2.6.6.3 Геотермические условия в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах

Температура играет ведущую роль в формировании фазово-генетической зональности нефтегазообразования и вертикальной зональности нефте- и газонакопления Фазово-генетическая зональность определяется палеотемпературами, существовавшими на этапе генерации УВ, а размещение скоплений нефти и газа в основном связано с современными температурами. Знание температуры необходимо также для изучения свойств пластовой нефти, газа и воды и при решении технических вопросов, связанных с тампонажем скважин, их перфорацией и других.

Температурное поле земной коры разделяется нейтральным или изотермическим слоем, на две совершенно разные по толщине и тепловому режиму зоны: верхнюю – гелиотермозону и нижнюю – геотермозону.

Нейтральный слой – это слой, в пределах которого прекращаются годовые сезонные колебания температуры, обусловленные климатическими причинами. В умеренных широтах с континентальным климатом нейтральный слой в среднем лежит на глубине 20-25 м.

Гелиотермозона расположена между земной поверхностью и нейтральным слоем. Её тепловой режим определяется сезонными колебаниями температуры под влиянием годовых изменений солнечной радиации.

В геотермозоне температура возрастает с глубиной, а тепловой режим определяется следующими параметрами: плотностью теплового потока, теплофизическими свойствами пород, геотермическим градиентом или его обратной величиной – геотермической ступенью и температурой.

Температура – это параметр, доступный для непосредственного измерения в скважинах или горных выработках после установления в них температурного равновесия. Результаты замеров температур используются для определения геотермической ступени и геотермического градиента, которые затем используются для характеристики температурных условий недр.

Геотермическая ступень это – вертикальный интервал в разрезе земной коры в метрах ниже зоны постоянной температуры, на котором температура горных пород повышается на 1 ºС.

Величина геотермической ступени в разных тектонических областях и на различных глубинах неодинакова и колеблется в пределах от 5 до 150 м. Среднее её значение равно 33 м.

Геотермическая ступень К определяется по формуле:

где Н – глубина замера температуры, м;

h – глубина слоя постоянной температуры, м;

Т – температура на глубине Н, ºС;

t – среднегодовая температура воздуха на поверхности, ºС.

Для более точной характеристики геотермической ступени и определения геотермического градиента необходимо иметь замеры температуры по всему стволу скважины.

Геотермический градиент это – прирост температуры в ºС при углублении на каждые 100 м от зоны постоянной температуры. Он показывает интенсивность нарастания температуры с глубиной. Величина геотермического градиента Г равна:

= .

Следовательно, геотермический градиент является величиной, обратной геотермической ступени.

Геотермический градиент зависит от геологического строения района, величины плотности теплового потока, теплофизических свойств пород, которые определяются их литологическими и петрографическими особенностями. Повышение теплопроводности пород ведет к снижению геотермического градиента и наоборот. Поэтому в разрезах, где преобладают менее теплопроводные глинистые породы он выше, чем в плотных соленосных и карбонатных породах. Значение геотермического градиента в разных районах и на разных глубинах меняется от 0,5 до 20 ºС и более, а его среднее значение равно 3,3 °С.

Главными факторами, определяющими температурные условия недр, являются тепловой поток, который генерируется в верхней мантии Земли и теплопроводность горных пород.

Тепловой поток представляет собой количество теплоты, проходящее в единицу времени через изотермическую поверхность и выражается в ваттах (Вт) или килокалориях в час (1 Вт = 0,86 ккал/ч). Тепловой поток, отнесенный к единице площади изотермической поверхности, называется поверхностной плотностью теплового потока и выражается в Вт/м² или ккал/м²·ч. Основная формула геотермии имеет следующий вид:

q = λ·ΔТ / ∆Н = λτ,

где q – плотность теплового потока, Вт/м²;

λ – теплопроводность горных пород, Вт/м·°С;

∆Т / ∆Н – геотермический градиент (τ), °С/м.

В данном выражении теплопроводность можно заменить её обратной величиной, называемой удельным тепловым сопротивлением ξ, которое характеризует сопротивление пород передаче тепла, тогда основная формула геотермии примет вид: q = τ / ξ.

Глубинный тепловой поток состоит из кондуктивного и конвективного тепломассопереноса. Кондуктивный тепломассоперенос осуществляется посредством теплопроводности горных пород, а конвективный тепломассопереносом - посредством магматизма, мантийного диапиризма, дегазации недр и гидротерм. При том до 20 % тепла добавляется к глубинному тепловому потоку, которое образуется за счет естественной радиоактивности глинистых отложений. Большое количество тепла образуется при проявлении новейшего тектогенеза, современной геодинамики литосферы и при гравитационном уплотнении осадочных пород.

