Устройство для измерения теплопроводности и объемной теплоемкости пластов в скважине

 

Устройство позволяет метрологически обоснованно определять тепловые свойства пластов пород толщиной менее 5 см на интервалах глубин до 10 и более метров в обсаженных и необсаженных скважинах, заполненных жидкостью. Сущность: устройство состоит из трех теплоизолированных на торцах нагревателей, что позволяет фокусировать тепловые потоки и измерять тепловые свойства пород на тепловых электродах высотой в несколько сантиметров, выполненных из теплоизолированных между собой колец известной теплопроводности с датчиками температуры на их цилиндрических поверхностях. Глубинность измерений до 0,7 м, время измерения на интервале глубин 10 ч. Изобретение может использоваться для выделения и изучения продуктивных нефтегазовых горизонтов, корреляции разрезов скважин, определения элементов залегания пластов, выделения зон затрубной циркуляции и др. Технический результат: увеличение интервала измерений, повышение точности и разрешающей способности. 5 з.п.ф-лы, 12 ил., 4 табл.

Изобретение относится к области непосредственного высокоточного измерения теплопроводности и объемной теплоемкости с высоким разрешением по толщине пластов пород в обсаженных и необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и может быть использовано при решении широкого спектра задач, связанных с изучением разреза скважин и добычей полезных ископаемых.

Тепловые свойства пород несут в себе важную информацию о структуре и характере насыщения коллекторов нефти и газа, при выделении и изучении их в разрезе, являются исходными параметрами при тепловом воздействии на пласт с целью интенсификации добычи нефти, при оценке запасов тепловой энергии для целей геотермальной энергетики, в инженерной геологии при строительстве крупных сооружений и многих других отраслях. Корреляционная связь между теплопроводностью пород и скоростью сейсмических волн может явиться эффективным способом определения пластовых сейсмических скоростей. Тепловые свойства пород практически не зависят от минерализации пластового флюида и их возможно и даже предпочтительно изучать в обсаженных скважинах, где выбор существующих эффективных способов другими геофизическими методами ограничен, поэтому тепловые свойства являются уникальными среди других физических свойств пород. Например, теплопроводность (Вт/м•К) водо-нефте- и газонасыщенных пластов песчаника пористостью 20% соответственно равны 2,75; 1,36 и 0,88 - тогда как электрическое сопротивление этих пластов при высокой минерализации пластовой воды (удельное сопротивление 0,02 Ом•м) для каждого из них может варьировать в пределах менее 1 Ом•м. Удельное сопротивление чистых нефтегазоносных пород пропорционально удельному сопротивлению пластовой воды, насыщающей породу. Низкое сопротивление пластовой воды нивелирует сопротивление скелета пород и их минералого-петрографический состав, хотя при этом лучше характеризует поровое пространство пород и заметно снижает эту способность при высоких сопротивлениях пластовой воды.

Исследования тепловых свойств различных горных пород геологических разрезов нефтегазоносных месторождений [Б.А. Яковлев "Прогнозирование нефтегазоносности недр по данным геотермии". М., Недра, 1996] показывает, что теплопроводность и температуропроводность пород изменяется в широких пределах. В меньшей мере породы дифференцированы по теплоемкости.

Одним из факторов теплообмена в минеральном скелете породы является теплопроводность самих минералов, которая изменяется от 1,3 до 38,9 Вт/м•К. Наибольшей теплопроводностью обладают рудные минералы (пирит, сфалерит, гематит и другие), которые особо эффективно повышают суммарную теплопроводность пород. Высокую теплопроводность имеют акциссорные минералы (топаз, берилл и другие). Минеральный состав и акциссорные примеси пород влияют на их электрическое сопротивление, но в условиях нефтяной залежи эта важнейшая литологическая характеристика по своему влиянию играет второстепенную роль из-за низкого сопротивления пластовых вод. По теплопроводности породы различного минералого-петрографического состава отличаются друг от друга в 6-7 раз. Одни и те же по литологической характеристике осадочные породы могут различаться по тепловым свойствам в зависимости от принадлежности к тем или иным геологическим структурам. Значительное влияние на тепловые свойства пород оказывает их гранулометрический состав, так как размер зерен и их отсортированность определяют характер межзерновых тепловых контактов, что влияет на кондуктивную теплопроводность. Влияют также и насыщающие поры флюиды. Средние значения теплопроводности нефти и пластовой воды составляют соответственно 0,122 и 0,486. Водонефтяные эмульсии, содержащие от 10 до 40% пластовой воды, имеют теплопроводность от 0,114 до 0,217. В связи с существенным влиянием минералого-петрографического состава на тепловые свойства пород, зависимость их от нефтенасыщенности, пористости, плотности, скорости продольных волн необходимо также рассматривать для литологически однородных отложений. Теплопроводность осадочных, метаморфических и магматических пород варьирует от 0,58 до 7,60 Вт/м•К. Такая даже нечеткая градация позволяет разделить осадочные породы на классы, в пределах каждого из которых тепловые свойства меняются в 2-2,5 раза. Так, теплопроводность глинистых пород изменяется от 0,6 до 1, плотные терригенно-карбонатные породы с включением рудных минералов имеют теплопроводность от 3,5 до 7,2, а у остальных варьирует от 1 до 3,3. Такое разделение и определение границ вариаций теплопроводности пород уже достаточно, чтобы использовать эти данные для решения широкого круга нефтепромысловых задач. Некоторые авторы полагают, что в реальных скважинных условиях диапазон изменения теплопроводности осадочных пород может быть расширен, указывая, например, на необратимые процессы в керновых образцах, происходящие при снятии горного и пластового давления. В реальных условиях при нагревании насыщенных жидкостью пористых пород происходит не только перенос тепла, но и перенос массы - активизируются диффузионно-адсорбционные процессы, возникают тепловые волны. Моделировать и физически, и математически такие процессы при термодинамических условиях пласта крайне сложно. Ответ дадут только измерения в скважине с метрологически обоснованной точностью и высоким разрешением по толщине пластов. До настоящего времени не существует метрологически обоснованных измерений тепловых свойств пород отдельных пластов в скважине. Реально используемый для определения тепловых свойств пород в скважине способ измерения температур в процессе восстановления нарушенного теплового равновесия в скважине позволяет полуколичественно определить теплопроводность пачки пластов. Поэтому приведенные выше вариации теплопроводности осадочных пород определены по керну лабораторными способами, что неизбежно вносит погрешности, связанные с нарушением естественного состояния пород в процессе отбора, хранения и транспортировки керна.

