Условия залегания нефти в пласте. Температура нефти в пласте


3.2 Температура пласта

Знание пластовой температуры необходимо для изучения свойств пластовых нефти, газа и воды (при проектировании, осуществлении и анализе разработки пласта), определения режима пласта и динамики движения подземных вод, установления условий формирования залежей нефти и газа и размещения этих залежей в пределах различных структур, а также для изучения теплового поля земной коры (при геофизических исследованиях). Оно оказывает большую помощь и при решении различных технических вопросов, связанных с тампонажем скважин, перфорацией и т. п.

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

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.

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, т. е. прирост температуры в °С при углублении на каждые 100 м. Величина геотермического градиента (Г) равна

следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением

Как уже указывалось, данные термических исследований могут быть широко использованы для изучения не только разрезов скважин и выявления в них нефтеносных, газоносных и водоносных пластов, но и геологического строения нефтяного месторождения в целом.

В. М. Николаев указывает на возможность использования геотермических данных для прослеживания за динамикой под земных вод и направлением их стока.

Г. М. Сухарев составил карту геоизотерм по III группе песчаников чокракского горизонта для Терско-Дагестанской нефтегазоносной области с целью использования ее для прогнозо1 нефтегазоносности недр. Он установил, что в зонах затрудненного водообмена величина геотермической ступени в водоносною комплексе зависит от его гипсометрического положения. Если водоносный комплекс имеет низкую отметку, то величина геотермической ступени будет наименьшей и, наоборот. В зонах слабого движения вод, т.е. практически при отсутствии водообмена, геотермическая ступень является нормальной. В зонах ослабленного движения вод, связанного с литологическими или структурными условиями, величина геотермической ступени является промежуточной между ее величинами в зонах затрудненного водообмена и в зонах отсутствия водообмена. По карте геоизотерм можно судить о затухании подземного стока вследствие ухудшения проницаемости песчаников, а также наблюдать за динамикой и направлением движения подземных вод и т. п.

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 в нефтяных пластах

⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 41Следующая ⇒

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 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. Однако в промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь (4-6 )час. 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 определениягеотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую ступень-. 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.

Геотермический градиент Г характеризует изменение температуры, при изменении глубины на 100м определяется по формуле

 

Таким образом, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением:

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. Например, в районе Пятигорска геотермическая ступень равна 1,5 м, Петербурга - 19,6 м, Москвы -38,4 м, в районе Повожья и Башкирии – 50 м. 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.

Читайте также:

lektsia.com

Частичная дегазация нефти в пласте — КиберПедия

Условия фильтрации и вытеснения нефти можно значительно улучшить, если понизить ее предельное динамическое напряжение сдвига. При этом пони­зится градиент динамического давления сдвига нефти в пористой среде. Анома­лии вязкости у такой нефти будут иметь место лишь при очень низких градиен­тах давления и, следовательно, в незначительной части объема пласта.

Добиться уменьшения предельного динамического напряжения сдвига пла­стовой нефти можно снижением газосодержания, но, конечно, при соблюдении условия, что температура насыщения нефти парафином останется ниже пласто­вой температуры.

Основными компонентами растворенного в пластовой нефти газа являются азот, метан, этан, пропан. Растворимость азота в нефти ниже, чем у остальных компонентов попутного газа. При снижении пластового давления ниже давления насыщения, из нефти прежде всего начнет выделяться азот, а затем вместе с ним метан. При выделении из нефти азота вязкость ее меняется незначительно. В то же время предельное динамическое напряжение сдвига и градиент динамическо­го давления сдвига существенно снизится, т. к, именно азот и метан оказывают наиболее сильное структурообразующее влияние на асфальтены в нефти.

Таким образом, уменьшить аномалии вязкости нефти можно путем частич­ной дегазации нефти в пласте. Временное снижение пластового давления ниже давления насыщения при разработке залежи сопровождается возрастанием газо­вых факторов в эксплуатационных скважинах. Добываемый газ будет обогащен азотом. Состав газа, остающегося в пластовой нефти, изменится - азота в нем останется меньше. Время, в течение которого должна проводиться эксплуатация залежи с пластовым давлением ниже первоначального давления насыщения, может быть определено без особых затруднений, если установить то предельное содержание азота в пластовой нефти, к которому следует стремиться. При про-

ведении этого процесса необходим тщательный контроль за количеством и со­ставом добываемого попутного газа. Затем, сокращением темпов отбора жидко­сти и увеличением закачки воды в пласт, давление в нем должно быть увеличено выше давления насыщения. Выделившийся в пласте газ вновь растворится в нефти. В результате изменения состава растворенного в пластовой нефти газа предельное динамическое напряжение сдвига и градиент динамического давле­ния сдвига нефти уменьшаются.

При разработке нефтяных месторождений обычно не допускают уменьше­ния пластового давления ниже давления насыщения. Действительно, длительная эксплуатация залежи при непрерывно снижающемся пластовом давлении при­водит к ухудшению нефтепроницаемости пород вследствие насыщения их выде­лившимся из нефти газом. Коэффициент нефтеотдачи из-за этого может ока­заться очень низким. Временное уменьшение пластового давления ниже давле­ния насыщения к таким нежелательным последствиям не приводит. Наоборот, из-за уменьшения аномалий вязкости нефти, условия разработки залежи улуч­шаются.

При разработке многих нефтяных месторождений в нашей стране допуска­лось временное снижение пластового давления ниже давления насыщения. Так, сводовая часть пласта Шкаповского месторождения с 1957 по 1961 год эксплуа­тировалась при пластовом давлении ниже давления насыщения. При этом со­держание азота в добываемом с нефтью газе после восстановления пластового давления уменьшилось, нефтепроницаемость пласта восстановилась, а на от­дельных участках превысила первоначальную.

Тепловое воздействие

Нагрев нефти препятствует образованию структуры из агрегатов асфальте-нов или парафинов. С повышением температуры, как это показано было выше, уменьшаются вязкость нефти с неразрушенной структурой, предельное динами­ческое напряжение сдвига и градиент динамического давления сдвига.

Увеличение температуры нефти из пластов нижнего карбона до 50 °С уменьшает эти реологические параметры в несколько раз. Тиксотропные свой­ства нефти при повышенной температуре выражены очень слабо. Повышение температуры сверх 50°С вызывает уже менее интенсивные изменения реологи­ческих параметров, и при 80°С аномалии вязкости нефти хотя и незначительные, но сохраняются.

Характерно, что чем выше аномалии вязкости у пластовой нефти, тем за­метнее они уменьшаются с ростом температуры.

У парафинистых нефтей зависимость аномалии вязкости от температуры несколько иная. У таких нефтей аномалии вязкости появляются при снижении температуры ниже температуры насыщения нефти парафином. Пока температу­ра не снизится до так называемой температуры массовой кристаллизации пара­фина, необратимого затухания фильтрации в пористой среде не происходит. Имеет место обратимость процесса: если восстановить температуру до началь­ной пластовой, реологические и фильтрационные свойства нефти восстанавли­ваются.

Когда температура снижается ниже температуры массовой кристаллизации парафина, происходит необратимое затухание фильтрации, увеличение вязкости нефти с разрушенной и неразрушенной структурой, предельного динамического напряжения сдвига, градиента динамического давления сдвига. Для их восста­новления нефть требуется нагреть до температуры, на десятки градусов превы­шающей первоначальную температуру насыщения нефти парафином.

У пластовых нефтей Башкирии, Татарии, Ухты, Узени интервал между тем­пературой насыщения и массовой кристаллизациии составляет 10...20°С.

Приведенные сведения показывают, что аномалии вязкости нефти в пласте можно уменьшить при тепловом воздействии. Для нефтей Башкирии, Татарии температура нагрева нефти в пласте должна быть не ниже 50 °С.

При разработке залежей высокопарафинистых нефтей следует не допускать снижения пластовой температуры ниже температуры массовой кристаллизации парафина, когда происходят необратимые процессы выпадения из нефти пара­фина в пористой среде.

cyberpedia.su

Условия залегания нефти в пласте

Поиск Лекций

 

Давление в нефтяном пласте до начала разработки называется начальным пластовым давлением (РП). Оно зависит от глубины залегания пласта и приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды:

 

 

где РП – начальное пластовое давление, Па;

ρ – плотность воды, кг/м3;

g – ускорение свободного падения, м/с2;

Н – глубина залегания пласта, м.

 

Например, на глубине 2 км гидростатическое давление составляет около 20 МПа или 200 ат. На самом деле из-за притока жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих пород, действия тектонических сил, пластовое давление отличается от гидростатического. Обычно пластовое давление меньше. Но иногда пластовое давление превышает гидростатическое. Такие пласты называют пластами с аномально высоким давлением. Чем больше давление, тем больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из залежи.

Температура в пластах повышается с увеличением глубины их залегания. Геотермическая ступень – число метров погружения в глубь Земли для повышения температуры на 1оС. В среднем на Земле геотермическая ступень составляет 33 м.

В зависимости от давления и температуры продукция пласта может находиться в различных состояниях (жидком, газообразном, двухфазном). Если в смеси преобладают тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, пластовая температура относительно мала, то смесь находится в жидком состоянии и такие месторождения называются нефтяными.

Если в пластовой смеси преобладает метан – это чисто газовое месторождение (содержание метана составляет, как правило, более 90%).

Наличие в смеси некоторого количества тяжелых углеводородов не означает, что она обязательно будет в двухфазном состоянии. При высоком давлении в пласте в сжатом газе растворяются жидкие углеводороды, образуются газоконденсатные месторождения.

В газонефтяных месторождениях под действием высокого давления часть газа растворена в нефти и в пластовой воде.

По мере разработки месторождения давление в пласте (РП) снижается, растворённый газ начинает выделяться из нефти. Давление, при котором начинается выделение газа из нефти, называется давлением насыщения (РНАС). Чем легче нефть и чем тяжелее газ, меньше РНАС.

Начальное пластовое давление в залежи может быть выше давления насыщения (РП > РНАС). Тогда весь газ будет находиться в растворенном состоянии, и нефть может быть недонасыщенна газом.

Если РП < РНАС, не весь газ будет растворен в нефти, часть его образует газовую шапку.

В любом случае, по мере разработки месторождения наступает момент, когда пластовое давление становится ниже давления насыщения, образуется искусственная газовая шапка. Вследствие падения давления газ выделяется также при движении нефти по стволу скважины, в трубопроводах.

Геологические запасы нефти в залежи – это объём нефти, залегающий в порах пласта:

 

 

где G – геологические запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м2;

hЭФ – эффективная мощность пласта, м;

εЭФ – коэффициент эффективной пористости породы;

m – коэффициент нефтенасыщенности пласта;

ρН – плотность нефти при нормальных условиях, кг/м3;

b – объёмный коэффициент нефти.

Промышленные запасы нефти – это объём нефти, извлекаемый при наиболее полном и рациональном использовании современных технологий.

Коэффициент нефтеотдачи – это отношение количества добытой нефти из пласта к её геологическим запасам.

 

poisk-ru.ru


Смотрите также