В верхних горизонтах осадочного чехла глубинный тепловой поток под действием целого ряда факторов искажается. Среди них выделяются следующие факторы.

1. Геотектонический фактор. Его роль проявляется в том, что с увеличением возраста тектонических структур земной коры плотность теплового потока уменьшается.

2. Структурный фактор. В пределах куполовидных поднятий и антиклиналей, особенно с большими углами наклона пород, плотность теплового потока на 5-20 % выше по сравнению со смежными синклиналями. Данный эффект объясняется лучшей теплопроводностью пород по напластованию слоев, чем перпендикулярно к земной поверхности.

3. Гидрогеологический фактор. Его роль проявляется за счет высокой миграционной способности и теплопроводности воды. В зонах активного водообмена за счет гидрогеологического фактора может происходить изменение величины теплового поля в среднем на 25 %. В условиях затрудненного водообмена, с которыми обычно связаны скопления нефти и газа, влияние этого фактора практически не ощутимо.

4. Седиментационный фактор. В седиментационных бассейнах часть тепла идет на нагревание осадков. Величина искажения теплового потока здесь зависит от скорости и времени осадконакопления и теплофизических свойств формирующихся пород. В областях интенсивного осадконакопления, в том числе в передовых прогибах альпийских подвижных поясов тепловой поток снижается от 15-20 до 30 %.

5. Денудационный фактор оказывает противоположное действие седиментационному фактору, то есть приводит к повышению теплового потока. Связан он с подъемом тектонических структур, который сопровождается денудацией горных пород.

6. Геоморфологический фактор. В пределах отрицательных форм рельефа тепловой поток выше, по сравнению с положительными смежными структурами. Однако искажение теплового поля за счет рельефа составляет от 3 до 8 % и ощутимо только на глубинах от 100 до 300 м от земной поверхности.

7. Теплофизический фактор, или теплопроводность пород. Теплопроводность является важнейшим показателем теплофизических свойств горных пород. Она определяет количество тепла, проходящее в единицу времени через единицу площади при падении температуры в 1 °С на единицу длины и обусловливает кондуктивную теплопередачу и распределение тепла в земной коре.

Теплофизические свойства осадочных пород определяются их вещественным составом, структурой, текстурой, плотностью, типом насыщающего флюида и количеством ОВ. Минимальной теплопроводностью среди осадочных пород обладают угли и сланцы, а максимальной – плотные карбонатные породы и эвапориты. В порядке возрастания теплопроводности горные породы распределяются следующим образом: угли – глины - песчаники – известняки – доломиты – каменная соль – метаморфические породы – магматические породы.

2.6.7 Контроль знаний модуля 1_6

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Назовите виды пустотного пространства?

2. Охарактеризуйте общую, открытую и эффективную пористость?

3. От чего зависит величина пористости?

4. Почему пористость неуплотненных песков и глин может быть одинакова или даже выше у глин?

5. Почему при высокой пористости глины имеют весьма низкую проницаемость?

6. Каков нижний предел пористости пород-коллекторов?

7. Каков нижний предел проницаемости пород-коллекторов?

8. Какая пористость принимается во внимание при промышленной оценке нефтегазонасыщенных коллекторов?

9. Какие поры считаются неэффективными?

10. Какое влияние оказывает трещиноватость на емкостно-фильтрационные свойства коллекторов?

11. Какую размерность имеет коэффициент проницаемости в Международной системе СИ, и что он отражает?

12. Назовите виды проницаемости?

13. По каким признакам классифицируются породы-коллекторы?

14. Назовите главные группы коллекторов нефти и газа по вещественному (литологическому) составу.

15. Почему карбонатные коллекторы часто называют трещинными?

16. Почему терригенные коллекторы называют гранулярными

17. Как и почему изменяются фильтрационно-емкостные свойства пород с глубиной их залегания?

18. Какие породы считаются надёжными флюидоупорами?

19. Назовите факторы, определяющие экранирующие свойства флюидоупоров.

20. Дайте определение природного резервуара.

21. Назовите характерные особенности основных типов природных резервуаров.

22. Что называется ловушкой нефти (газа)?

23. Перечислите генетические типы ловушек.

24. Какие типы ловушек относятся к неструктурным?

25. Назовите показатели, характеризующие НГК

26. Назовите состав нефтегазоносных комплексов (НГК)?

27. Чем обеспечивается единство условий формирования и существования скоплений нефти и газа в НГК?

28. По каким признакам классифицируются НГК?

