Геотерма; 2 — текущая термограмма; породы: 3 — непроницаемые, 4 — проницаемые; 5 — непроницаемый раздел между горизонтами; Н — глуби­на; t — температура

Важно учитывать, что скорость формирования и переме­щения фронта аномальных температур (в рассматриваемом случае — фронта охлаждения) отстает от скорости переме­щения фронта вытеснения, поскольку первые порции воды прогреваются до температуры пласта. Благодаря этому в вы­сокопроницаемых прослоях, по которым происходит уско­ренное продвижение воды, охлаждение пород может не ухудшать условий вытеснения нефти, но их охлаждение мо­жет сопровождаться некоторым снижением температуры в соседних по разрезу менее проницаемых прослоях и пластах, в которых скорость перемещения фронта вытеснения намно­го меньше. Это может приводить к повышению вязкости нефти в них и к ухудшению условий вытеснения нефти. Вы­явление таких частей продуктивного разреза имеет большое значение для оценки возможных потерь нефти в условиях закачки холодной воды для принятия решения о целесооб­разности нагнетания в пласты горячей воды (см. § 4 главы IX).

Снижение пластовой температуры в результате перемеще­ния по пласту нагнетаемой воды в добывающей скважине можно установить следующим образом. В период работы скважины безводной нефтью температура потока жидкости в стволе против нижнего работающего интервала имеет ано­мальное значение по сравнению с природной за счет дрос­сельного эффекта. В стволе скважины температура снижается постепенно в направлении от забоя к устью в связи с поте­рями тепла в окружающую скважину среду. С началом по­ступления в скважину воды (первые порции ее имеют пласто­вую температуру) происходит увеличение забойного давления и соответствующее уменьшение дебита скважины. При этом снижается скорость подъема жидкости в скважине и соот­ветственно возрастают потери тепла; снижение температуры по стволу скважины происходит несколько интенсивнее. Подход к скважине по наиболее быстро вырабатываемым прослоям фронта охлаждения приводит к весьма значитель­ному снижению температуры жидкости в скважине выше места поступления воды. Это место фиксируется резким сдвигом температурной кривой в сторону меньших значений температуры. При обводнении нижней части эксплуатацион­ного объекта исчезает влияние на изменение температуры дроссельного эффекта.

Получаемые в результате температурных исследований скважин данные обобщают в виде таблиц, карт, профилей, отражающих распределение температуры в пределах эксплуа­тационного объекта.

Контроль за изменением теплового режима залежей при других методах воздействия на пласты, вызывающих измене­ния их температуры, проводится аналогичным образом.

Термометрические исследования нагнетательных скважин (преимущественно остановленных) дают возможность доста­точно надежно выделять в них пласты, принимающие воду. Поскольку такие пласты тесно коррелируются с работающи­ми в добывающих скважинах, эти исследования дают цен­ную информацию для оценки охвата пластов процессом за­воднения. Метод термометрии имеет определенные преиму­щества перед методом потокометрии, применяемым для решения этой лее задачи. Он дает возможность выделять истин­но заводняемые интервалы продуктивных пластов, в то время как потокометрия выделяет интервалы перфорации, прини­мающие воду, среди которых могут быть и те, куда вода по­ступает в связи с сообщаемостью этих интервалов с истинно поглощающими пластами в результате нарушенности цемент­ного камня за колонной. В.Л. Лутков, внесший большой вклад в развитие термометрических методов контроля за разработкой, рекомендует в качестве интервалов, принима­ющих воду, выделять на термограмме остановленной нагнетательной скважины интервалы с отрицательными температур­ными аномалиями. Характерные примеры такого выделения приведены на рис. 92. При проведении границ принимающих интервалов учитывается тот факт, что отрицательные анома­лии распространяются вверх и вниз по стволу скважины под действием теплопроводности жидкости и металла, а также вследствие охлаждения пород, подстилающих и перекрываю­щих продуктивные пласты.

Рис. 92. Примеры выделения пластов, принимающих воду, по термограм­мам остановленных нагнетательных скважин (по данным ВНИИнефтн).

Эффективная толщина ; 1 — принимающая воду (), 2 — не принима­ющая воду; 3 — интервал перфорации; 4 — непроницаемые прослои; 5 — термограмма

Периодическое снятие температурных кривых в водонагнетательных скважинах при остановках и сравнительный их анализ позволяют выявлять изменения режима работы плас­тов, случаи выключения ранее действовавших пластов из ра­боты и др.

Изучение температурных условий в скважинах дает воз­можность определять и их техническое состояние. Так, по данным термометрии можно выявить один из наиболее опас­ных для процесса разработки дефектов скважины — низкое качество цементирования, приводящее к перетокам жидкос­тей по затрубному пространству в неперфорированные плас­ты — продуктивные или водоносные. Перетоки воды в на­гнетательной скважине в пласты, не вскрытые перфорацией, фиксируются распространением отрицательной температур­ной аномалии за пределы поглощающего перфорированного пласта.

В добывающих скважинах методом термометрии могут быть выявлены место притока верхней воды через наруше­ние колонны, поступление воды по заколонному пространст­ву из нижнего неперфорированного пласта и др. Термомет­рические исследования целесообразно комплексировать с изучением химического состава вод, получаемых из скважин.

Глава XIV КОНТРОЛЬ ОХВАТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА ПРОЦЕССОМ ВЫТЕСНЕНИЯ