WO2010062216A1 - Способ теплового каротажа скважин и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ теплового каротажа скважин и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- WO2010062216A1 WO2010062216A1 PCT/RU2009/000623 RU2009000623W WO2010062216A1 WO 2010062216 A1 WO2010062216 A1 WO 2010062216A1 RU 2009000623 W RU2009000623 W RU 2009000623W WO 2010062216 A1 WO2010062216 A1 WO 2010062216A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- temperature
- probe
- rocks
- thermal
- sensors
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 49
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 72
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 22
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 12
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V9/00—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00
- G01V9/005—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00 by thermal methods, e.g. after generation of heat by chemical reactions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
Definitions
- the invention relates to methods and devices for geophysical exploration of open-hole wells and may find application for determining the thermal properties of rocks.
- thermoelastic stresses in rocks are necessary for calculating thermoelastic stresses in rocks, as well as for mathematical modeling and optimization of oil and gas production processes, especially when using thermal methods for producing heavy (highly viscous) oils.
- the thermal properties of rocks are usually determined in laboratory conditions on core samples of rocks.
- the technique of such measurements is quite well developed, the thermal properties of the core are measured in the laboratory with fairly high accuracy, however, the values measured on core samples can significantly differ from the thermal properties of rocks ip-sit.
- core cracking during drilling and subsequent storage the difference between reservoir P / T conditions from laboratory ones, in addition, in laboratory conditions it is difficult to reproduce rock saturation with reservoir fluids. It is quite obvious that, along with laboratory methods for studying the thermal properties of rocks, it is necessary to be able to determine their thermal properties ip-siti, however, to date, there are no methods and logging tools that would have sufficiently high accuracy, reliability, acceptable measurement time and could used in the field.
- the disadvantages of this method include the strong dependence of the temperature measured in the well on the radius of the well, the movement of fluid in the wellbore and the position of the temperature sensor in the well. Due to the complexity of the quantitative interpretation of temperature recovery curves, this method has not yet been implemented in practice.
- the disadvantages of this method include the long duration of measurements (12 hours or more), necessary to determine the thermal conductivity of the rocks at a given depth, the effect on the measurement results of free thermal convection of the borehole fluid, which is caused by the heating of the source during the measurements, as well as the need to supply significant energy to the source.
- Modifications of the linear source method are known that use a relatively small heater that is pressed against the borehole wall and is isolated from the borehole fluid by a material having low thermal conductivity (Kiuhashi H., Okumura K., Sakaguchi K., update Matsuki K., 2000. Developed method of measurement metod for thermothermus rorortes (7)f reserver roxks in situ bu well loggpg, Rössedipgs World Geothermal 2000, Kuushu-Tokuu, Jarap, Mau 28) 10 Jun.
- This method allows to reduce the measurement time, however, it requires that the walls of the well be sufficiently smooth, in addition, the measuring device is quite complex and has movable elements.
- U.S. Patent No. 3,892,128 describes a method for heat logging wells using a moving logging tool.
- a heater that increases the temperature of the borehole fluid
- a temperature sensor that measures the temperature of the fluid in the annular gap between the probe and the borehole walls. This temperature depends on the magnitude of the heat flux between the fluid and the rock, which, in turn, depends on the thermal properties of the rock.
- the main disadvantage of this method is the very small depth of sounding - a small thickness of the rock layer, the thermal properties of which affect the measurement results, the need for supply to the probe significant power, as well as a strong dependence of the measurement results on the radius of the well.
- the technical result of the present invention is to reduce the measurement time, the absence of movable elements in the probe, minimizing the effect on the measurement results of the well fluid condition caused by the measurement process, the ability to simultaneously measure the thermal properties of rocks at 3-5 points in the depth range of several meters
- the probe is moved along the well with a speed of at least an average logging speed to provide the necessary temperature difference between the probe temperature and the formation temperature at the depth where the probe is located.
- a temperature difference of about IK is required. If more sensitive sensors are used, the required temperature difference and the distance the probe should travel before taking measurements can be reduced.
- the device for thermal logging of wells is made in the form of a movable cylindrical probe containing at least four circular sectors made of highly heat-conducting material and thermally insulated from each other, in each of which a temperature sensor is installed.