29. Чем отличаются сингенетичные НГК от эпигенетичных?

30. О чем говорит горизонтальное положение пьезометрической поверхности водоносного пласта?

31. В каких случаях устье скважины будет лежать на пьезометрической поверхности, выше неё, ниже её?

32. В каких случаях флюиды испытывают горное давление?

33. Какие пластовые давления называются аномально высокими (АВПД), аномально низкими (АНПД)?

34. Назовите причины образования АВПД, АНПД?

35. Что называется коэффициентом аномальности пластовых давлений?

36. Какими факторами определяются геотермические условия недр любого конкретного региона?

37. Какие параметры (показатели) используются для характеристики температурных условий недр?

38. Какие показатели используются для приблизительной оценки температурных условий недр?

39. Как влияет теплопроводность пород на величину геотермического градиента?

ТЕСТОВЫЕ ЗАДАНИЯ

ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ И ФЛЮИДОУПОРЫ

1. Пористость пород определяется в:

1) дарси 2) мкм ² 3) процентах

2. Эффективная пористость горной породы это:

1) все пустоты горной породы

2) совокупность сообщающихся между собой пустот

3) совокупность пустот участвующие в процессе фильтрации

4) совокупность пустот не сообщающихся между собой

3. Величина пористости пород не зависит от:

1) формы зерен

2) степени окатанности зерен

3) формы укладки зерен

4) размера зерен

5) наличия цемента

6) степени отсортированности зерен

4. Появление трещин оказывает следующее влияние на коллекторские свойства пород:

1) резко увеличивает пустотность

2) резко увеличивает проницаемость

3) одновременно увеличивает емкость и фильтрацию

5. Какую размерность имеет коэффициент проницаемости в системе СИ?

1) процент 2) м² 3) мкм³ 4) дарси

6. Коэффициент проницаемости отражает:

1) общую площадь сечения пустот

2) расход жидкости через общую площадь сечения пустот

3) структуру пустотного пространства

7. Главными группами коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти и газа являются две следующие:

а) эффузивные б) терригенные

в) вулканогенно-осадочные г) глинистые

д) интрузивные и метаморфические е) карбонатные

8. Как изменяются фильтрационно-ёмкостные свойства осадочных пород при погружении на большие глубины?

1) постоянно ухудшаются за счет уплотнения пород

2) зоны ухудшения (уплотнения) чередуются зонами улучшения (разуплотнения)

3) ухудшаются, а затем после критической глубины гравитационного уплотнения улучшаются

9. Наиболее надежными флюидоупорами являются следующие два типа пород:

1) глины 2) известняки 3) каменная соль 4) ангидриты 5) мергели

10. Основным объективным показателем флюидоупора является:

1) литологический состав 2) толщина

3) величина проницаемость 4) площадь распространения

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ И ЛОВУШКИ

1. Природный резервуар это:

1) естественная емкость для нефти и газа, внутри которой возможна циркуляции флюидов

2) естественная емкость, внутри которой происходит аккумуляция нефти и газа

3) естественная емкость, содержащая группу залежей, контролируемых локальной структурой

2. Назовите три основных типа природных резервуаров:

1) массивный 2) пластовый 3) литологически ограниченный

4) рифовый 5) баровый 6) литологически экранированный

3. Назовите четыре характерные особенности природного резервуара массивного типа:

1) проницаемые породы представлены большой толщей пород

2) флюидоупор, ограничивающий коллектор резервуара снизу, может находиться на глубинах, не вскрытых бурением

3) движение флюидов при формировании залежи происходит по вертикали

4) движение флюидов при формировании залежи происходит по напластованию пород-коллекторов

5) при наличии залежи скважина может попасть во внутренний контур продуктивности и не вскрыть водонефтяной или газоводяной контакт

6) при наличии залежи водонефтяной- или газоводяной контакт может быть вскрыт любой скважиной, находящейся в контуре продуктивности

7) коллектор окружен непроницаемыми породами со всех сторон

8) является гидродинамически открытым

4. Назовите три характерные особенности природного резервуара пластового типа:

1) движение флюидов при формировании залежи происходит по напластованию пород-коллекторов

2) движение флюидов при формировании залежи происходит по вертикали

3) коллектор ограничен непроницаемыми породами в кровле и подошве

4) коллектор окружен непроницаемыми породами со всех сторон

5) толщина коллектора более или менее выдерживается на значительной площади

6) толщина и свойства коллектора резко изменчивы

5. В природных резервуарах литологически ограниченного типа существуют следующие гидродинамические условия:

1) гидродинамически открытые

2) гидродинамически полуоткрытые

3) гидродинамически закрытые

6. Ловушка нефти (газа) это:

