» » Термобарические условия природных резервуаров

Термобарические условия природных резервуаров

06.08.2016

Одними из важнейших характеристик природных резервуаров являются пластовое давление и пластовая температура.
Пластовым называется давление (рпл) которое испытывают жидкие и газообразные флюиды в природных резервуарах. Знание величины пластового давления очень важно, как при проведении теоретических исследований, в частности прогнозирования нефтегазоносности недр, научно обоснованного проектирования разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, так и при решении практических задач, связанных с эксплуатацией месторождений, бурения скважин и т.д.
Пластовое давление характеризует энергетическую емкость залежей нефти и газа в недрах и определяет силу, движущую флюиды в пласте. Различают статическое и динамическое пластовое давление.
Под статическим подразумевается давление в резервуаре, если в нем не происходит движение подземных вод. Динамическое пластовое давление - это давление в пластовом резервуаре, в котором происходит движение пластовых вод из-за связи пластового резервуара с земной поверхностью или наличием области разгрузки вод.
Различают гидростатическое и геостатическое давление. Гидростатическое давление характеризует вес столба жидкости от точки замера в природном резервуаре до земной поверхности, а геостатическое давление -вес вышезалегающих горных пород. Поэтому геостатическое давление иногда называют горным давлением. В геосинклинальных областях и предгорных прогибах, где тектонические движения проявляются наиболее интенсивно, определенную роль в формировании пластового давления играют также геотектонические напряжения, возникающие вследствие деформации слоев.
Выделяют также нормальное пластовое давление и аномальное пластовое давление. Аномальное пластовое давление может быть аномально низким IAH ПД) или аномально высоким (АВПД). Нормальное пластовое давление равно гидростатическому. Оно рассчитывается по формуле:
рпл = 10в-1*Н*γ,

где рпл - пластовое давление; H - глубина пластового резервуара (глубина скважины); у - плотность пластовой воды.
На практике, для простоты, пластовое давление условно принимается равным высоте столба пресной воды и называется условно гидростатическим. Однако оно может существенно отличаться от расчетного в ту или иную сторону. Определение гидростатического пластового давления будет правильным только в том случае, если гидродинамическая система находится в статическом состоянии, причем поверхность зеркала пластовых вод в резервуаре (то есть пьезометрическая поверхность) должна быть горизонтальной. Однако в природе подземные воды, как правило, находятся в динамических условиях, и пьезометрическая поверхность наклонена в направлении движения вод. Для определения наклона пьезометрической поверхности, то есть направления движения подземных вод, пользуются приведенными (пьезометрическими) давлениями, определяемыми от уровня моря или от какой-либо иной условной поверхности до пьезометрической поверхности пласта-резервуара (рис. 8.39).
Термобарические условия природных резервуаров

На рис. 8.39 показано, что приведенные давления (напоры) для пласта I во всех скважинах равны: ПI1 = ПI2 = ПI3, то есть пьезометрическая поверхность горизонтальна. Для пласта II приведенные напоры (Пп) уменьшаются от скважины 1 к скважине 3, то есть по направлению движения подземных вод (Пп1 > Пп2 > Пп3).
Область питания и устье скважины 1, в отличие от скважин 2 и 3, находятся на одной и той же гипсометрической отметке. Поэтому давление в пласте I в скважине 1 будет определяться весом столба воды, соответствующего глубине залегания резервуара (HI1), т.е. рI1 = 10в-1*HI1*γ, а в скважинах 2 и 3 соответственно рп2 = 10в-1*HI2γ и рI3 = 10в-1*HI3γ.
Вследствие выхода пласта Ii на земную поверхность и образования области разгрузки подземных вод, пьезометрическая поверхность пласта наклонена, и давления (пьезометрические напоры) в скважинах 1, 2 и 3 будут соответственно равны; рп1 = 10в-1*HI1γ, рп2 = 10в-1*HI2γ и рп3 = 10в-1*HI3γ.
Таким образом, пластовые давления в скважинах для пласта Il определяются весом столба жидкости от точки замера до пьезометрической поверхности этого пласта.
Следует учитывать, что расчетное давление совпадает с фактическим давлением только в одном случае - для пласта I в скважине 1, положение устья которой совпадает с пьезометрической поверхностью. В скважинах 2 и 3 расчетные давления окажутся ниже фактических. Для пласта II в скважине 1 расчетное давление выше фактического, а в скважинах 2 и 3, наоборот, ниже.
Поэтому положение пьезометрической поверхности, прежде всего, зависит от гипсометрического положения выходов пласта на поверхность (области питания и области разгрузки). Кроме того, оно определяется количеством выпадающих осадков, проницаемостью резервуара и рядом других факторов.
Кривая наклона пьезометрической поверхности может иметь довольно сложную конфигурацию в случае изменения проницаемости пород-резервуаров по площади (рис. 8.40).
Из рис. 8.40 видно, что переход хорошо проницаемых песчаных пород в менее проницаемые (песчано-глинистые), существенно изменяет профиль пьезометрической поверхности.
Термобарические условия природных резервуаров