- the probe may contain several thermally insulated measuring sections located along its height, which will simultaneously obtain data on thermal properties for several layers of rocks.
- FIG. 1 shows a diagram of a probe and its location in a well during measurements
- FIG. 2 shows the temperature change of the probe as it moves down the well
- FIG. 3 shows the results of numerical modeling temperature recovery curves for sectors with maximum and minimum rates of temperature change
- FIG. 4 - change in the dimensionless parameter T d with time.
- identical sensitive temperature sensors 4-7 are implanted into the metal circular sectors of probe 1 (the number of sectors is at least 4), which must be thermally insulated from each other, for example, by means of the probe frame 8.
- probe 1 Before moving, probe 1 is located on the surface outside the well or, for repeated measurements, is held in the well at a distance of at least 100 m from the horizon at which the thermal properties of the rocks should be measured for a time sufficient to equalize the readings of all temperature sensors probe, that is, so that all temperature sensors 4-7 of the probe 1 recorded the same temperature.
- the probe is moved to a predetermined depth at a speed of not less than the average logging speed (0.3 m / s) to ensure a sufficient temperature difference ( ⁇ 1 K) between the probe temperature and the temperature of formation 3 at the depth where the probe is located.
- ⁇ 1 K the average logging speed
- the probe is stopped and temperature recovery curves are recorded by all the sensors 4-7 located in the circular sectors of the probe 1.
- the probe 1 touches the walls of the well mainly by one of the sectors, and between the opposite sector and the rock is the most a thick layer of downhole fluid 2 (Fig. l).
- the dimensionless parameter Tj is used - the ratio of the temperature difference (modulus of difference T 1 - T 2 ) between these opposite sectors with maximum and minimum rates of temperature change to temperature change of sensor 6 (difference modulus T 2 - To), which has a minimum rate of temperature change, from the moment the probe stops, where T0 is the temperature of the sensors in the probe stop motent.
- This parameter T d substantially depends on the properties of the rocks and is proposed for the quantitative determination of TC of rocks as a result of numerical simulation or as a result of comparison with standard experiments.
- the thermal properties of the rocks at another horizon can be measured. To do this, move probe 1 in the well to a horizon at least 100 m from the horizon, where the thermal properties of the rocks should be measured, and the probe should be fixed on this horizon for a time sufficient to ensure that all temperature sensors the probe recorded the same temperature.
- the required speed of the probe and the amount of movement depend on the sensitivity of the temperature sensors. The above parameters are sufficient when using temperature sensors with a sensitivity of about 0.001 K. When using more sensitive sensors, the necessary temperature difference can be reduced.
- the probe may contain several thermally insulated measuring sections 0.5-0.7 m long each, which will allow simultaneously obtain data on thermal properties for several rock layers.
- the initial temperature difference T f -T 0 between the probe (T 0 ) and the rock mass (T f ), the thermal properties of which are measured, is ensured by the existence of a geothermal gradient and the probe is moved down the well (up or down) to the specified depth before measurement.
- T f -T 0 The initial temperature difference between the probe (T 0 ) and the rock mass (T f ), the thermal properties of which are measured, is ensured by the existence of a geothermal gradient and the probe is moved down the well (up or down) to the specified depth before measurement.
- r t is the radius of the probe, / v radius of the well, ⁇ m is the thermal conductivity of the well fluid, Nu is the Nusselt number characterizing the heat transfer between the probe and the liquid located in the annular gap between the probe and the walls of the well.
- the value of AT 0 is 1 ⁇ 2 K.
- FIG. 2 corresponds to the temperature of the massif, and line 3 to the temperature of the descent probe 1.