Из двух методов исследования нефтяных скважин - электрический каротаж и измерения термометром, которые в начале 30-х годов фирма Шлюмберже проводила на Северном Кавказе, первый из них получил колоссальное развитие и применение благодаря разработке методов создания хорошо охарактеризованных в пространстве электрических полей при наличии серьезного мешающего фактора - минерализации пластовых вод, термометрия же скважин осталась практически на том же техническом уровне.

Известно устройство (патент США 4343181, НПК 73/154, 1982 г.), содержащее цилиндрический осесимметричный полый зонд длиной от 1,8 до 2,75 м, имеющий внутри тепловой источник постоянной мощности и датчик, измеряющий градиент температур между центром источника и верхней удаленной точкой цилиндра. Зонд находится неподвижно на интервале исследований, при этом нет физического контакта между зондом и стенкой скважины, а образующийся кольцевой зазор заполнен буровым раствором. После достижения теплового равновесия между зондом и буровым раствором включается тепловой источник и непрерывно измеряется градиент температур с поправкой на величину градиента при равновесном состоянии. Строится зависимость показаний градиента температур от времени наблюдения. Сравнение экспериментальной зависимости и совпадающей с ней теоретической кривой с известными величинами теплопроводности, объемной теплоемкости и величиной кольцевого зазора позволяет получить искомые данные. Наблюдаемая зависимость в первые несколько часов обусловлена в основном объемной теплоемкостью (4-6 часов) на больших временах наблюдения за теплопроводностью пород. Величина кольцевого зазора влияет на результаты измерений, поэтому кольцевой зазор минимизируется и обычно составляет порядка 5 мм. Недостатком способа являются неконтролируемые потери тепла через обсадную колонну на концах зонда и плохое разрешение по толщине пластов.

Известно устройство (патент Англии 2071319, МПК G 01 N 25/18, 1981 г.), состоящее из бесконечного линейного нагревателя на оси скважины, отношение длины к его диаметру превышает 20 и равно 2 метрам. Инвервал глубин нагревателя заполнен водой и изолирован надувными пакерами. В процессе нагревания воды и перемешивания ее в замкнутом объеме измеряется температура воды в центре интервала глубин. Зависимость измеряемой температуры от логарифма времени имеет линейный участок, угловой коэффициент которого обратно пропорционален теплопроводности. Автор патента указывает, что такая интерпретация результатов измерений возможна при использовании бесконечно длинного теплового источника и выполнении следующих условий: (1) отношение длины к диаметру источника превышает 20; (2) окружающие породы однородны и изотропны по теплопроводности; (3) предотвращаются конвективные потери тепла нагретой воды.

Недостатками предложенного устройства являются: Источником теплового поля на интервале измерений является не сам нагреватель, а нагретый столб воды, и условия бесконечной его длины должны выражаться в диаметрах скважины, при этом диаметр самого нагревателя не имеет принципиального значения.

Теплопередача от нагретого столба воды происходит не только конвективно (что действительно предотвращается пакерами), но и кондуктивно по обсадной колонне выше и ниже интервала измерений и по породам вне интервала измерений.

Качественное определение только теплопроводности пород.

Плохое разрешение по толщине пластов, составляющее более 2 метров.

Известно устройство, являющееся прототипом предлагаемого изобретения (АС 732515, МПК Е 21 В 47/06, 1980 г.). Устройство для определения теплофизических свойств горных пород в скважинах, заполненных жидкостью, содержащее цилиндрический медный измерительный корпус, линейный нагреватель, датчик температуры и центратор. Для исключения конвективного выноса тепла в скважину устройство снабжено установленными на торцах корпуса сплошными цилиндрами, выполненными из материала низкой теплопроводности (например, эбонита), причем длину цилиндров выбирают исходя из следующего условия: l≥0,5 l₀, где l - длина цилиндра, l₀ - длина линейного нагревателя.

