4.3. Давление и температура в залежах нефти и газа

Давление и температура являются наиболее важными характеристиками залежей нефти и газа, во многом определяющими условия разработки месторождений. Изменение одного из этих параметров неизбежно приводит к изменению другого. Изменения этих параметров сказывается на параметрах залежей (изменение объемов флюидов, находящихся в залежи, изменение соотношения газовой и жидкой фаз в залежи).

Флюиды, содержащиеся в породах-коллекторах, находятся под определенным давлением (силой, с которой флюид давит на стенки пор в коллекторе), которое называется пластовым давлением.

Механизм формирования пластового давления сложен и определяется в самом общем виде сочетанием двух факторов - геостатического и гидростатического.

Осадочные породы в естественном залегании находятся в сложнонапряженном состоянии, определяемом весом вышележащих пород геостатическое давление), интенсивностью и длительностью тектонических движений (боковое давление) и механическими свойствами самих пород.

Величина геостатического давления определяется мощностью и плотностью пород в точке измерения:

P_гео.=(Нх2,3)/10=0.23H,

где Н - мощность пород в точке измерения, в м., - 2.3 - средняя плотность осадочных пород.

Гидростатическое давление создается весом воды, заключенной в пласте-коллекторе или системе пластов-коллекторов. При сообщении пласта с дневной поверхностью величина пластового давления определяется весом столба воды от точки измерения до дневной поверхности. Такое давление принято называть гидростатическим:

Р_гид. = (Н ɣ)/10,

где Н- высота водяного столба, в м. ; ɣ - плотность воды.

Независимо от причин, определяющих пластовое давление, его величина на глубинах до 2.0 - 2.5 км чаще всего может быть определена высотой столба жидкости с учётом ее удельного веса. При вскрытии пласта в скважине высота столба жидкости уравновешивает пластовое давление в пласте. В резервуарах, имеющих сообщение с земной поверхностью, пластовое давление в статических условиях (без движения вод хотя этот допуск условен в геологическом масштабе времени) определяется уровнем зеркала воды в резервуаре в области его связи с земной поверхностью (имеется ввиду непосредственный выход пласта на поверхность, связь через зоны разломов или карстовые системы).

Если в пласте по тем или иным причинам происходят изменения пластового давления, то они неизбежно отразятся на положении свободного зеркала воды данного резервуара. В любой скважине, вскрывшей этот пласт, уровень столба жидкости окажется на одном уровне. Поверхность, проведенная через эти отметки, называется пьезометрической. При упрощенном расчете ожидаемого давления в пласте удельный вес воды принимается за единицу. В этом случае давление определяется по формуле Р = Н/10.

Водоносные системы в земной коре имеющие связь с поверхностью, напор в которых создается за счет инфильтрации атмосферных и поверхностных вод в породы-коллекторы и за счет образуемой этими водами гидростатической нагрузки, называются инфильтрационными водонапорными системами (по А.А.Карцеву).

В таких системах наблюдаются разные соотношения между расчетным (Р=Н/10) и наблюдаемым условным гидростатическим давлениями. На рис.19 показан водоносный пласт, вскрытый тремя скважинами. В скв. № 1 наблюдаемое и расчетное давления совпадают (H₁=H₁¹), в скв. № 2 расчетное давление (Р=Н₂¹ / 10) меньше наблюдаемого (Р=Н/10), поскольку Н₂>Н₂¹ , в скв. № 3 расчетное давление (Р=Н₃¹/10) заметно выше, наблюдаемого (Р=Н₃/10), поскольку Н₃¹>Н₃.

Во-первых, эти вариации обусловлены рельефом местности, а во-вторых, тем, что пьезометрические поверхности чаще всего располагаются под углом к горизонтальной поверхности.

При этом угол наклона пьезометрической поверхности прямо пропорционально определяется через приведенные давления, рассчитываемые от условно выбранной поверхности. На рис. 19 приведенные давления равны:

Рис. 19. Схема распределения гидростатических давлений и пьезометрической поверхности.

P¹₁=P₁+h₁/10; P¹₂=P₂+h₂/10; P¹₃=P₃+h₃/l0.

Величина приведенного давления в любом участке пласта определяется высотой пьезометрической поверхности над поверхностью приведения. Жидкость в резервуаре будет двигаться в сторону наклона пьезометрической поверхности, т. е. движение флюида в пласте-резервуаре всегда направлено в сторону меньших приведенных давлений.