- Curves 1 and 2 correspond to the temperature of the sector with sensor 4 at a thermal conductivity of rocks of 3.5 V / m / K and 2.5 V / m / K, respectively, and curve 3 corresponds to the temperature of the sector with sensor 6, which is practically independent of the thermal properties of the rocks during considered 20 minutes
- curves 1 show the change over time of the dimensionless parameter
- T - T d t - T ' which can be used to determine the thermal properties of rocks. It can be seen from the figure that during the first 20 minutes, a 30% change in the thermal conductivity of the rocks corresponds to approximately a 30% change in T ⁇ . Curves 2 in FIG. 4 correspond to a probe rotated 30 ° in relative to the symmetric touch of the section with the sensor 4 of the probe (Fig.l) of the borehole walls. It can be seen from the figure that the absolute value of the parameter T d in this case is somewhat lower, however, a -30% change in T d with a change in the thermal conductivity of the rocks is preserved.
- Curves 3 were obtained with a symmetrical arrangement of the probe, but in the presence of a 3 mm layer of clay along the walls of the well. Unlike the “clean” walls of the well, the influence of the thermal properties of the rocks is initially small and increases over ⁇ 10 min, but in the range of 10–20 min it exceeds 30%.
- the thick curves in FIG. 4 correspond to the thermal conductivity of the rock 3.5 W / m / K, thin - 2.5 W / m / K.
- the proposed method and device for thermal logging has the following advantages: it is not required to supply significant energy to the measuring probe; the effect of thermal convection of the well fluid caused by the measurement of thermal properties is absent or minimal; the duration of measurements at a given depth is relatively small (10-40 min); in one measurement, information can be obtained for several layers of rocks in the depth interval 3-5 m.
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам и устройствам для геофизических исследований необсаженных скважин и предназначено для определения тепловых свойств горных пород. В необсаженной скважине размещают цилиндрический зонд, снабженный датчиками температуры, каждый из которых расположен в одном из круговых секторов зонда, выполненных из высокотеплопроводного материала и теплоизолированных друг от друга. Осуществляют регистрацию температуры зонда датчиками, после выравнивания показаний всех датчиков температуры осуществляют перемещение зонда по стволу скважины до заданной глубины. Останавливают зонд и регистрируют кривые восстановления температуры для каждого сектора в течение 10-40 минут. По скорости изменения температуры выявляют кривые восстановления температуры, соответствующие сектору с максимальной скоростью изменения температуры, и противоположному ему сектору с минимальной скоростью изменения температуры. О тепловых свойствах горных пород судят по величине отношения разности температур между указанными противоположными секторами к изменению температуры датчика, имеющего минимальную скорость изменения температуры, с момента остановки зонда.
Description
СПОСОБ ТЕПЛОВОГО КАРОТАЖА СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ
ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Изобретение относится к способам и устройствам для геофизических исследований необсаженных скважин и может найти применение для определения тепловых свойств горных пород.
Данные о тепловых свойствах горных пород (теплопроводности, температуропроводности и теплоемкости) необходимы для расчета термоупругих напряжений в горных породах, а также для математического моделирования и оптимизации процессов добычи нефти и газа, особенно при использовании термических методов добычи тяжелых (высоковязких) нефтей.
Тепловые свойства горных пород обычно определяют в лабораторных условиях на образцах керна пород. Техника таких измерений достаточно хорошо отработана, тепловые свойства керна измеряются в лаборатории с достаточно высокой точностью, однако измеренные на образцах керна значения могут существенно отличаться от тепловых свойств горных пород iп-sitи. Можно указать несколько причин отличия этих значений: растрескивание керна в процессе бурения и последующего хранения, отличие пластовых Р/Т условий от лабораторных, кроме того, в лабораторных условиях сложно воспроизвести насыщение пород пластовыми флюидами. Вполне очевидно, что наряду с лабораторными методами изучения тепловых свойств горных пород надо иметь возможность определять их тепловые свойства iп-sitи, однако до настоящего времени не существует методов и каротажных приборов, которые имели бы достаточно высокую точность, надежность, приемлемое время измерения и могли бы использоваться в полевых условиях.