Длина корпуса равна или больше 30 его диаметрам. По оси корпуса размещен с тепловым контактом линейный нагреватель. На поверхности центральной части корпуса расположен датчик температуры, показания которого по каротажному кабелю передаются на поверхность. К поверхности сплошных цилиндров крепятся плоские пружины, центрирующие зонд по оси скважины и обеспечивающие равномерный зазор между поверхностью зонда и стенкой скважины. Устройство работает следующим образом. Оно опускается с помощью кабеля в скважину до интервала глубин определения тепловых свойств пород. После установления постоянной температуры включается нагреватель и ведется наблюдение за изменением температуры датчика во времени при постоянной мощности нагревателя. Скорость изменения температуры датчика зависит (при прочих равных условиях) от теплофизических свойств массива. Интенсивность теплоотдачи от нагревателя в осевом направлении не должна превышать ее величины в радиальном направлении в течение всего времени измерения.

Недостатком устройства-прототипа является то, что корпус с размещенным в нем осесимметричным линейным нагревателем бесконечной длины (условия бесконечной длины определяются отношением длины корпуса к его диаметру равны или более 30) создает элементарные тепловые потоки через единицу кольцевой поверхности, стекающие радиально в окружающую источник среду только на какой-то длине центральной части корпуса. Эта часть нагревателя создает тепловой поток, затрачиваемый только на нагрев радиальной среды, и только с этой частью источника связан информационный тепловой поток. В однородной среде пород эти элементарные тепловые потоки одинаковы, параллельны и не создают градиентов температур по длине стальной колонны. По мере удаления от центральной части корпуса элементарные тепловые потоки постепенно меняют свое направление с радиального на вертикальное. Тепло этой части нагревателя ближе к концам корпуса больше передается стальной колонне вне инервалов измерения и меньше расходуется на нагрев пород на интервале корпуса. Чем больше вертикальная (осевая) составляющая в общем балансе теплопередачи корпуса, тем ниже точность определения тепловых свойств пород за колонной скважины, поэтому для работы устройства прототипа требуется, чтобы "интенсивность теплоотдачи от нагревателя в осевом направлении не должна превышать ее величины в радиальном направлении в течение всего времени измерений".

Другим недостатком устройства-прототипа является отсутствие ограничений величины кольцевого зазора между корпусом и стенками скважины. Недостатком устройства прототипа является измерение температуры только на поверхности корпуса. Теплопроводность пород является коэффициентом пропорциональности между градиентом температур (температурой поверхности корпуса и температурой пород) и возникающим при этом тепловом потоке. По измеренной только температуре, даже зная температуру пород на интервале измерений и не имея данных о возникающем тепловом потоке, определить теплопроводность пород невозможно, задача является неоднозначной. Достоверно вычислить тепловой поток из-за неконтролируемых вертикальных потерь тепла также не представляется возможным. Поэтому устройством прототипа возможно только качественное определение тепловых свойств пород.

Недостатком устройства-прототипа также является низкое разрешение по толщине пласта. Показания термометра в центре корпуса интегрируют тепловые свойства пород на этом интервале глубин скважины и невозможно выделить пласты толщиной меньше его длины, тогда как в практике изучения пород, например нефтяных месторождений, требуется разрешающая способность устройств в несколько сантиметров.

Недостатком устройства-прототипа является и ограниченность интервала измерений. Необходимое для этого увеличение длины корпуса только ухудшает разрешение по толщине пластов.

Несмотря на долго ощущаемую потребность в удобном, недорогом, легко выполнимом в условиях естественного залегания пород методе измерения теплопроводности и объемной теплоемкости, водо- и нефтенасыщения с высоким разрешением по толщине пластов в обсаженных и необсаженных скважинах на значительных интервалах глубин без искажающих измерения вертикальных потерь тепла и, несмотря на развитие средств для измерения температуры внутри скважин, не известно практически работающее устройство для таких измерений.

Задачей предложенного изобретения является создание устройства, позволяющего проводить измерения на значительном интервале глубин скважины теплопроводности и объемной теплоемкости пород с высокой точностью за счет исключения вертикальных потерь тепла и измерения только радиального теплового потока при высокой разрешающей способности по толщине пластов.

Указанная задача решена предложенным устройством для определения теплопроводности и объемной теплоемкости пород в скважиных, заполненных жидкостью, включающим в себя удлиненный цилиндрический корпус из материала высокой теплопроводности, по оси которого с тепловым контактом помещен осесимметричный линейный нагреватель постоянной мощности, датчик температуры, центратор и цилиндры, установленные соосно на торцах корпуса. Отличительными признаками предложенного устройства являются: Цилиндры выполнены из материала высокой теплопроводности с установленными в них дополнительными осесимметричными нагревателями и размещены на торцах корпуса теплоизолированно.

Поверхность корпуса образована из множества отдельных тепловых электродов в форме колец одинаковой высоты из материала известной теплопроводности, теплоизолированным по торцам и содержащим датчики температуры на их внутренних и внешних цилиндрических поверхностях или в форме кольцевых датчиков теплового потока и (или) датчиков температуры. Кольца и кольцевые датчики для измерения азимутальных неоднородностей тепловых свойств пластов разделены на отдельные теплоизолированные по разделам одинаковые сегменты, образующие отдельные тепловые электроды. При этом устройство снабжено датчиком его азимутального положения в скважине.

