Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений. Температура нефти в недрах


Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений

Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктивные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения.

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации. В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой.

Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром.

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20 – 25 суток для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. В промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь 4 – 6 ч после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленных по техническим причинам.

В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры.

Данные замеров температур могут быть использованы для определениягеотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле:

,

где G – геотермическая ступень, м/°С;

Н – глубина места замера температуры, м;

h – глубина слоя с постоянной температурой, м;

Т – температура на глубине °С;

t – средняя годовая температура воздуха на поверхности, oС.

 

Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при разработке вторичных аномалий температуры. Процесс изучения природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температуры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт.

Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади.

Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электрическим, самопишущим и другими приборами, а также максимальным ртутным термометром проводят измерение температуры с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в остальной его части.

По данным температурных исследований строят термограмму, т.е. кривую, отражающую рост естественной температуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Г0. Сочетание геотермы с литолого-стратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого-геотермический разрез скважины (рис.3.4).

На геотерме обычно выделяются прямолинейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.

С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения геотермического градиента – частные и среднее взвешенное. Геотермический градиент ∆Г характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100м.Величина геотермического градиента (Г) равна

, следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением

Наиболее полная температурная характеристика геологического разреза месторождения в целом или его определенной части может быть получена с помощью серии геолого-геотермических профилей (рис 3.5).

 

 

Рис. 3.4. Геолого-геотермический разрез скважины (по В.А.Луткову)

а, б, в – литолого-стратиграфические пачки пород

 

 

Рис. 3.5. Схематический геолого-геотермический профиль

месторождения Узень (по В.А. Луткову)

1 – непроницаемые разделы между горизонтами, 2 – изотермы, °С; XIII – XVII – продуктивные горизонты

Изменение температуры продуктивного пласта по площади хорошо иллюстрируется геотермической картой (картой изотерм) по кровле пласта.

Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали – зонами пониженной температуры.

Для верхних слоев земной коры (10 – 20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.



infopedia.su

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений

 

Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктивные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения.

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации. В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой.

Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром.

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20-25сут для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. Однако в промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь 4-6 ч после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленные по техническим причинам.

В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели  удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры.

Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле

 

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений                                                                      (42)

 

где G—геотермическая ступень, м/°С; Н—глубина места замера температуры, м; h—глубина слоя с постоянной температурой, м; Т—-температура на глубине °С; t—средняя годовая температура воздуха на поверхности, oС.

Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при разработке вторичных аномалий температуры. Процесс изучения природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температуры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт.

Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади.

Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электрическим, самопишущим и другими приборами, а также максимальным ртутным термометром проводят измерение температуры с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в остальной его части.

 

Температура в недрах нефтяных и газовых месторожденийПо данным температурных исследований строят термограмму, т.е. кривую, отражающую рост естественной температуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Г0. Сочетание геотермы с литолого-стратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого-геотермический разрез скважины (рис. 35). На геотерме обычно выделяются прямолинейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.

С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения геотермического градиента - частные и среднее взвешенное. Геотермический градиент ∆Г характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100м. Величина геотермического градиента (Г) равна

 

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений                            (42)

 

следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением: Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений

                                                                                         (43)

 

Температура в недрах нефтяных и газовых месторожденийНаиболее полная температурная характеристика геологического разреза месторождения в целом или его определенной части может быть получена с помощью серии геолого-геотермических профилей (рис 36).

Изменение температуры продуктивного пласта по площади хорошо иллюстрируется геотермической картой (картой изотерм) по кровле пласта (рис 37).

 

 

 

 

Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали - зонами пониженной температуры.

Для верхних слоев земной коры (10-20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.

                                                              

www.tehnik.top

5.4 Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений

Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктивные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения.

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации. В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой.

Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром.

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20-25сут для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. Однако в промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь 4-6 ч после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленные по техническим причинам.

В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры.

Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле

(42)

где G ‑ геотермическая ступень, м/°С;

Н ‑- глубина места замера температуры, м;

h ‑- глубина слоя с постоянной температурой, м;

Т ‑- температура на глубине °С;

t ‑ средняя годовая температура воздуха на поверхности, oС.

Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при разработке вторичных аномалий температуры. Процесс изучения природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температуры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт.

Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади.

Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электрическим, самопишущим и другими приборами, а также максимальным ртутным термометром проводят измерение температуры с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в остальной его части.

По данным температурных исследований строят термограмму, т.е. кривую, отражающую рост естественной температуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Г0. Сочетание геотермы с литолого-стратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого-геотермический разрез скважины (рис. 38). На геотерме обычно выделяются прямолинейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.