В ловушках заполненных водой давление изменяется пропорционально глубине измерения.

В ловушках содержащих газ, нефть и воду возникает избыточное давление над гидростатическим, которое пропорционально высоте залежи газа или нефти. На рис. 20 показана пластовая сводовая залежь газа. В т. А гидростатическое в случае заполнения водой Р = (Н_ув - h_4ув) /10 = h_1ув/10, в случае заполнения ловушки газом Р= (H_ɣв - [h_2ɣг + h_ɣв]) / 10.

Определим разницу давлений:

δР = [Hγв - (h_2γг + h_Зγв)[/10 - Н_γв – h_4γв = γв(h₄- h₃) - h_2γг/10 ;

так как h₄ - h₃ = h₂ то δР = h₂ (γв - γг)/10

где h₂ - высота газовой залежи.

Гипсометрическая поверхность

Гповерхность сравнения

Рис. 20 Расчет избыточного давления в газовой залежи.

Аналогичный расчет можно сделать и для нефтяной залежи:

δР = h (γв -γн)10

где h - высота точки над разделом нефть - вода, (γ_в - γ_н) - разница удельных весов воды и нефти в залежи.

По Р.Г.Семашеву в инфильтрационных системах количество поступающей в единицу времени Q_пост. не равно количеству жидкости, удаляющейся из системы в единицу времени Q_yд; другими словами, для инфильтрационных систем должно соблюдаться соотношение Q_nocт ≤ Q_yд. В случае Q_пост >Q_yд в водонапорной системе появляется избыточное количество жидкости, которое приведет к приращению давления. Водонапорные системы, в которых пластовое давление выше гидростатического, называются элизионными (рис. 20). В элизионных системах это избыточное (по отношению к гидростатическому) давление возникает за счет выжимания вод из уплотняющихся, главным образом, глинистых пород в породы-коллекторы, с одной стороны, и полузамкнутым или замкнутым характером водоносной системы по отношению к поверхности, с другой.

В элизионных системах часто возникают условия, при которых пластовое давление значительно превышает гидростатическое. Такое давление называется аномально высоким пластовым давлением (АВПД). По мнению разных исследователей к АВПД относятся давления, превышающие гидростатическое более чем на 10-30 % (рис. 21). В числе основных факторов приводящих к возникновению АВПД исследователи называют - гравитационное уплотнение осадочных пород, приток высоконапорных флюидов в гидродинамически замкнутые резервуары, возникновение различных локальных геологических причин. К числу последних можно отнести, например, процесс перехода гипса в процессе дегидратации в ангидрит, повышение в силу каких-то причин температуры в пределах "запечатанной" залежи, "сохранение" давления в залежи, испытавшей подъем к земной поверхности и т.д.

Рис. 21. Основные закономерности изменения пластовых давлений с глубиной. I - гидростатическое давление; II - геостатическое давление; заштрихована зона развитая АВПД.

В некоторых нефтегазоносных бассейнах наблюдаются пластовые давления ниже гидростатического - аномально низкие пластовые давления (АНПД). Чаще всего АНПД фиксируется в нефтегазоносных бассейнах, где развиты толщи многолетнемерзлых пород. По Н.В. Черскому толща многолетнемерзлых пород изолирует водоносные горизонты как от источников питания, так и от областей разгрузки, что и является основной причиной возникновения АНПД. Формирование криолитозоны сопровождается понижением температуры, что несомненно также сказывается на возникновении АНПД. Так, во всех глубоких скважинах пробуренных в пределах Вилюйской синеклизы, в мезозойском разрезе выше региональной сунтарской глинистой покрышки нижнеюрского возраста, фиксируется АНПД. АНПД фиксируется и на большей части территории Непско-Ботуобинской антеклизы.

Температура является важнейшим параметром, определяющим состояние флюида (газ, жидкость) в пласте. Повышение или понижение температуры неизбежно сказывается на фазовом соотношении флюидов, находящихся в пласте. Температура является важнейшим фактором в процессе литификации осадочных пород, в процессе генерации углеводородов.