Цилиндры и корпус с их минимальным кольцевым зазором выполнены полыми и образуют внутри единый открытый на торцах устройства в скважину перепускной канал буровой жидкости при движении устройства по стволу скважины. Во время измерений этот канал полностью перекрывается клапаном.

В предложенном устройстве тепловое поле в окружающем пространстве создается корпусом с измерительным осесимметричным линейным нагревателем постоянной мощности на интервале измерений и цилиндрами с дополнительными осесимметричными нагревателями вне интервала измерений, выполняющими роль охранных. Они "охраняют" тепловое поле измерительного нагревателя: компенсируют вертикально-осевые потери тепла, фокусируют тепловые потоки, стекающие с единичных поверхностей измерительного корпуса, формируют только радиальное их направление.

Для улучшения условий фокусировки корпус должен удовлетворять условиям бесконечно длинного теплового источника, для чего его диаметр должен быть равен внутреннему диаметру скважины, а длина многократно, например в 30 и более раз, превышать диаметр скважины. Чем больше длина такого корпуса, тем больше длина центральной его части, на которой даже при отсутствии охранных цилиндров происходит радиальная теплопередача в породы и тем меньшая требуется длина охранных цилиндров. В предложенной конфигурации устройства увеличение длины корпуса не снижает разрешения по толщине пластов, а лишь увеличивает интервал измерений. Диаметр теплового источника (корпуса) не может быть равным диаметру скважины, а необходимый по условиям измерений кольцевой зазор должен быть минимальным и составлять порядка 5 мм. При таких значениях кольцевого зазора при движении устройства по скважине возникает поршневой эффект, препятствующий быстрому спуску устройства на значительные глубины. Поэтому по центру устройства расположено открытое с торцов сквозное отверстие, являющееся перепускным каналом для скважинной жидкости при движении устройства по скважине.

Предложенное выполнение корпуса позволяет как-бы разделить его на мини-корпуса, функционально являющиеся тепловыми электродами, с которых стекает только радиальный тепловой поток. Этот тепловой поток по измеренным температурам на поверхностях кольца известной теплопроводности или датчика теплового потока вычисляется с высокой точностью и позволяет метрологически обоснованно проводить измерения тепловых свойств пород. Разрешение по толщине пластов не хуже высоты тепловых электродов, которая определяется требуемой детальностью изучения пластов и может составлять любое значение, в т.ч. 5 и менее сантиметров.

Предложенное изобретение иллюстрируется чертежами, на которых изображены: Фигура 1 - устройство для измерения теплопроводности и объемной теплоемкости пород в скважине.

Фигура 2 - зависимость параметра Р от времени измерений для различных конструкций скважины.

Фигура 3 - зависимость глубины исследования пород от времени измерения.

Фигура 4 - зависимость аномалии параметра Р одиночного пласта от его толщины в обсаженной скважине.

Фигуры 5 и 5а - выделение пачки пластов в обсаженной скважине.

Фигуры 6 и 6а - выделение границы статического водонефтяного контакта в обсаженной скважине.

Фигуры 7 и 7а - выделение границы динамического водонефтяного контакта в обсаженной скважине.

Фигуры 8 и 8а - выделение границы водогазового контакта в обсаженной скважине.

На фигуре 1 показано предлагаемое устройство для измерения тепловых свойств горных пород в обсаженных или необсаженных скважинах. Оно представляет собой цилиндрической формы каротажный зонд, спускаемый в скважину на грузонесущем кабеле 1, имеющем одну или несколько изолированных токопроводящих жил. Зонд спускается на заданный для измерения интервал глубин скважины через обсадную стальную колонну 2, заполненную жидкостью. Центрирующими пружинами 3 между зондом и внутренней поверхностью обсадной колонны образуется кольцевой зазор 4, заполненный жидкостью. Зонд состоит из измерительного корпуса, расположенного в центральной части и ограниченного по длине теплоизоляционными шайбами 5, и двух охранных цилиндров, примыкающих к его торцам и расположенных между теплоизоляционными шайбами 6.

Измерительный корпус состоит из трубчатого основания 7, выполняющего одновременно роли изотермического тела, жесткого основания конструкции устройства и перепускного канала скважинной жидкости при движении зонда по стволу скважины. По продольным канавкам трубчатого основания 7 помещена система нагревателей, образующих коаксиальный с постоянным тепловыделением на единицу его длины нагреватель 8, имеющий тепловой контакт с трубчатым основанием 7. Внутренняя поверхность трубчатого основания 7 имеет экранный теплоизолятор 9. Внутренняя полость 10 охранных цилиндров и трубчатого основания 7 совместно с окнами 11 создают единый перепускной канал для скважинной жидкости. Этот канал во время измерений на интервале глубин закрывается клапаном 12 со штоком, имеющим, например, электромагнитный привод, включенный в цепь нагревателя. Закрытое состояние клапана препятствует конвективным перетокам тепла по перепускному каналу во время измерений. На трубчатое основание 7 посажены с тепловым контактом и механически закреплены на нем толстостенные кольца 13 одинаковой высоты с теплоизоляционными кольцами 14 между ними. Кольца 13 выполнены из материала с известной теплопроводностью, например рекомендуемая Госстандартом в качестве стандартных образцов теплопроводности сталь нержавеющая 12Х18Н10Т. В качестве теплоизоляторов может использоваться резина твердая. Обрезиненные с торцов толстостенные кольца 13 для улучшения теплопередачи могут, например, иметь горячую посадку на трубчатое основание 7, что создает механически прочную конструкцию. На внутренних и внешних цилиндрических поверхностях колец 13 имплантированы датчики температуры 15 и 16, соединительные провода с фторопластовой изоляцией от которых по вертикальным проточкам (на фигуре 1 не показаны) выведены на разъем 17 прочного кожуха 18 электронного блока 19. В качестве датчиков температуры могут использоваться, например, термисторы в форме твердотельного чипа размером до 1,3 мм•0,6 мм производства RdF Corporation, пригодные для работы в условиях скважины до 150^o С и обеспечивающие погрешность не хуже 0,01%. Высота колец 13, функционально называемых тепловыми электродами, может быть любой конечной величиной и зависит от требуемой детальности изучения геологического разреза, она может составлять, например, 50 и менее мм.