С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения геотермического градиента - частные и среднее взвешенное. Геотермический градиент ∆Г характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100м. Величина геотермического градиента (Г) равна

(43)

следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением:

( 44)

Наиболее полная температурная характеристика геологического разреза месторождения в целом или его определенной части может быть получена с помощью серии геолого-геотермических профилей (рис 39).

Изменение температуры продуктивного пласта по площади хорошо иллюстрируется геотермической картой (картой изотерм) по кровле пласта.

Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали - зонами пониженной температуры.

Для верхних слоев земной коры (10-20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.

studfiles.net

Температура - недра - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Температура - недра

Cтраница 1

Температура недр зависит главным образом от внутреннего тепла Земли. Сезонные колебания охватывают лишь верхние 10 - 30 м пород и не прослеживаются глубже нейтрального слоя с постоянной температурой. Ниже него температура последовательно увеличивается. Обычно величина геотермического градиента осадочных горных пород лежит в пределах 3 - 8 С на 100 м глубины.  [1]

Температура недр является одним из главных факторов, контролирующих образование скоплений многих полезных ископаемых. Так, при формировании залежей нефти и газа пластовая температура наряду с пластовым давлением определяет в основном аккумуляцию скоплений углеводородов разного фазового состава. Если при этом учесть, что давление в большинстве районов является функцией глубины, то изменение фазового состава залежей при пологом залегании пластов почти целиком определяется геотермическими условиями района.  [3]

Температура недр является функцией глубины залегания пород и величины геотермического градиента. Для медленно протекающих реакций, каковыми является большинство геохимических низкотемпературных превращений, имеет значение и продолжительность суи. Выявить влияние последнего на интенсивность преобразования ГПВ затруднительно из-за неизученности кинетики большинства геохимических превращений.  [4]

Температура недр возрастает с глубиной. Повышение температуры при этом определяется надежной изоляцией от поверхности и приближением к разогретым зонам литосферы. Степень прогрева осадочных толщ зависит также от расстояния до магматических очагов и содержания радиоактивных элементов. Наконец, температура недр зависит от интенсивности циркуляции подземных вод и их Температуры до поступления в данную осадочную толщу. Особое место в температурном режиме недр принадлежит теплопроводности пород.  [5]

Определение температуры недр до начала разработки нефтяных и газовых месторождений необходимо при подсчете запасов нефти и газа, выяснении физических свойств подземных флюидов и проектировании разработки залежей. Кроме того, знание естественного теплового поля месторождений необходимо для последующего контроля за его изменением. Задача систематического контроля за тепловым режимом продуктивных пластов приобретает особую актуальность для месторождений, где закачивается вода, с температурой значительно меньшей начальной пластовой температуры, и где нефть существенно изменяет свои свойства при изменении температуры. Например, нефть месторождения Узень предельно насыщена парафином, который выпадает из растворенного состояния при снижении температуры. При этом резко снижается подвижность нефтепарафиновой смеси, затрудняются приток нефти к скважинам и подъем ее на поверхность. Систематические замеры температуры пластов необходимы также при контроле за разработкой залежей с тепловым воздействием на пласт.  [6]

При температуре недр ниже нескольких миллиардов Кельвинов любые нейтрино, излученные в процессе остывания, свободно покидают нейтронную звезду без взаимодействия с ее веществом, что подтверждается в разд. Этот процесс, отличающий низкотемпературную эпоху остывания нейтронной звезды от предыдущей высокотемпературной эпохи ее образования, значительно упрощает изучение поздней тепловой эволюции.  [7]

Экспериментально нестабильность температуры недр Земли на глубинах, превышающих глубину залегания нейтрального слоя, была установлена, как отмечалось, раньше, чем были получены соответствующие аналитические данные.  [8]

Методика прогноза температуры недр Земли зависит от заблаговремен-ности и глубины залегания толщи пород или водоносного слоя, для которых составляется прогноз. При краткосрочных прогнозах ( до года) предсказание закономерностей изменения температуры во времени имеет значение для самых верхних слоев земной коры. Для глубин, измеряемых десятками и сотнями метров, большее значение имеет прогноз закономерностей изменения температуры в пространстве. Важно также отметить, что поскольку температура пород и насыщающих их подземных вод изменяется, как правило, очень мало даже в течение года, не говоря уже о суточных колебаниях, то прогноз режима температуры подземных вод имеет не столь важное практическое значение, как, например, прогноз режима уровня подземных вод. Тем не менее, в ряде случаев совершенно необходимо знать даже весьма незначительные возможные изменения температуры. Особенно существенное значение это приобретает в последние годы в связи с размещением в верхних слоях Земли важной и дорогостоящей аппаратуры, чувствительной к малейшим изменениям температуры. Кроме того, местами температура подземных вод может меняться в более широком диапазоне, чем это свойственно водоупорным породам, залегающим на тех же глубинах.  [9]