К настоящему времени предложен ряд методов определения тепловых свойств горных пород iп-sitи с использованием теплового каротажа. Так, в работе Дахнов В. H., Дьяконов Д. И.. Термические исследования скважин. Москва, 1952, 251 с, для этой цели предложено использовать тепловое возмущение пород, вызванное бурением или циркуляцией бурового раствора в скважине. После прекращения циркуляции температура пород (и измеренная в скважине температура) возвращается к своим первоначальным значениям. Скорость восстановления температуры на каждой глубине зависит от тепловых свойств пород, залегающих на этой глубине, и обработка кривых восстановления температуры может быть использована для определения тепловых свойств пород. К недостаткам этого способа следует отнести сильную зависимость измеренной в скважине температуры от радиуса скважины, движения жидкости в стволе скважины и положения датчика температуры в скважине. Из-за сложности количественной интерпретации кривых восстановления температуры этот способ до настоящего времени не был реализован на практике.
Большинство описанных в литературе способов определения тепловых свойств пород iп-sitи базируются на методе линейного источника. В случае протяженного (длина источника в 20-30 раз превышает радиус скважины) источника с постоянной мощностью тепловыделения скорость увеличения температуры источника обратно пропорциональна теплопроводности окружающих пород (см., например, Нuепgеs, E., Вurhаrdt, H., апd Еrbаs, К., Тhеrmаl сопduсtivitу рrоfilе оf thе KTB рilоt соrеhоlе. Sсiепtifiс Drilliпg, 1, 1990, 224-230). К недостаткам этого способа следует отнести большую продолжительность измерений (12 часов и более), необходимую для определения теплопроводности пород на заданной
глубине, влияние на результаты измерений свободной тепловой конвекции скважинного флюида, которая вызывается нагревом источника во время измерений, а также необходимость подвода к источнику значительной энергии.
Известны модификации метода линейного источника, использующие относительно небольшой нагреватель, который прижимается к стенке скважины и изолируется от скважинного флюида материалом, имеющим малую теплопроводность (Кiуоhаshi H., Оkumurа К., Sаkаguсhi К., апd Маtsuki К., 2000. Dеvеlорmепt оf dirесt mеаsurеmепt mеthоd fоr thеrmорhуsiсаl рrореrtiеs оf rеsеrvоir rосks iп situ bу wеll lоggiпg, Рrосееdiпgs Wоrld Gеоthеrmаl Сопgrеss 2000, Куushu-Тоhоku, Jарап, Мау 28 - Juпе 10, 2000).
Этот способ позволяет уменьшить время измерений, однако он требует, чтобы стенки скважины были достаточно гладкие, кроме того, измерительный прибор достаточно сложен и имеет подвижные элементы.
В патенте США No 3892128 описан способ теплового каротажа скважин с помощью подвижного каротажного прибора. В передней (по ходу движения) части цилиндрического зонда находится нагреватель, который увеличивает температуру скважинного флюида, а в задней части зонда - датчик температуры, измеряющий температуру флюида в кольцевом зазоре между зондом и стенками скважины. Эта температура зависит от величины теплового потока между флюидом и горной породой, который, в свою очередь, зависит от тепловых свойств породы. Основным недостатком этого способа является очень маленькая глубина зондирования - малая толщина слоя пород, тепловые свойства которых влияют на результаты измерений, необходимость подвода к зонду
значительной мощности, а также сильная зависимость результатов измерений от радиуса скважины.
Техническим результатом настоящего изобретения является сокращение времени измерения, отсутствие в зонде подвижных элементов, минимизация влияния на результаты измерений конвеции скважинного флиида, вызванной процессом измерения, возможность одновременного измерения тепловых свойств пород в 3-5 точках в интервале глубин протяженностью несколько метров
Этот технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом теплового каротажа скважин в необсаженной скважине размещают цилиндрический зонд, снабженный датчиками температуры, каждый из которых расположен в одном из круговых секторов зонда, выполненных из высокотеплопроводного материала и теплоизолированных друг от друга, осуществляют регистрацию температуры зонда датчиками, после выравнивания показаний всех датчиков температуры осуществляют перемещение зонда по стволу скважины до заданной глубины, останавливают зонд и регистрируют кривые восстановления температуры для каждого сектора в течение 10-40 минут, по скорости изменения температуры выявляют кривые восстановления температуры, соответствующие сектору с максимальной скоростью изменения температуры, и противоположному ему сектору с минимальной скоростью изменения температуры, и судят о тепловых свойствах горных пород по величине отношения разности температур между указанными противоположными секторами к изменению температуры датчика, имеющего минимальную скорость изменения температуры, с момента остановки зонда.