Два охранных цилиндра 20 выполнены из материала высокой теплопроводности (например, медь, аллюминий), в которых расположены с тепловым контактом коаксиальные тепловые электрические нагреватели 21. Линейное тепловыделение нагревателей 21 зависит от их длины. При длине, составляющей 15 и более диаметров скважины, линейное тепловыделение может быть таким же, как у нагревателя 8, при меньших длинах тепловыделения нагревателей 21 к их внешним концам должно закономерно увеличиваться.

При измерениях в неглубоких обсаженных или необсаженных с устойчивыми стенками скважинах (например, рудных), когда скорость спуска устройства на интервал измерений несущественна, спуск может осуществляться при отсутствии перепускного канала в устройстве. Для таких измерений выполнение нагревателей может быть существенно упрощено. Трубчатое основание может быть выполнено в виде стержня из материала высокой теплопроводности, в отверстии по оси которого расположен с тепловым контактом линейный тепловой электрический нагреватель (ТЭН). Нагреватели охранных цилиндров также могут быть выполнены в виде ТЭНов в отверстиях на их осях.

Электронный блок 19 расположен в герметичном кожухе 18 и включает в себя стандартные для цифрового скважинного телеметрического канала узлы: электронный коммутатор (мультиплексор) 22, на вход которого поступают сигналы от всех датчиков 15, расположенных на внутренних поверхностях колец 13 (температуры T₁), и сигналы от всех датчиков 16 на наружных поверхностях колец 13 (температуры T₂) Эти сигналы через разъем 17 под управлением контроллера 23 и в соответствии с тактовыми сигналами таймера 24 поступают на кодер 25 и затем через разделительный конденсатор 26 (в случае одножильного кабеля 3) передаются на повержность. Кроме того, электронный блок включает в себя узел регулятора 27 питания нагревателей 21 охранных цилиндров 20 и узел стабилизированного питания 28 нагревателя 8 измерительного корпуса. Поверхностный измерительный комплекс 29 включает в себя стабилизированный источник 30, разделительный конденсатор 26, декодер 31, накопитель 32 и ЭВМ 33.

Длина измерительного корпуса составляет от 30 диаметров скважины до 10 и более метров. Длина определяется величиной интересующего для измерений интервала глубин скважины и возможностью кабеля передавать на интервал глубин потребную электрическую мощность. Потребляемая мощность составляет около 350 Вт на 1 м длины корпуса. Хотя эта мощность не велика, однако при использовании стандартного каротажного кабеля на глубину 4500 м можно передать не более 2,5 кВт и поэтому возникают ограничения по длине измерительного корпуса. При использовании другого кабеля (например, применяемого для теплового воздействия для интенсификации добычи нефти) или при меньших глубинах исследования измерительный корпус может наращиваться секциями по 2-3 метра.

При такой длине зонда, имеющего кольцевой зазор 5 мм, заполненный жидкостью, невозможно возникновение конвективных перетоков жидкости в зазоре при тепловой депрессии на пласт, не превышающей 25-30^oС, а тем более если этой жидкостью является буровой раствор, имеющий высокую статистическую вязкость.

Устройство работает следующим образом. С помощью кабеля 3 его опускают в скважину на интересующий интервал глубин, подают напряжение питания электронного блока и измеряется температура Т₂ во времени до стабилизации показаний. Стабильные значения Т₂ соответствуют температуре пород на интервале измерений и состоянию теплового равновесия зонда с окружающей средой. Значения Т₂ при тепловом равновесии фиксируются на поверхности и в процессе становления теплового поля источника измеряемые температуры T₁ и Т₂ корректируются на величину этой температуры. После достижения равновесия включается питание трех нагревателей, и этот момент принимается за нуль отсчета времени и начало становления искусственного теплового поля на фоне стационарного геотермального теплового поля. Превышение регистриуемых в дальнейшем температур T₁ и Т₂ над температурой пород на интервале измерений создает градиенты температур, вызывающие стекание теплового потока с поверхности электродов 13. В процессе измерения группы датчиков 15 и 16 на всех измерительных тепловых электродах 13 поочередно подключаются на вход мультиплексора 22 в течение цикла опроса датчиков, показания датчиков кодируются и в принятом формате передаются на поверхность, где декодируются и накапливаются. Через заданные интервалы времени циклы опроса повторяются в течение всего времени измерений.