Однако основными факторами формирования и перераспределения температур недр все же являются глубинный тепловой поток, условия и форма залегания горных пород ( структурный и литологический факторы), условия циркуляции и размещения подземных вод и углеводородных флюидов.  [10]

Появляющаяся в уравнениях (11.8.1) - (11.8.3) температура Т - это температура недр.  [11]

В результате многочисленных исследований установлено, что с увеличением глубины температура недр повышается, причем в различных районах земного шара скорость возрастания температуры с глубиной различна.  [12]

Третья стадия ( протокатагенез): биохимические процессы затухают, сравнительно небольшая температура недр ( порядка 50 С) определяет низкую скорость реакции термокатализа органического вещества. Концентрация битумов и нефтяных углеводородов возрастает слабо, в составе газовых компонентов преобладает углекислота. Конец стадии протокатагенеза является переломным моментом: усиливается образование метана, его гомологов, начинается генерация низкокипящих нефтяных углеводородов.  [13]

Нас интересует история тепловой эволюции нейтронной звезды после ог как она уже остыла до температуры недр ниже нескольких миллиардов Кельвинов. Относительно короткую эпоху, в течение которой темпера-падает от - 1 011 К до - 109 К, мы обсудим в гл. Эта более ран-эпоха, начинающаяся коллапсом звездного ядра и взрывом сверхновой, ачительно короче, чем длительный период остывания при температурах Ю9 К.  [14]

Многочисленные исследования в СНГ и за его пределами показали, что - с увеличением глубины температура недр повышается. Было отмечено также, что в различных районах земного шара скорости возрастания температуры с глубиной различны.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений

Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктивные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения.

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации. В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой.

Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром.

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20 – 25 суток для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. В промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь 4 – 6 ч после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленных по техническим причинам.

В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры.

Данные замеров температур могут быть использованы для определениягеотермической ступении геотермического градиента .

Геотермическую ступень , т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С , определяют по формуле:

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений - Инвестирование - 1 ,

где G – геотермическая ступень, м/°С;

Н – глубина места замера температуры, м;

h – глубина слоя с постоянной температурой, м;

Т – температура на глубине °С;

t – средняя годовая температура воздуха на поверхности, oС.

Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при разработке вторичных аномалий температуры. Процесс изучения природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температуры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт.

Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади.

Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электрическим, самопишущим и другими приборами, а также максимальным ртутным термометром проводят измерение температуры с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в остальной его части.

По данным температурных исследований строят термограмму, т.е. кривую, отражающую рост естественной температуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Г0. Сочетание геотермы с литолого-стратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого-геотермический разрез скважины (рис.3.4).

На геотерме обычно выделяются прямолинейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.

С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения геотермического градиента – частные и среднее взвешенное. Геотермический градиент ∆Г характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100м. Величина геотермического градиента (Г) равна

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений - Инвестирование - 2 , следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений - Инвестирование - 3

Наиболее полная температурная характеристика геологического разреза месторождения в целом или его определенной части может быть получена с помощью серии геолого-геотермических профилей (рис 3.5).

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений - Инвестирование - 4

Рис. 3.4. Геолого-геотермический разрез скважины (по В.А.Луткову)

а, б, в – литолого-стратиграфические пачки пород

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений - Инвестирование - 5

Рис. 3.5. Схематический геолого-геотермический профиль

месторождения Узень (по В.А. Луткову)

1 – непроницаемые разделы между горизонтами, 2 – изотермы, °С; XIII – XVII – продуктивные горизонты

Изменение температуры продуктивного пласта по площади хорошо иллюстрируется геотермической картой (картой изотерм) по кровле пласта.

Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали – зонами пониженной температуры.

Для верхних слоев земной коры (10 – 20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.

studlib.info

ТЕМПЕРАТУРА В НЕДРАХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Известно, что в недрах месторождений тем­пература возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктив­ные пласты имеют природную (начальную) температуру, зна­чение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения.

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых ус­ловиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации.

В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные из­менения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой, — в результате нагнетания воды, теплофизических и термохимических методов разработки залежей, а также вследствие неизотермических про­цессов фильтрации. Наряду с этим в скважинах и в прискважинных зонах горных пород при бурении, цементировании и эксплуатации возникают теплообменные процессы, нару­шающие начальное тепловое поле, и для его восстановления требуется продолжительное время — от нескольких суток до месяца и более.