1) естественная емкость для нефти и газа, внутри которой возможна циркуляции флюидов

2) часть природного резервуара, в которой, из-за уравновешенности гидравлических сил может происходить аккумуляция нефти и газа с образованием залежи

3) локальная структура, контролирующая залежь

7. Ловушки нефти и газа представлены следующими пятью генетическими типами:

1) структурным 2) литологическим 3) стратиграфическим

4) рифовыми 5) массивным 6) пластовым

7) гидродинамическим 8) приконтактным 9) висячим

10) сводовым 11) тектонически экранированным

8. Структурный тип ловушек представлен следующими двумя видами:

1) сводовым (антиклинальным) 2) дизъюнктивно (тектонически) экранированным

3) рифовым 4) пластовым 5) массивным

9. Ловушки литологического типа образуются в результате следующих трёх процессов:

1) выклинивания пород-коллекторов по восстанию слоев

2) замещения пород-коллекторов вверх по восстанию одновозрастными непроницаемыми породами

3) при образовании зон повышенной тектонической трещиноватости, седиментационных линз, линз выветривания с хорошими фильтрационно-ёмкостными свойствами внутри непроницаемых пород

4) в результате денудационного срезания пород-коллекторов и их несогласного перекрытия флюидоупорами

5) перекрытия рифовых тел флюидоупорами

6) тектонической деформации пород

10. Замок ловушки, это:

1) гипсометрически наиболее глубокая часть экрана (покрышки)

2) зона смыкания крыльев антиклинальной складки (свод складки)

3) наиболее приподнятая часть замка складки – гребень антиклинали

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ

1. Эпигенетичные нефтегазоносные комплексы состоят из следующих двух составных элементов:

1) нефтегазопроизводящих пород 2) пород-коллекторов

3) флюидоупоров 4) природных резервуаров

5) ловушек 6) залежей нефти и газа

2. Единство условий формирования залежей нефти и газа в нефтегазоносных комплексах (НГК) обеспечивается следующим условием:

а) относительной гидродинамической изолированностью НГК

б) гидродинамической взаимосвязью всей проницаемой части НГК

в) наличием регионального (субрегионального) флюидоупора

г) наличием нефтегазопроизводящих пород

3. Нефтегазоносные комплексы классифицируются Э.А. Бакировым по следующим двум главным признакам:

1) первичной или вторичной нефтегазоносности

2) относительной гидродинамической изолированности НГК

3) характеру (площади) распространения и связью с разноранговыми тектоническими элементами

4) толщине перекрывающего флюидоупора

5) количеству продуктивных горизонтов

4. Сингенетичные нефтегазоносные комплексы (НГК) отличаются от эпигенетичных следующим главным условием:

1) наличием нефтегазопроизводящих пород

2) относительным единством условий формирования и преобразования пород, ОВ и залежей УВ

3) относительной гидродинамической изолированностью НГК

4) гидродинамической взаимосвязью всей проницаемой части НГК

5. Могут ли нефтегазоносные комплексы состоять только из нефтегазопроизводящих пород?

1) не могут 2) могут 3) могут при определенных условиях

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ В ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ И

НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСАХ

1. Величина пластового давления, соответствующего гидростатическому определяется:

1) весом столба неподвижной жидкости высотой от точки измерения до поверхности жидкости (пьезометрической поверхности)

3) разностью между горным давлением и пластовым давлением

2) весом столба воды плотностью 1 г/см³ высотой от точки измерения до земной поверхности

2. Основными причинами образования аномально высоких пластовых давлений являются:

1) активные геодинамические процессы, в первую очередь проявляющиеся мгновенно

2) связь природных резервуаров с глубокими горизонтами

3) мощные локальные тепловые потоки

4) неравновесное, или быстрое, уплотнение больших толщ глин

5) дегидратация глинистых минералов на стадии катагенеза

6) катагенез ОВ

7) различные коэффициенты объемного расширения горных пород и насыщающих их флюидов

8) интенсивные новейшие поднятия

3. Главными факторами, определяющими температурные условия недр являются:

1) тепловой поток, генерируемый в верхней мантии Земли

2) динамокатагенез

3) теплопроводность горных пород

4) геотермический градиент

5) геотермическая ступень

4. Большое значение температурного фактора определяется его решающим влиянием на процессы:

1) катагенеза ОВ и генерации УВ

2) эмиграции УВ

3) миграции УВ и формирования залежей

4) метаморфизма нефтей

5) формирования состава УВ

6) формирования фазового состояния УВ

7) формирования физических свойств УВ