Тепловые электроды в форме сплошных колец применимы, когда пласты пород однородны по различным азимутальным направлениям в вертикальной скважине. Однако затрубная циркуляция пластовой жидкости в одном из азимутальных направлений, падение пласта или другая азимутальная неоднородность тепловых свойств не может быть выявлена электродом в форме цельного кольца или кольцевого датчика теплового потока. Для измерения таких сред сплошные кольца электродов 13 разрезаются через одинаковые центральные углы. Отдельные секторы колец с теплоизолированными прилегающими плоскостями и датчиками температуры в центрах внутренних и внешних цилиндрических поверхностей образуют самостоятельные тепловые электроды. Для определения азимутального положения в скважине на одном из торцов устройства установлен дополнительный датчик положения, широко применяемый в скважинных устройствах, например гироскопический датчик (патент США 3745822).

В устройстве прототипа измеряется температура поверхности в центре корпуса. Другие известные устройства также измеряют температуру или градиент температур, знание которых недостаточно для определения радиального теплового потока. В способе по патенту США 5159569, НПК 364/422, 1992 г. измеряется температура и разновременно вычисляется тепловой поток. Это снижает точность определения тепловых свойств. Исходя из непрерывности теплопередачи радиального теплового потока от нагревателя корпуса предложенного устройства к породам пласта, справедливо равенство: где q - тепловой поток, выделяемый нагревателем в единицу времени на интервале теплового электрода 13, λ_ЭT - теплопроводность материала теплового электрода, T₁ и Т₂ - соответственно превышение температур внутренней поверхности теплового электрода (датчики 15) и внешней поверхности (датчики 16) над геотермической (стационарной) температурой пород, Δr - радиальная толщина эталонного материала теплового электрода, S₁ - площадь внешней цилиндрической поверхности теплового электрода,
λ_к - кажущаяся или эффективная теплопроводность цилиндрического пространства, окружающего электрод (жидкость, обсадная колонна, исследуемые породы),
R_u - глубинность или расстояние по радиусу от внешней поверхности обсадной колонны или от стенки необсаженной скважины до точки в породе, в котророй при максимальном времени измерений температура составляет менее 5% от температуры Т₂,
R_k - внешний радиус колонны,
S₂ - площадь цилиндрической поверхности на высоте теплового электрода, соответствующая R_u.

Из уравнения (1) следует:

где А - константа для зонда и скважины заданных конструкций и величины R_u, определяемой по фиг. 3.

Значение

принято в качестве регистрируемого при измерениях параметра. Этот параметр связан непосредственно с эффективной теплопроводностью и объемной теплоемкостью конкретной среды в радиальном направлении от поверхности теплового электрода, через которую распространяется конкретный тепловой поток. Температура на поверхности электрода характеризует тепловые свойства пород опосредственно, качественно, а параметр Р - непосредственно и количественно. Использование параметра Р при измерениях позволяет количественно тестировать предложенное устройство и дать метрологически обоснованную точность измерения тепловых свойств пород.

Для обоснования предложенного устройства и проверки его способности решать в условиях скважин стандартные геологические задачи: выделение отдельных пластов ограниченной толщины, расчленив пачки пластов, выделение в скважине интервалов водо-нефте- и газонасыщения, определение положения границ различного насыщения и глубинности измерений, проведено математическое моделирование тепловых процессов в устройстве и окружающих его различных средах (жидкость, обсадная стальная колонна, пласты различных пород). Моделирование на ЭВМ проводилось по программе для расчета тепловых полей в скважине и окружающей ее трехмерной неоднородной среде. Решалась краевая нестационарная задача для трехмерного уравнения теплопроводности в цилиндрической системе координат (r, ϕ, z):

при начальных условиях Т=0 при τ<0,
, z) - объемная теплоемкость,
Т (r, ϕ, z) - температура в точке пространства с координатами (r, ϕ, z),
τ - время,
λ(r, ϕ, z) - коэффициент теплопроводности,
f (r, ϕ, z) - пространственная плотность источников тепла.

Использовался режим нагрева при постоянной пространственной плотности источников тепла. В программе реализован дифференциально-разностный метод численного решения задачи Коши для однородного эволюционного уравнения с симметричным оператором, использующий спектральную аппроксимацию Ланцоша. [1. Косенков О. М. и др. Отчет отдела 101/2 по теме "Создание программ решения прямых задач электрометрии и термометрии". Москва, Центральная геофизическая экспедиция, 1995 г. 2. Друзкин В.Л. Книжнерман Л.А. "Два полиномиальных метода вычисления функций от симметричных матриц". Журн. выч. математики и матем. физики. 1989, т. 29, 12с.1763-1775].

Несмотря на то что практически отсутствуют надежные данные о тепловых свойствах пород нефтяных месторождений, определенных в условиях скважины, для моделирования важно было выбрать наиболее доверительные их значения. По данным патента США 3864969, НПК 73/154, 1975 г. и книги Б.А. Яковлева "Прогнозирование нефтегазоносности недр по данным геотермии" М., Недра, 1996, для моделирования пластов кварцевого песчаника пористостью 19,6% приняты значения теплопроводности (Вт/м•К) и объемной теплоемкости (Дж/м³•К) при различном насыщении соответственно:
Водонасыщенные - 2,75 и 1,93•10⁶
Нефтенасыщенные - 1,36 и 1,63•10⁶
Газонасыщенные - 0,88 и 1,56•10⁶
Тепловые свойства других сред и материалов, принятых при моделировании, приведены в табл. 1.