Давление флюидов в пласте определяется гидростатическим напором, так как после завершения литификации осадков, геостатическое давление (если пренебречь упругой деформацией пород), воспринимается главным образом скелетом породы-коллектора. Однако в ряде районов литификация осадков продолжается до сих пор. Поэтому на больших глубинах, где господствуют высокие давления, флюиды в пласте испытывают горное (геостатическое) давление вследствие отжатия воды из глинистых толщ в породы-коллекторы. Это является одной из причин возникновения аномально высоких пластовых давлений (АВПД).
В Предкавказье, Карпатах, Азербайджане, Юго-Восточной и Юго-Западной Туркмении и в ряде других нефтегазоносных регионах (особенно в районах, где проявляются неотектонические процессы) АВПД могут превышать расчетные гидростатические давления в 1,3-2 раза. Помимо геостатического давления, зависящего от мощности и плотности пород, перекрывающих резервуар, АВПД могут быть вызваны и другими причинами. Прежде всего, это - сообщаемость природного резервуара по разрывным нарушениям с подстилающими отложениями, где отмечены высокие давления. Большую роль в возникновении АВПД играют вторичные процессы, приводящие к уменьшению пористости пород-резервуаров. Определенную роль играет избыточное давление, обусловленное разницей в плотностях нефти и воды (в особенности газа и воды) в высокоамплитудных структурных ловушках и др,
В складчатых областях АВПД чаще всего образуются в результате не-отектонических процессов, а также из-за продолжающегося уплотнения горных пород. Кроме этого АВПД возникает из-за избыточного давления, возникающего на сводах высокоамплитудных ловушек, которые, например, на Апшероне, нередко достигают 2 км. Достаточно часто АВПД связаны с выклиниванием песчаных коллекторов или изоляцией их тектоническими нарушениями, затрудняющими связь с поверхностью.
Прогнозирование интервалов возможных проявлений АВПД и приближенная оценка их величины имеют большое практическое значение. Исследования В.М. Добрынина и BA. Серебрякова показывают, что комплекс промыслово-геофизических методов в ряде случаев позволяет прогнозировать АВПД при бурении глубоких скважин.
Значительно реже в пластах-коллекторах фиксируются аномально низкие пластовые давления (АНПД). Причинами их возникновения могут быть процессы выщелачивания, перекристаллизации пород и др., приводящие к увеличению объема пор в коллекторах (Н.А. Еременко).
Пластовая температура (Тпл). Для характеристики температурных условий недр используют три показателя - пластовая температура, геотермическая ступень и геотермический градиент (величина, обратная геотермической ступени).
Пластовую температуру изучают с помощью непосредственных замеров температуры в скважинах методом термометрии, причем замеры в пластах производят только после установления в них температурного равновесия.
Геотермическая ступень - это интервал в разрезе земной коры, замеряемый ниже зоны постоянной температуры, и в котором температура горных пород повышается на 1 °С.
Величина геотермической ступени в разных регионах и на различных глубинах неодинакова и колеблется в широких пределах - от 5 до 150 м. Среднее ее значение 33 м. Таким образом, в недрах земли приблизительно через каждые 33 м температура повышается на 1 °С.
Геотермическая ступень К определяется по формуле:
K= (Н - h)/(T - t),

