Способ определения температурных полейНЕфТЕгАзОНОСНыХ СТРуКТуР Советский патент 1981 года по МПК E21B47/06 

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ПОЛЕЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СТРУКТУР

I

Изобретение относится к нефтегазовой геологии, а конкретно к определению температурных полей в земной коре в зоне расположения нефтяных и газо.вых месторождений.

Известны методы аналитического расчета температур в земной коре 1.

Однако аналитический расчет возможен лишь для некоторых частных случаев формы и характера залегания пород. В этих методах не учитывается также влияние залежи на температурное поле.

Известен способ определения температурных полей в земной коре с помошью электромоделирования 2. Этот способ основывается на математической аналогии между уравнениями электропроводности и теплопроводности. На электрической модели разность потенциалов du пропорциональна разности температур dt.

du Ст-dT(1)

проводимость 6 пропорциональна теплопроводности Л

6 cj,.K(2.)

и плотность тока j -Ди пропорциональна плотности -еплового потока ЛАТ, J (5)

Коэффициенты подобия CY, , Cj Со, связаны соотношением

СлСт М .

С)

ё -1

где М - масштаб модели.

В качестве граничных условий на верхней и нижней границах изучаемой области задают постоянные температуры Т© и Tf. Значения TO и T определяют по термограмме какой-либо одной скважины, в которой проведено измерение температуры. На верхней и нижней границах модели задают постоянные потенциалы UQ и Vi. Коэффициент подобия С-находят по формуле

V (5)

По значению электрического потенциала на модели с помощью формул (1) и (5) определяют температуру в каждой точке изу-г

5 чаемой области

T.f Tn-f ()ф, , (6)

где (0 -У-У U-.-Vo dTOT метод имеет тот недостаток, что

теплопроводность пород, закладываемая в модель, выбирается ориентировочно в зависимости от того являются породы осадочными отложениями или кристаллическим фундаментом. Неточность в выборе значений теплопроводности приводит к неточности в определении распределения температур. При электромоделировании не учитывается влияние залежи. На верхней границе модели за дается постоянная температура, а фактически она меняется по площади. Цель изобретения - повышение точноети определения температур по всему объему нефтегазоносной структуры. Указанная цель достигается тем, что измеряют изменение температур в приповерхностном слое земли и температуру в скважине на структуре, а по результатам измерений изменений температур в приповерхностном слое земли и по температуре в скважине на структуре корректируют распределение температур, полученных на электрической модели. Способ заключается в следующем. После окончания бурения дают выстойку только двум скважинам, одна из которых находится в центральной части структуры, а другая - за ее пределами. Снимают термогр.аммы этих двух скважин. По результатам промысловых геофизических исследований определяют границы литологиче ких комплексов, отличающихся по теплопров рдности. Отнощения теплопроводности этих комплексов равны соответствующ;им отношениям значений геотермических градиентов в том случае, когда породы залегают горизонтально и, следовательно, тепловой поток вертикален. Горизонтальное залегание пород обычно имеет место за пределами структуры. Поэтому по термограмме скважины, расположенной за пределами структуры, можено определить отнощения теплопроводностей. Для построения электрической модели достаточно лищь знание отношений этих величин и расположения границ пород, отличающихся по теплопроводности. Отнощения проводимостей равны соответствующим отношениям теплопроводностей. Выбор конкретных значений проводимостей без изменения их отнощений означает лишь изменение коэффициента Сд. Величина Сд остается незивестной, поскольку неизвестно ни одно значение А- То же самое касается коэффициента подобия Q, связанного с C; равенством (4), и плотности теплового потока. Все эти величины остаются неизвестными. Однако знание их значений не требуется для нахождения распределения температур по формуле (6). Таким образом, знание термограммы одной скважины и использование результатов промысловых геофизических исследований позволяет построить электрическую модель для определения температурного поля. При этом на верхней границе модели в. отличие от известного способа моделирования температурного поля в земной коре задают не постоянную, а изменяющуюся по площади температуру. Изменение температуры по площади на верхней границе определяют посредством замеров температур в приповерхностном слое. При формировакии залежей углеводородов в зоне формирования возможно появление дополнительных температурных аномалий, связанных с вертикальными перетоками углеводородов. Эти аномалии рассасываются со временем и, таким образом, являются нестационарной добавкой к стационарному температурному полю, получаемому по результатам электромоделирования. Посредством сравнения термограммы скважины, расположенной в центре структуры, с модельными температурами определяют величину ДТ (z.) нестационарной добавки в области вблизи данной скважины (т. - вертикальная координата). Величину такой добавки ДТ (z.) вдали от данной скважины определяют по формуле ДТ (т.) ДТо(г)-Ь ,(7) где ho - мощность залежи вблизи центральной скважины; h - мощность залежи на рассматриваемой вертикали. Формула (7) следует из того, что величина температурной аномалии при вертикальном перетоке прямо пропорциональна скоР i времени t перетока, т. е. прямо пропорциональна величина h Vt. Для перетока, связанного с формированием залежи, величина h Vt равна мощности формирующ.ейся залежи. Следовательно, величина возможной дополнительной температурной аномалии, обусловленной присутствием залежи, прямо пропорциональна мощности h залежи. , Таким образом, по термограммам двух скважин с помощью электромоделирования и расчетов определяется температурное поле нефтегазоносной структуры. Использование предлагаемого способа по сравнению с расчетными методами и электромоделированием повыщаех точность определения температурного поля. Увеличение точности обусловлено тем, что при построеНИИ модели используют значения отношений теплопроводностей определяемые по термограмме, на верхней границе модели задают меняющуюся по площади температуру и учитывают влияние залежи, на температурное поле, По сравнению с непосредственными изменениями температур в скважинах с помощью глубинных термо,метров преимуществом предлагаемого способа состоитв том, что значительно сокращается (до двух) количество исследуемых скважин, а также в том, что предлагаемый способ позволяет получить информацию о температуре не только вблизи, но и вдали от скважин. Сокращение количества исследуемых скважин позволяет избежать простоя бурового оборудования и задержки ввода скважин в эксплуатацию месторождений. Экономический эффект, который достигается при использовании предлагаемого способа составляет более 300 тыс. руб.

Формула изобретения

Способ определения температурных по лей нефтегазоносных .структур, включающий определение на электрической модели распределения температур в литологнческом комплексе, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения температур по всему объему нефтегазоносной структуры, измеряют изменение температур в приповерхностном слое земли и температуру в

скважине на структуре, а по результатам измерений изменений температур в приповерхностном слое землИ и по температуре в скважине на структуре корректируют распределение температур, полученных на электрической модели.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

2.Кутас Р. И. Применение электромоделирования для изучения влияния геологоструктурных факторов на распределение теплового потока. Сборник «Проблемы гидрогеологии и инженерного грунтоведения. «Наукова думка, 197Q, с. 202-206.