На фигуре 2 показано изменение во времени регистрируемого параметра Р одного из тепловых электродов зонда диаметром 100 мм в водоносном песчанике бесконечной толщины для различных конструкций скважины:
1 - Скважина отсутствует, зонд помещен в среду водоносного песчаника бесконечной толщины.

2 - Обсаженная скважина заполнена буровым раствором. Диаметр колонны внутренний 100 мм, наружный 120 мм, т.е. без кольцевого зазора между зондом и колонной.

3 - Необсаженная скважина диаметром 110 мм, заполненная буровым раствором. Кольцевой зазор 5 мм заполнен буровым раствором.

4 - Обсаженная скважина, заполненная буровым раствором. Диаметр колонны внутренний 110 мм, наружный 130 мм. Кольцевой зазор 5 мм заполнен буровым раствором.

Процесс становления теплового поля в окружающем зонд пространстве включает в себя начальную стадию, когда прогревается кольцевой зазор и обсадная колонна. Эта стадия длится 500-550 секунд после достижения теплового равновесия зонда, при этом температура пород непосредственно на контакте с обсадной колонной достигает (10-15)•10^{-3 o}C. Далее до (35-40) тысяч секунд наблюдается стадия регулярного теплового процесса. На этой стадии теплообмен зависит, в основном, от теплоемкости пород и в меньшей степени - от теплопроводности. На интервале времени от (35-40) тысяч секунд и, по крайней мере, до исследованных 300 тысяч секунд наступает стадия квазистационарного режима, когда регистрируемый параметр становится линейной функцией логарифма времени. На этой стадии теплообмен определяется теплопроводностью пород. Сопоставление кривых показывает, что к кривой 1 (модель без скважины) ассимптотически приближается сверху кривая 2 (обсаженная скважина без кольцевого зазора) и снизу кривая 3 (необсаженная скважина с зазором). Кривая 4 (обсаженная скважина с зазором) наиболее медленно спадает и влияние зазора наблюдается на значительных временах. Из этого следует, что влияние кольцевого зазора, заполненного буровым раствором - плохим проводником тепла, больше влияния стальной колонны.

Разрешение пластов на интервале исследований значительно улучшается, когда теплообмен входит в стадию квазистационарного режима. При этом показания пластов мало зависят от условий скважины, теплоемкости пород и в значительной степени зависят от теплопроводности пород, по которым они наиболее дифференцированы.

Собранная в течение времени измерений на интервале глубин информация в накопителе 32 (фигура 1) для каждого теплового электрода выводится в форме кривых на фигуре 2. На ЭВМ по заданной программе аппроксимации подбирается аналитическое решение для этих кривых с заданными величинами теплопроводности и объемной теплоемкости, конструкциями скважины и зонда и наилучшим образом совпадающее с экспериментальной кривой. Заданные значения теплопроводности и объемной теплоемкости являются определяемыми тепловыми свойствами пород. Минимальное время измерений без существенной потери точности определяемых тепловых свойств составляет 10 часов.

На фигуре 3 показана зависимость глубинности исследования пород от времени измерений в обсаженной скважине, а в таблице 2 результаты расчета глубинности.

Уникальность предложенного зонда по сравнению с каротажными зондами для изучения других свойств пород, но используемых в настоящее время для решения тех же геологических задач, что и предложенный зонд (например, для оценки нефтенасыщенности пластов), состоит в значительной величине глубинности и возможности выбора ее в зависимости от поставленных задач. В табл. 3 по данным научно-технического вестника "Каротажник" 71 стр. 67 сравниваются глубинность методов, использующих зонды ИНК (импульсно-нейтронного), с/о (активационного углеродкислородного) и ВАК (волнового аккустического).

Предложенное устройство позволяет измерять тепловые свойства пород независимо от минерализации пластовой воды, наличия цемента за колонной, а ближняя зона (кольцевой зазор) не является непреодолимой помехой. Предложенное устройство обладает регулируемой глубинностью до 0,7 м.

На фигуре 4 показана форма аномалий одиночного пласта водоносного песчаника во вмещающей нефтенасыщенной толще в обсаженной скважине на момент измерения 40 тясяч секунд (11,1 часа) и высоте теплового электрода 5 см. Толщина пластов выражена в единицах диаметра скважины, равного 110 мм. Форма аномалий простая, бех осложнений на границах пласта. В табл. 4 представлена зависимость показаний против пласта водонасыщенного песчаника ограниченной толщины (Р_пл) в процентах от показаний против такого же пласта бесконечной толщины (P_∞= 50,28x10^-3) и в процентах относительно уровня вмещающих нефтенасыщенных пород (Р_вм=32,5•10^-3).

Приведенные результаты свидетельствуют об очень высокой разрешающей способности предложенного устройства по толщине пласта. Разрешающая способность тонких пластов может быть повышена за счет уменьшения высоты тепловых электродов и для этого нет ограничений.