Для проведения последующих измерений на другом горизонте зонд предварительно выдерживают в скважине на расстоянии не менее 100 м от горизонта, на котором должны быть измерены тепловые свойства горных пород, в течение времени, достаточного для выравнивания показаний всех датчиков температуры зонда.
Перемещение зонда вдоль скважины осуществляют со скоростью не менее средней скорости каротажа для обеспечения необходимой разности температур между температурой зонда и температурой формации на той глубине, где находится зонд. При использовании доступных в настоящее время датчиков температуры, имеющих чувствительность около 0.001 К необходима разность температур около IK. При использовании более чувствительных датчиков необходимая разность температур и расстояние, на которое должен перемещаться зонд до проведения измерений, могут быть уменьшены.
Технический результат достигается также тем, что устройство для теплового каротажа скважин выполнено в виде подвижного цилиндрического зонда, содержащего не менее четырех круговых секторов, выполненных из высокотеплопроводного материала и теплоизолированных друг от друга, в каждом из которых установлен датчик температуры,.
Зонд может содержать несколько теплоизолированных измерительных секций, расположенных по его высоте, что позволит одновременно получить данные по тепловым свойства для нескольких слоев горных пород.
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг.l показана схема зонда и его расположение в скважине во время проведения измерений, на Фиг. 2 показано изменение температуры зонда при его движении по скважине вниз, на Фиг. 3 приведены результаты численного
моделирования кривых восстановления температуры для секторов с максимальной и минимальной скоростями изменения температуры, а на Фиг. 4 - изменение безразмерного параметра Td со временем.
Как показано на Фиг.l, идентичные чувствительные датчики температуры 4-7 имплантируют в металлические круговые сектора зонда 1 (количество секторов не менее 4), которые должны быть теплоизолированы друг от друга, например, посредством каркаса 8 зонда. До начала перемещения зонд 1 находится на поверхности вне скважины или, для осуществления повторных измерений, выдерживается в скважине на расстоянии не менее 100 м от горизонта, на котором должны быть измерены тепловые свойства горных пород, в течение времени, достаточного для выравнивания показаний всех датчиков температуры зонда, то есть для того, чтобы все датчики температуры 4-7 зонда 1 регистрировали одинаковую температуру. Зонд перемещают на заданную глубину со скоростью не менее средней скорости каротажа (0,3 м/сек) для обеспечения достаточной для проведения измерений (~1 К) разности температур между температурой зонда и температурой формации 3 на той глубине, где находится зонд. При достижении заданной глубины зонд останавливают и в течение 10-40 минут регистрируют кривые восстановления температуры всеми датчиками 4-7, расположенными в круговых секторах зонда 1. В скважине зонд 1 касается стенок скважины преимущественно одним из секторов, а между противоположным сектором и породой находится наиболее толстый слой скважинного флюида 2 (Фиг. l). По скорости изменения температуры выделяют кривые восстановления температуры, соответствующие сектору, касающемуся стенок скважины и содержащему датчик 4, с максимальной скоростью изменения температуры, и противоположному сектору, находящемуся на
наибольшем расстоянии от стенок скважины и содержащему датчик 6, с минимальной скоростью изменения температуры. Для определения тепловых свойств горных пород используют безразмерный параметр Tj - отношение разности температур (модуль разности T1- T2) между указанными противоположными секторами с максимальной и минимальной скоростями изменения температуры к изменению температуры датчика 6 (модуль разности T2- То), имеющего минимальную скорость изменения температуры, с момента остановки зонда, где То — температура датчиков в мотент остановки зонда. Данный параметр Td существенно зависит от свойств пород и предлагается для количественного определения TC пород в результате численного моделирования или в результате сравнения с эталонными экспериментами.