По современным представлениям тепловая энергия Земли имеет, главным образом, глубинное происхождение и связана с радиоактивным распадом изотопов урана, тория, калия и с гравитационными процессами в мантии. По оценке Н.Л.Добрецова на континентах вклады радиогенного тепла коры и мантии примерно равны, а на океанических плитах (вне активных зон) заметно преобладает вклад мантии. Кроме того, ряд исследователей считают, что существенную роль в общем тепловом балансе Земли играет солнечная радиация, которые рассматривают осадочную толщу аккумулятором солнечной энергии.

Основными характеристиками теплового поля Земли являются тепловой поток и геотермический градиент.

Тепловой поток (ТП) определяется как произведение вертикального геотермического градиента в приповерхностной зоне литосферы и теплопроводности, слагающих ее пород. В значительной степени величина ТП определяется рельефом дневной поверхности и кристаллического фундамента, характером вертикальных движений литосферы, движением подземных вод, ландшафтно-климатическими условиями.

Многими исследователями отмечается, что ТП на древних платформах отличаются стабильностью (40-45' мВт/м²). В самом общем виде ТП зависит от возраста складчатости и складчатого основания. Минимальные значения ТП устанавливаются в пределах кристаллических щитов (например, 20-30 мВт/м² на Анабарском щите), максимальные (70-74 мВт/м² - в кайнозойских подвижных поясах. С уменьшением возраста складчатости (возраста складчатого основания и платформы) увеличивается неоднородность теплового поля. Во многом это определяется теплофизическими свойствами пород - теплопроводностью (Вт/м-град) и теплоемкостью (Дж/кгград) пород.

Теплопроводность - свойство горной породы передавать тепло от более нагретых элементов породы (разреза) к менее нагретому элементу. Основные виды передачи тепла в горных породах - кондуктивная (лучистая) - за счет передачи тепла через минеральный скелет породы и конвективная - за счет движения флюидов в породах .

Экспериментально показано, что в самом общем виде теплопроводность горных пород зависит от пористости и плотности пород. Чем ниже пористость и выше плотность пород, тем выше теплопроводность пород. Среди литологических типов пород теплопроводность возрастает в ряду глины - песчаники - карбонатные породы - каменная соль. Теплофизические свойства пород существенно влияют на геотермический градиент.

Геотермический градиент (ГГ) понимается как прирост температуры в °С на 100 м. Среднее мировое значение ГТ 3.3°С/100 м., а пределы колебания от 0.5-1 до 20 °С/100 м. В нефтегазоносных бассейнах преобладают значения ГГ - 1.8-3°С.

Геотермический градиент отражает скорость нарастания температуры с глубиной. ГГ зависит от теплофизических свойств пород. Это отчетливо видно на рис. 22. Наличие в разрезе мощных толщ, сложенных глинистыми породами, характеризующимися низкой теплопроводностью, будет сопровождаться уменьшением величины ГГ, Напротив, наличие в разрезе каменной соли, обладающей высокой теплопроводностью, приведет к увеличению величины ГГ. Массивы каменных солей в разрезе называют "холодильниками", а наличие в разрезе мощной глинистой толщи приводит к увеличению пластовых температур, поскольку глинистые породы затрудняют свободную конвекцию тепла и являются как бы "изоляторами" тепла.

Изменение температуры в недрах оказывает существенное влияние на флюиды, находящиеся в породах-коллекторах. Как уже отмечалось, повышение температуры сопровождается повышением пластового давления. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и повышение вязкости газа. С изменением температуры изменяется соотношение газообразной и жидкой фаз. Например, количество газа, которое может раствориться в нефти (газовый фактор), может достигать при высоких температурах и давлениях 1100 м³ в одном кубическом метре нефти. При высоких температурах в пласте могут происходить процессы парообразования и конденсации, протекающие в обратном направлении обычному фазовому превращению (жидкость - пар), т.е. выпадение жидкости из газового раствора (ретроградное растворение') и ее испарение при повышении давления (ретроградное испарение). Среди природных

Теплопроводность горных пород колеблется в широких пределах - от 0.04 до 11 Вт/м-град

Рис. 22. Геотермическая характеристика разреза скв. 166 Туймазинского района (по Еременко, 1968).

растворов способностью к ретроградным превращениям обладают газоконденсаты. Зависит от пластовой температуры и количество газа растворенное в пластовой воде. В целом растворимость углеводородных газов в воде несколько ниже, чем в нефти. С повышением температуры растворимость газовых компонентов сначала падает, достигая минимума при 60 -100°С, а затем быстро увеличивается.