На фигурах 5 и 5а показаны значения параметра Р и температуры Т₂ в обсаженной скважине (время измерений 11,1 часа, диаметр скважины 110 мм) соответственно против пачки пластов, включающей в себя пласты нефтенасыщенного песчаника бесконечной толщины по концам интервала измерений, газонасыщенный песчаник толщиной 2D в центре пачки, и пласты водонасыщенного песчаника толщиной 1 D и 1,5D. Видно, что по параметру Р каждый пласт четко выделяется симметричными аномалиями без осложнений за счет взаимного влияния. Уровни регистрируемого параметра Р, даже без учета влияния ограниченной толщины пластов, соответствуют соотношению теплопроводности пород пачки пластов. По температуре T₂ газоносный пласт хуже выражен за счет влияния соседних водонасыщенных пластов, границы пластов менее четкие. Это показывает ограниченные методические возможности регистрации температур при определении тепловых свойств пластов известными устройствами.

На фигурах 6 и 6а показаны значения параметра Р и температуры Т₂ соответственно на интервале водонефтяного статического контакта (без переходной зоны) на границе между электродами 15 и 16. Водонефтяной контакт (ВНК) отмечается как переход между различными значениями Р и Т₂ для сред бесконечной толщины. Коэффициент дифференциации по уровням значений Р и Т₂.

где Р_в, P_н, T_2в и Т_2н - соответственно значения Р и T₂ в водо- и нефтенасыщенных породах. По параметру Р не только лучше породы дифференцированы, но и контакт отбивается четкой границей. Измерения в обсаженной скважине, время измерения 11,1 часа.

На фигурах 7 и 7а показан пример определения текущего ВНК, имеющего переходную зону, в которой содержание воды и нефти линейно изменяются на интервале глубин 0,6 м. На графиках виден также линейный участок переходной зоны. Кд.р=0,548, Кд.т=0,460. Измерения в обсаженной скважине, время измерения 11,1 часа. На фигурах 8 и 8а приведены значения Р и Т₂ для водогазового контакта, который по параметру Р отбивается контрастно, тогда как значения Т₂ отмечают монотонный переход. Контрастность кривой Р соответствует контрастности тепловых свойств пород. Кд.р=0,992, Кд.т=0,769. Измерения в обсаженной скважине, время измерения 11,1 часа.

Области применения предложенного устройства не исчерпываются приведенными примерами. Устройство позволяет, например, определять элементы залегания пластов, эффективно определять интервалы затрубной циркуляции пластового флюида или газа - труднорешаемой существующими средствами задачи.

Формула изобретения

1. Устройство для измерения теплопроводности и объемной теплоемкости пород на интервале глубин скважин, заполненных жидкостью, содержащее удлиненный корпус из материала высокой теплопроводности, по оси которого с тепловым контактом установлен линейный нагреватель, а также датчик температуры, центратор и соосные цилиндры на торцах корпуса, отличающееся тем, что цилиндры выполнены из материала высокой теплопроводности, по осям которых размещены с тепловым контактом дополнительные нагреватели и которые установлены теплоизолированно с корпусом, а корпус выполнен в форме стержня из материала высокой теплопроводности, на который с тепловым контактом насажены толстостенные кольца одинаковой высоты из материала известной теплопроводности с датчиками температуры на их внутренних и внешних цилиндрических поверхностях, при этом торцы указанных толстостенных колец теплоизолированы, а наружный диаметр устройства близок к диаметру скважины.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что толстостенные кольца сквозными разрезами по их образующим через одинаковые центральные углы разделены на одинаковые секторы, теплоизолированные по разрезам, а на внутренних и внешних цилиндрических поверхностях каждого сектора расположены датчики температуры, при этом устройство дополнительно снабжено датчиком его азимутального положения в скважине.

3. Устройство по п. 1 или 2, отличающееся тем, что цилиндры выполнены полыми, на внутренних поверхностях которых расположены с тепловым контактом коаксиальные теплоизолированные от их внутренних полостей нагреватели, а толстостенные кольца или секторы насажены с тепловым контактом на трубчатое основание из материала высокой теплопроводности, на внутренней поверхности которого с тепловым контактом установлен коаксиальный с постоянным тепловыделением на единицу его длины нагреватель, теплоизолированный от внутренней полости трубчатого основания, при этом внутренние полости цилиндров и трубчатого основания образуют единый, открытый на торцах в скважину канал, полностью перекрываемый клапаном во время измерений.

4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что на поверхности корпуса установлены одинаковой высоты кольцевые датчики теплового потока и (или) температуры.

5. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что на поверхности корпуса установлены одинаковой высоты секторные датчики теплового потока и (или) температуры, при этом устройство дополнительно снабжено датчиком его азимутального положения в скважине.

6. Устройство по п. 4 или 5, отличающееся тем, что цилиндры выполнены полыми, на внутренних поверхностях которых установлены с тепловым контактом коаксиальные теплоизолированные от их внутренних полостей нагреватели, а на внутренней поверхности полого корпуса с тепловым контактом установлен коаксиальный с постоянным тепловыделением на единицу его длины нагреватель, теплоизолированный от внутренней полости корпуса, при этом внутренние полости цилиндров и корпуса образуют единый, открытый на торцах в скважину канал, полностью перекрываемый во время измерений.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10, Рисунок 11, Рисунок 12