between The layers of the studied interval and the temperature change in this interval determine the presence of flow. At the same time, the pressure ratio between the layers is changed by changing the injection mode in the neighboring injection well. The proposed method is based on the fact that a change in the ratio of pressures between the layers leads to a change in the temperature of the fluid flowing in the annular space due to throttling of convective heat transfer and heat transfer to the environment. The proposed method is carried out as follows. The thermogram is recorded in an idle well, the pressure ratios between the layers of the studied interval are changed, for example, by changing the pressure in one of the layers. Next, the temperature distribution in the well is re-recorded and the intervals of leakage in the annular space are determined by comparing the two thermograms. FIG. Figures 1 and 2 present the results of the practical implementation of the proposed method (the first column is the electric logging curve, the second is the cavernogram, and the third thermogram). The implementation of the method was carried out in the following order (Fig. 1). At the initial pressure in the well, a highly sensitive thermometer was lowered into the well and the first thermogram was recorded along its axis (curve 1). The reservoir pressure was then increased in the range of 1316.4 - 1319.6 m by changing the injection mode in the adjacent injection well. After that, the temperature curve along the wellbore was re-recorded (curve 2). By comparing the thermograms, they made an unambiguous conclusion about the presence of annular fluid flow in the range of 1318-1357.2 m. Thus, as a result of the reaization of the method, it was possible to unambiguously determine the presence of leakage in the annular space without causing inflow of fluid from the well. Actually, on curve 1, the temperature distribution in the indicated interval is different from the geothermal one in this case and it is impossible to make an unambiguous conclusion about the causes of temperature anomalies in this interval, since deviations from geotherm 3 here can be associated with heat in the cement. The proposed method allows to eliminate this ambiguity. On the repeated thermogram recorded after increasing the reservoir pressure in the aquifer to 1,316.4-1319.6 m, a change (increase) in temperature is noted. This increase is associated with a change in the ratio of pressure between the layers. The change in temperature over the entire marked interval is explained by convective heat transfer, by the flow of liquid flowing past the column. The order of implementation of the method of FIG. 2 is the same as in the previous well. The conditions prior to measurement are similar. To determine the cause of the well flooding, the following method was implemented. Studies were carried out in an idle well. The distribution of temperature curve 1 is different from the geothermal one. To determine the nature of the temperature anomalies, the injection into the reservoir was increased to 1,354.4–1362.8 m, after which a repeated thermogram was recorded. 2. He compared the temperature curves 1 and 2 and concluded that there was no backflow in the well. Consequently, the cause of flooding is perforated formations, and temperature anomalies are associated with heat removal in cement. Subsequently, well testing confirmed this conclusion. In comparison with the known, the proposed method will allow: to increase the information content and unambiguity of the detection of leakage in the annular space under conditions of a disturbed thermal floor in a non-perforated well; in the direction of overflow, judge the ratio of pressures in the reservoirs; eliminate the costs and time spent on preparatory work associated with commissioning the well; make timely monitoring of the quality of the insulation works in the well. The proposed method is particularly effective in fields developed to maintain reservoir pressure by flooding.
Каверн о . TeptiozpoMfta Cavern about TeptiozpoMfta
i -КС--ПС Л ; levSf i -KS - PS L; levSf
2О 22.11227.2322А 0 25 50 Они грамма I 25.5 812O 22.11227.2322A 0 25 50 They are grams I 25.5 81
-КС --/7С -KS - / 7C
Каберногра 27.05.8f 2р ° 30смKabernogra 27.05.8f 2p ° 30cm
TepiiOZpaMfia 1506.81TepiiOZpaMfia 1506.81