После проведения измерений на заданной глубине может быть проведено измерение тепловых свойств пород на другом горизонте. Для этого надо переместить зонд 1 в скважине на горизонт, находящийся на расстояние не менее 100 м от горизонта , где должны быть измерены тепловые свойства пород, и зонд должен быть зафиксирован на этом горизонте в течение времени, достаточного для того, что бы все датчики температуры зонда регистрировали одинаковую температуру. Необходимая скорость перемещения зонда и величина перемещения зависят от чувствительности датчиков температуры. Приведенные выше параметры достаточны при использовании датчиков температуры с чувствительностью около 0.001 К. При использовании более чувствительных датчиков необходимая разность температур велеичина перемещения могут быть уменьшены.
Зонд может содержать несколько теплоизолированных измерительных секций длинной 0.5-0.7 м каждая, что позволит
одновременно получить данные по тепловым свойствам для нескольких слоев горных пород.
Первоначальная разность температур Tf -T0 между зондом (T0) и горным массивом (Tf), тепловые свойства которого измеряются, обеспечивается существованием геотермического градиента и тем, что перед измерением зонд перемещают по скважине (вверх или вниз) до заданной глубины. При тепловом каротаже в соответствии с предлагаемым способом используется тот факт, что все скважины имеют наклон и остановленный на заданной глубине зонд одним из секторов (с датчиком 4) должен касаться стенки скважины, при этом противоположный сектор (с датчиком 6) находится на наибольшем расстоянии от стенок скважины. Поскольку пространство между зондом и стенками скважины заполнено скважинным флюидом, теплопроводность которого обычно в 2-3 раза меньше теплопроводности пород, легко выделить эти сектора, так как температура первого (Ti) изменяется с наибольшей скоростью, а температура последнего (T2) — с наименьшей.
Для определения тепловых свойств пород предлагается использовать первые 10-40 минут после остановки зонда, так как в течении этого времени температура T2 датчика 6, который отделен от стенок скважины слоем флюида 2, практически не зависит от тепловых свойств пород.
Во время движения зонда вдоль скважины разность ΔГ0 между температурой поверхности зонда 1 и температурой пород, на той глубине, где находится зонд достигает величины (Фиг. 2):
AT0 * Г V τ ,
где V - скрость движения зонда, Г - геотермический градиент, τ _ ит_ι — 7_v_><: — и. } pтC/ _ объемная теплоемкость материала, из которого
изготовлен зонд, rт - радиус зонда, /vрадиус скважины, λm - теплопроводность скважинного флюида, Nu - число Нуссельта, характеризующее теплопередачу между зондом и жидкостью, находящейся в кольцевом зазоре между зондом и стенками скважины. Для типичных параметров задачи (V-0.3 м/с, Δy>50 м) величина AT0 составляет 1÷2 К.
После остановки зонда на заданной глубине значения температуры, измеренные во всех секторах, начинают приближаться к температуре пород на той глубине, где находится зонд. Линия 2 на Фиг. 2 соответствует температуре горного массива, а линия 3 - температуре спускаемого зонда 1. На Фиг. 3 приведены результаты расчета, полученные при следующих параметрах задачи: rf=0.08 м, rw=0.1 м, λf=2.5 В/м/К оr λf=3.5 В/м/К, λm=0.6 В/м/К,
К. Кривые 1 и 2 соответствуют температуре сектора с датчиком 4 при теплопроводности пород 3.5 В/м/К и 2.5 В/м/К соответственно, а кривая 3 соответствует температуре сектора с датчиком 6, которая практически не зависит от тепловых свойств пород в течение рассматриваемых 20 мин.
На Фиг. 4 кривыми 1 приведено изменение со временем безразмерно параметра
T - T d т - Т ' который может быть использован для определения тепловых свойств пород. Из рисунка видно, что в течение первых 20 мин 30% изменению теплопроводности пород соответствует приблизительно 30% изменение Т^. Кривые 2 на Фиг. 4 соответствуют зонду, повернутому на 30 ° по
отношению к симметричному касанию секции с датчиком 4 зонда (Фиг.l) стенок скважины. Из рисунка видно, что абсолютная величина параметра Td в этом случае оказывается несколько ниже, однако -30% изменение Td при изменении теплопроводности пород сохраняется. Кривые 3 были получены при симметричном расположении зонда, но при наличии 3 мм слоя глины по стенкам скважины. В отличие от ' чистых ' стенок скважины влияние тепловых свойств пород вначале невелико и увеличивается в течение ~10 мин, но в интервале 10-20 мин оно превышает 30 %. Толстые кривые на Фиг. 4 соответствуют теплопроводности породы 3,5 Вт/м/К, тонкие - 2,5 Вт/м/К.