Изменение теплового режима пластов может оказывать существенное влияние на условия разработки залежей. Вмес­те с тем изучение вторичных термических аномалий имеет большое значение для контроля за процессом разработки эксплуатационных объектов, за работой пластов в скважи­нах и за техническим состоянием скважин. В связи с этим изучение теплового режима как при подготовке месторожде­ния к разработке (для обоснованного подсчета запасов всех компонентов залежей и проектирования разработки), так и при его разработке имеет большое значение.

Термометрические методы исследования скважин и плас­тов довольно глубоко обоснованы теоретически и экспери­ментально российскими (В.Н.Абрамов, А.Л. Абрукин, В.Н. Дах-нов, Д.И.Дьяконов, А.Ю.Намиот, Н.Н. Непримеров, Н.А. Огильви, М.Д. Розенберг, Е.В. Теслюк и др.) и зарубежными уче­ными.

Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при раз­работке вторичных аномалий температуры. Процесс изуче­ния природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, опре­деление температуры в кровле продуктивных пластов, пост­роение геолого-геотермических профилей и геотермических карт.

Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади. По­скольку в действующих и даже только что пробуренных скважинах температурные условия отличаются от начальных, температурные замеры проводят преимущественно в про­должительно простаивающих скважинах — наблюдательных, пьезометрических и законченных бурением, но ожидающих ввода в эксплуатацию. Время, необходимое для восстановле­ния теплового равновесия после бурения и цементирования, должно быть обоснованно специальными исследованиями.

Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электри­ческим, самопишущим и другими приборами, а также мак­симальным ртутным термометром проводят измерение тем­пературы с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в ос­тальной его части.

По данным температурных исследований строят термо­грамму, т.е. кривую, отражающую рост естественной темпе­ратуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Го. Сочетание геотермы с литолого-стратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого-геотермический разрез скважины (рис. 49). На гео­терме обычно выделяются прямолинейные участки с разны­ми углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.

Рис. 49. Геолого-геотермический разрез скважины (по В.А. Луткову):

studopedya.ru

ГЛАВА 8. ТЕМПЕРАТУРА В НЕДРАХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой.

Продуктивные пласты обладают природной (начальной) температурой, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения (температурным градиентом).

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние углеводородов в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации.

В процессе разработки залежей природные термодинамические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в пласты в больших объемах различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой, в результате применения теплофизических и термохимических методов разработки залежей. Наряду с этим в скважинах и в прискважинных зонах горных пород при бурении, цементировании и эксплуатации возникают теплообменные процессы, нарушающие начальное тепловое поле. Последнее в скважинах восстанавливается в течение продолжительного времени – от нескольких суток до месяца и более.

Изменение термодинамического режима пластов может оказывать существенное влияние на условия разработки залежей. Вместе с тем, изучение вторичных термических аномалий имеет большое значение для контроля за процессом разработки эксплуатационных объектов, за работой пластов в скважинах и за техническим состоянием скважин. Изучение теплового режима месторождения и его продуктивных пластов в целом, как при подготовке месторождения к разработке, так и при его разработке имеет большое значение.

Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром (термопарой).

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и незакрепленных. Перед замером скважина должна быть остановлена на 20-25 суток для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. Однако в промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь 4-6 часов после остановки скважины.

В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленных по техническим причинам. В промысловых условиях для этой цели удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры.

Данные замеров температур могут быть затем использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическая ступень – это расстояние в метрах, при углублении, на которое температура пород закономерно повышается на 10С, определяется по формуле

 

G = ( H – h ) / ( T – t) ,

 

где G– геометрическая ступень в м / градус Цельсия;

H – глубина места замера температуры, м.;

h – глубина слоя с постоянной температурой, м.;

T – температура на глубине;

t – средняя годовая температура воздуха на поверхности.

Для более точной характеристики геотермической ступени необходимо иметь замеры температуры по всему стволу скважины. Такие данные позволяют вычислить величину геотермической ступени в различных интервалах разреза, а также определить геотермический градиент (Г), т. е. прирост температуры в градусах Цельсия при углублении на каждые 100 м

 

Г = 100 * ( T – t ) / ( H – h ) ,

 

Следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением Г=100 G.

Как известно, для верхних слоев земной коры (10-20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м и значительно колеблется для различных участков земного шара. Так, для Грозненской нефтеносной области она составляет 8-12 м, Апшеронского полуострова 21-37 м, ряда месторождений Урало-Волжской нефтеносной провинции около 100 м.

 



infopedia.su


Смотрите также