где H - глубина замера температуры (м); h - глубина слоя постоянной температуры (м); T - температура на глубине Н, °C; t - среднегодовая температура воздуха на поверхности, °С.
Под геотермическим градиентом подразумевается прирост температуры на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры.
В среднем геотермический градиент равен 3 °С, хотя в различных районах и на разных глубинах он колеблется от 0,6 до 10 °С. При прочих равных условиях на величину температурного градиента влияет теплопроводность пород, причем повышение теплопроводности пород ведет к снижению геотермического градиента, а уменьшение теплопроводности - к увеличению геотермического градиента. В разрезах, где преобладают менее теплопроводные глинистые породы, геотермический градиент выше, чем в соленосных или карбонатных породах.
Основным источником тепла в осадочном чехле является тепловой поток, идущий из мантии Земли. Тепловые потоки распределяются в соответствии со строением литосферы. Так, например, он имеют повышенное значение в рифтовых зонах, так как, как правило, рифты закладываются над мантийными диапирами. Дополнительным источником тепла являются радиогенные источники. Расчеты, проведенные Я.Б. Смирновым, показывают, что в среднем генерация радиогенного тепла в литосфере составляет около 10в-6 Вт/м3. Тепло генерируется и в самой осадочной толще в основном за счет гравитационного уплотнения пород, а также деформации горных пород, возникающей в результате тектонических процессов. Дополнительным источником тепла, как мы уже говорили, являются процессы нефтегазообразования, сопровождающиеся возникновением аномально высоких давлений в нефтегазопроизводящих отложениях и повышением температуры.
В зависимости от геологического строения, различные участки земной коры имеют неодинаковую тепловую характеристику. Причем максимальные значения геотермических градиентов характерны для складчатых зон, предгорных прогибов и молодых платформ, например, Предкавказье.
Минимальные значения геотермических градиентов характерны для древних платформ, например, Волго-Урал.
Следует также отметить, что с увеличением степени дислоцированности пластов, как правило, возрастает геотермический градиент. Например, по данным Д.И. Дьяконова на щитах геотермический градиент в среднем составляет 0,6-0,9 °С, а на платформах 0,9-2,5 °С. В областях альпийской складчатости, характеризующихся наиболее напряженной тектоникой, геотермический градиент колеблется в пределах 2,5-19 °С.
В пределах плит с гетерогенным (разновозрастным) фундаментом, как например Западно-Сибирская плита, максимальные геотермические градиенты достигают 4,2 °С. Такие значения зафиксированы на участках с герцинским основанием. Минимальные значения геотермических градиентов распространены в зонах более древнего, архейского, фундамента. Их значения, как правило, не превышают 3,3 °C.
Интересная картина изменений геотермического градиента наблюдается внутри крупных тектонических элементов (межгорных впадин и предгорных прогибов). В этих регионах положительные структурные элементы, например, поднятия, как правило, характеризуются повышенными значениями геотермического градиента. В этих же регионах в отрицательных структурах значения геотермических градиентов значительно ниже. Посмотрим, подтверждается или нет этот вывод на конкретной геологической структуре (рис. 8.41).
Сопоставляя структурные особенности Тахта-Кугультинского поднятия и характер изменения температуры на глубине 500 м видно, что максимальные температуры на этой глубине приурочены к своду складки, а минимальные - к ее крыльям. Из этого следует, что в данном конкретном случае линии равных значений пластовых температур (геоизотермы) в общих чертах отображают глубинное строение структуры, повторяя рисунок изогипс.
Термобарические условия природных резервуаров

Определенную роль при распределении тепла в пределах как крупных структурных элементов, так и локальных поднятий, играет движение по резервуарам подземных вод. Пластовые воды, перемещаясь из депрессионных участков в более приподнятые, привносят туда некоторое количество тепла. Поэтому, например, в пределах локальных структур Апшеронского полуострова значения геотермической ступени возрастают от сводов к крыльям. Однако, повышение температуры от крыльев к сводам структур можно также объяснить анизотропией теплопроводности пород, обусловливающей лучшую теплопередачу по напластованию слоев, чем перпендикулярно к ним (Д.И. Дьяконов).
Интересная особенность выявлена при изучении распределения тепловых аномалий в различных регионах. Установлено, что практически во всех нефтегазоносных областях повышенные тепловые аномалии приурочены к зонам нефтегазонакопления. Так, например, по данным Г.А. Габриэлянца, на месторождениях нефти и газа Предкавказья и Волго-Урала превышение теплового потока, по сравнению с фоновым, составляет 10-20 %.
В пределах зон нефтегазонакопления Апшеронского полуострова, значения теплового потока практически в два раза выше фонового.
Следует особо отметить, что тепловых аномалий не отмечается на участках, примыкающих к зонам нефтегазонакопления и где промышленные скопления углеводородов отсутствуют.
В некоторых регионах наблюдается зависимость между пространственным распространением флюидов различного фазового состояния и температурными условиями недр. Так, например, в Днепровско-Донецкой впадине зоны преимущественного газонакопления характеризуются более высокими температурами по сравнению с зонами, где в основном распространены нефтяные месторождения.
По данным Ф.А. Макаренко и С.И. Сергиенко приуроченность положительных тепловых аномалий к зонам нефтегазонакопления объясняется выносом тепла из погруженных депрессионных участков при формировании залежей нефти и газа, а также процессами окисления нефти.
Выявление в скважинах участков с аномально высокими или аномально низкими температурами во многом облегчает работу нефтяников, так как они позволяют по наличию температурной аномалии на термограмме определить интервалы поступления газа из пласта в скважину. Кроме этого, с помощью термограммы можно уточнить высоту подъема цемента за колонной, которая фиксируется наличием положительной аномалии.
По термограммам можно оперативно коррелировать разрезы скважин, так как породы с различными литологическими характеристиками обладают разными параметрами теплоемкости и теплопроводности.