Предлагаемые способ и устройство теплового каротажа имеет следующие преимущества: не требуется подвода значительной энергии к измерительному зонду; влияние тепловой конвекции скважинного флюида, вызванной измерением тепловых свойств, отсутствует или минимально; продолжительность измерений на заданной глубине относительно невелика (10-40 мин); за одно измерение можно получить информацию для нескольких слоев горных пород в интервале глубин 3-5 м.
Claims
1. Способ теплового каротажа скважин, включающий размещение в необсаженной скважине цилиндрического зонда, снабженного датчиками температуры, и последующее его перемещение по стволу скважины, отличающийся тем, что каждый из датчиков расположен в одном из круговых секторов зонда, выполненных из высокотеплопроводного материала и теплоизолированных друг от друга, перед перемещением зонда осуществляют регистрацию его температуры указанными датчиками температуры, перемещение зонда по стволу скважины до заданной глубины осуществляют после выравнивания показаний всех датчиков температуры, останавливают зонд и регистрируют кривые восстановления температуры для каждого сектора в течение 10-40 минут, по скорости изменения температуры выявляют кривые восстановления температуры, соответствующие сектору с максимальной скоростью изменения температуры, и противоположному ему сектору с минимальной скоростью изменения температуры, и судят о тепловых свойствах горных пород по величине отношения разности температур между указанными противоположными секторами к изменению температуры датчика, имеющего минимальную скорость изменения температуры, с момента остановки зонда до окончания регистрации кривых восстановления температуры.
2. Способ теплового каротажа скважин по п.l, отличающийся тем, что при использовании датчиков температуры с чувствительностью около 0.001 К для проведения последующих измерений на другом горизонте зонд предварительно выдерживают в скважине на расстоянии не менее 100 м от горизонта, на котором должны быть измерены тепловые свойства горных пород, в течение времени, достаточного для выравнивания показаний всех датчиков температуры зонда.
3. Способ теплового каротажа скважин по п.l, отличающийся тем, что при использовании датчиков температуры с чувствительностью около 0.001 К перемещение зонда вдоль скважины осуществляют со скоростью, достаточной для обеспечения разности температур между зондом и формацией около IK.
4. Устройство для теплового каротажа скважин, выполненное в виде подвижного цилиндрического зонда, и снабженное датчиками температуры, отличающееся тем, что зонд содержит не менее четырех круговых секторов, выполненных из высокотеплопроводного материала и теплоизолированных друг от друга, в каждом из которых установлен датчик температуры.
5. Устройство для теплового каротажа скважин по п.4, отличающееся тем, что зонд содержит несколько теплоизолированных измерительных секций, расположенных по его высоте, каждая из которых содержит круговые сектора, изготовленные из высокотеплопроводного материала, с датчиками температуры.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008147032 | 2008-11-28 | ||
| RU2008147032/03A RU2386028C1 (ru) | 2008-11-28 | 2008-11-28 | Способ теплового каротажа скважин и устройство для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2010062216A1 true WO2010062216A1 (ru) | 2010-06-03 |
Family
ID=42225899
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2009/000623 WO2010062216A1 (ru) | 2008-11-28 | 2009-11-16 | Способ теплового каротажа скважин и устройство для его осуществления |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2386028C1 (ru) |
| WO (1) | WO2010062216A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107767612A (zh) * | 2016-08-22 | 2018-03-06 | 波音公司 | 用于飞行器发动机的热事件指示器 |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2678174C1 (ru) * | 2018-03-12 | 2019-01-23 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук | Способ температурного мониторинга в водонаполненных скважинах |
