frgs пишет:

Что добываете нефть или газ? Похоже на газ. На месторождении дествует система ППД? Сколько времени прходило с оставновки скважины до каротажа во всех случаях? 
Пока могу сказать что в процессе разработки каким то образом пласт нагрелся на 2 градуса. Об этом говорит повышение температуры на остановке и достижение этой самой температуры при добыче. 
Я такое видел при перетоке газа из нижних интервалов перфорации до верхних. А при работе у нас также температура тоже по всему интервалу была чуть ниже и увеличивалась к верху перфорации.

Ващето похоже на нефть

Видимо еще вода поддает снизу, есть преценденты, когда у нефтяных месторождений с подошвенной водой за двадцать лет разработки температура пластовая поднималась с 118 оС до 131 оС.
ППД не внедрялось, естественный водонапорный режим.

солгашусь с kochichiro насчет водопритока снизу; 
кислотки в ней делали?
vktr, про газ и ппд это ты жестко конечно загнул. может быть, где-нибудь в Норвегии на каком-нибудь газоконденсатном Сноуфёле и есть сайклинг, но в газпромовских реалиях его нет. Проверено. 

а может быть такое, что прописали криво, т.е. термометры разной чувтсивтельности или "поплыл" какой-то?
да, при добыче где растет температура, что с дебитом по сравнению с предыдущими? )

Касательно заданных вопросов

1. Рост температуры при добыче вверх по скв в 2013 (самая правая кривая на среднем рис)
Вообще это нормальная ситуация, которая может быть обусловлена множеством факторов. Вот некоторые из них: а) увеличилась депрессия, б) уменьшился газовый фактор
Если вода ППД более холодная, то она вряд ли приведет к разогреву.

2. Рост температуры после остановки (крайний правый рис)
Вообще это нормальная ситуация, которая говорит о том, что 2 верхних перфорированных интервала работают – я такое вижу почти каждый день. Причем из них поступает жидкость, коэффициент Джоуля-Томпсона у которой положителен. Это может быть либо нефть либо вода. Теоритически коэффициент Джоуля-Томпсона у нефти должен быть больше, чем у воды. Следовательно в интервале поступления нефти разогрев должен быть больше. Но это в теории. По факту же нужно проводить ПГИ на разных режимах, чтобы температурную аномалию от нефти отделить от воды.
Эффект разогрева пласта проявляется в результате трения жидкости. После того, как скважина постоит в покое некоторое время (от нескольких часов до недели), температура должна упасть до пластовой.

По поводу ответов на вопросы соглашусь с tikiero. Коэффициенты Джоуля-Томпсона: для газа - 30-60  (охлаждение), нефти - ~4, воды ~2 (нагревание) град С/100*атм.
По вопросу 2. Видимо проницаемость невысокая (карбонаты), и как следствие, долгий послеприток (переток как подтверждается автором из нижнего в верхний) жидкости после остановки показывает рост температуры.
  

To ALY
Я не совсем понял на основании чего сделано предположение о долгом послепритоке из нижнего интервала в верхний.
Для реализации подобного сценария в остановленной скважине необходимо, чтобы пластовое давление в нижнем интервале оказалось выше, чем в верхнем. На мой взгляд это маловероятно.
Повторюсь еще раз, что вижу подобные каротажки праткически каждый день. Когда в остановленной скважине начинает расти температура. Это вполне нормальное явление. Ни о каком перетоке здесь не может быть и речи.
Ну а то, что в работающей скважине нижние интервалы разогреты меньше, чем верхние объясняется скоростью движения жидкости в скважине.

To tikiero
Да, именно этот сценарий я и имел ввиду, если пластовые давления интервалов отличаются. Я бы больше поверил, что после двух недель остановки, как пишет frgs "Скважина стояла недели 2, записали остановку потом 2 режима работы."  присутствуют перетоки, чем остаточный эффект от разогрева пласта. По крайней мере, я такого не встречал. Tikiero, вы же сами пишете, что эффект держится от нескольких часов до недели. 

To frgs
На крайнем треке справа (который соответствует 2013 г) в режиме работы наблюдается «постепенный» разогрев жидкости вверх по разрезу.
Данный факт соответствует эффекту калориметрического смешивания поступающей в скважину жидкости. И это отнюдь не означает, что происходит постепенное увеличение притока вверх по разрезу.
Видно, что в верхней части верхнего перфорированного интервала (назовем ее Н1) в режиме работающей скважине произошла стабилизация температуры (назовем ее Т1). Выше отметки Н1 поступление жидкости в скважину прекращается. Температура поступающей жидкости в скважину во всем работающем интервале равна Т1. При этом режимы работы скважины при проведении ПГИ подобраны таким образом, что невозможно сказать, что в каком-то интервале поступает нефть или вода.
После остановки скважины формируется остаточная температурная аномалия, которая соответствует тому, что была в режиме работы скважины. При этом как видно температура во всем работающем интервале повышается до температуры Т1. Это означает, что при работе скважины из всех работающих интервалов жидкость поступала с температурой Т1.
Вроде бы все понятно объяснил.

Из своего опыта.
Если очень вкратце, то интервалы поступления воды как раз и идентифицируются при сравнении температуры, замеренной на разных режимах работы скважины и после остановки. В случае работы скважины нефтью и водой в остановленной скважине формируется температурная аномалия в виде «ступеньки» – против нефти чуть побольше, а против воды – чуть поменьше (для этого необходимо, чтобы коэффициенты Джоуля-Томпсона у воды и у нефти были разные. В зависимости от ГФ коэф Дж-Томп у воды и у нефти может быть одинаковый). Конечно по факту все оказывается все не так просто. Например, у нефти может быть высокий ГФ. Тогда остаточная температурная аномалия против нефтяного интервала будет меньше, чем у водяного.

Ну и отдельно стоит сказать, что траектория скважины оказывает очень большое влияние на интерпретацию ПГИ. В горизонтальной скважине с S-образным профилем с нецементрованным хвостовиком вообще может все перевернуться с ног на голову.

frgs пишет:

Tikiero, тоже не совсем понял про разогрев. гогда скважна работает - скорость жидкости больше чем в остановленной и разогрев дожен быть больше. Поясните, пожалуйста.

Представьте ситуацию, когда из интервала мощностью 10 м поступает жидкость с одинаковой температурой Т1. При этом температур в зумпфе равна Т0.
Что будет показывать температура, записанная в режиме работающей скважине?
Вы же не думаете, что в этом случае температура увеличится до Т1 сразу же с подошвы, а в кровле работающего интервале температура снова резко уменьшится до Т0?
На самом деле в самой подошве работающего интервала температура несколько увеличится и будет больше, чем Т0.
Если интервал работает равномерно, то рост температуры будет происходить равномерно до кровли работающего интервала, где она будет равна Т1.
В остановленной скважине разогретая порода равномерно нагреет жидкость в скважине до температуры Т1 (как раз напротив работающего интервала).

Цитата:

Представьте ситуацию, когда из интервала мощностью 10 м поступает жидкость с одинаковой температурой Т1. При этом температур в зумпфе равна Т0. Что будет показывать температура, записанная в режиме работающей скважине? Вы же не думаете, что в этом случае температура увеличится до Т1 сразу же с подошвы, а в кровле работающего интервале температура снова резко уменьшится до Т0? На самом деле в самой подошве работающего интервала температура несколько увеличится и будет больше, чем Т0. Если интервал работает равномерно, то рост температуры будет происходить равномерно до кровли работающего интервала, где она будет равна Т1. В остановленной скважине разогретая порода равномерно нагреет жидкость в скважине до температуры Т1 (как раз напротив работающего интервала).

Не соглашусь, в теории как раз наоборот рост температуры будет происходить с интервала ниже интервала перфорации пласта, а в самой подошве достигает максимума. Конечно-же при некоторых условиях: если флюид - жидкость, температура жидкости выше геотермической и др. Вот пример типовых термограмм для случая двух перфорированных пластов. Не помню источник, найду - выложу.

 
1 - работают оба пласта, против нижнего отмечается дроссельная аномалия, против верхнего - калориметрическое смешивание;
2 - работают оба пласта, температура жидкости, поступающей из нижнего, близка к геотермической, против верхнего пласта отмечается калориметрический эффект;
3 - плавная затянутость кривой между пластами, в нижнем пласте температура поступающей жидкости близка к геотермической, против верхнего отмечается калориметрическое смешивание;
4 - аномалия дросселирования против нижнего пласта, изменение наклона температурной кривой против верхнего;
5, 6  -  аномалия дросселирования против нижнего пласта, положительная аномалия калориметрического смешивания против верхнего (верхний пласт высоконапорный, давление нижележащего пласта Р1 < давления вышележащего пласта Р2).
 

А вот пример по скважине, правда с заколонкой.

to frgs: а переток скорее всего с верхнего так как там максимальная температура. Но это только предположение. Нужно проводить исследования с периодикой после остановки.

To ALY
Если бы все так было хорошо и гладко, как в теории написано, тогда зачем вообще интепретаторы нужны?

tikiero пишет:

To ALY
Если бы все так было хорошо и гладко, как в теории написано, тогда зачем вообще интепретаторы нужны?

Риторический вопрос, однако :)

ALY пишет:

tikiero пишет:

To ALY
Если бы все так было хорошо и гладко, как в теории написано, тогда зачем вообще интепретаторы нужны?

Риторический вопрос, однако :)

Об чем и речь. Я вообще в реальной жизни не встречал (или встречал так редко, что даже не помню об этом) всего того, что представлено в учебниках по ПГИ. 
А описанный мной выше процесс формирования остаточной температурной аномалии в остановленной скважине видел множество раз.

frgs пишет:

Tikiero, ALY, спасибо за мнения. Был на месторождении без доступа к инету. пересмотрю интерпретацию. Наверно надо подольше дать скважине поработать после остановки, чтобы получать правильную температуру при работе.
Aly, если сможете выложить книгу-источник, буду очень благодарен.

Как-то делал простенькую презентацию метода. Может пригодиться - вот ссылка:
http://gintel.ru/produkty/plog/dopolnitelnye-resursy/

Rhino пишет:

солгашусь с kochichiro насчет водопритока снизу; 
кислотки в ней делали?
vktr, про газ и ппд это ты жестко конечно загнул. может быть, где-нибудь в Норвегии на каком-нибудь газоконденсатном Сноуфёле и есть сайклинг, но в газпромовских реалиях его нет. Проверено. 

ппд на нефти и упругий газовый на газе. Я не говорил что ппд на газе.
Впринципе то чтоб вследствие дорссельного эффекта нефть может разогрется это впринципе может обьяснить нагрев с течением времени.