| RU2701261C1 (ru) * | 2019-03-04 | 2019-09-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук | Способ температурного мониторинга в водонаполненных скважинах |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3892128A (en) * | 1972-07-17 | 1975-07-01 | Texaco Inc | Methods for thermal well logging |
| SU741222A1 (ru) * | 1976-02-10 | 1980-06-15 | Научно-Производственное Объединение "Геофизика" | Скважинный снар д дл термокаротажа |
| SU1437492A1 (ru) * | 1986-09-08 | 1988-11-15 | Московский Геологоразведочный Институт Им.Серго Орджоникидзе | Устройство дл теплового каротажа |
| RU2190209C1 (ru) * | 2001-07-10 | 2002-09-27 | Гуров Петр Николаевич | Устройство для измерения теплопроводности и объемной теплоемкости пластов в скважине |
-
2008
- 2008-11-28 RU RU2008147032/03A patent/RU2386028C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-11-16 WO PCT/RU2009/000623 patent/WO2010062216A1/ru active Application Filing
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3892128A (en) * | 1972-07-17 | 1975-07-01 | Texaco Inc | Methods for thermal well logging |
| SU741222A1 (ru) * | 1976-02-10 | 1980-06-15 | Научно-Производственное Объединение "Геофизика" | Скважинный снар д дл термокаротажа |
| SU1437492A1 (ru) * | 1986-09-08 | 1988-11-15 | Московский Геологоразведочный Институт Им.Серго Орджоникидзе | Устройство дл теплового каротажа |
| RU2190209C1 (ru) * | 2001-07-10 | 2002-09-27 | Гуров Петр Николаевич | Устройство для измерения теплопроводности и объемной теплоемкости пластов в скважине |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107767612A (zh) * | 2016-08-22 | 2018-03-06 | 波音公司 | 用于飞行器发动机的热事件指示器 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2386028C1 (ru) | 2010-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107842361B (zh) | 原始地层温度、空井筒静态温度、环空静态温度以及环空动态温度的测量方法 | |
| Sellwood et al. | An in-well heat-tracer-test method for evaluating borehole flow conditions | |
| GB2382601A (en) | Method of estimating a static formation temperature | |
| WO2021232924A1 (zh) | 一种考虑温度效应的深层-超深层岩石力学参数预测方法 | |
| Dao et al. | Anisotropic thermal conductivity of natural Boom Clay | |
| Miller et al. | Petrophysics in tight gas reservoirs—key challenges still remain | |
| US10358919B2 (en) | Reservoir fluid geodynamics system and method | |
| Radioti et al. | Heterogeneous bedrock investigation for a closed-loop geothermal system: A case study | |
| RU2580547C1 (ru) | Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине | |
| Schumacher et al. | A new method for correcting temperature log profiles in low-enthalpy plays | |
| CN111386383B (zh) | 一种用于确定井下流体的热响应的工具 | |
| RU2386028C1 (ru) | Способ теплового каротажа скважин и устройство для его осуществления | |
| Popov et al. | Thermal properties of formations from core analysis: evolution in measurement methods, equipment, and experimental data in relation to thermal EOR | |
| Massiot et al. | Discussion between a reservoir engineer and a geologist: permeability identification from completion test data and borehole image logs integration | |
| Scheck-Wenderoth et al. | How warm are passive continental margins? A 3-D lithosphere-scale study from the Norwegian margin | |
| RU2143064C1 (ru) | Способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей | |
| US20170067810A1 (en) | Interfacial tension determination | |
| RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
| Radioti et al. | Fiber-optic Temperature Profiles Analysis for Closed-loop Geothermal Systems-A Case Study | |
| Jugastreanu et al. | Thermal properties of oil and gas reservoires rocks modeling | |
| Jiang et al. | Transient Temperature Impact on Deep Reservoir Fracturing | |
| WO2021046419A1 (en) | Systems and methods for saturation logging of hydrocarbon wells | |
| Yang et al. | Interpretation of formation permeability and pressure responses from wireline formation testing with consideration of interlayers | |
| RU2406081C2 (ru) | Скважинный зонд для измерения тепловых свойств горных пород и плотности геотермальных тепловых потоков | |
| RU2334100C2 (ru) | Способ теплового каротажа скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 09829390 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 09829390 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |