Питання для самоперевірки

1. Які особливості руху мінералізованих вод i розсолів?

2. Розкажіть про методику приведених напорів i приведених тисків.

3. Як розраховуються приведені тиски для підземних водоносних горизонтів?

4. Розкажіть про методи побудови карти гiдроiзоп’єз.

5. Як можна визначити напрям руху, напірний градієнт, швидкість підземного водяного потоку?

Лекція 5 геотермічні параметри вод нафтових I газових родовщ

Розподіл температури у літосфері на глибинах нижче нейтрального шару (шар річних теплообмінів, температура якого на його нижній границі відносно постійна для кожної даної точки земної поверхні) відбувається під впливом внутрішнього тепла Землі. Температура буде зростати з глибиною (Н) відповідно значенню (середньому) геотемпературного градієнта (Г).

Спотворення теплового поля у верхній частині літосфери буде відбуватися під дією наступних факторів:

1. структурного (анізотропії порід);

2. динаміки підземних вод.

   1. Структурний фактор

Нафтогазові родовища, основним чином, приурочені до позитивних структур осадового чохла і тут за рахунок теплової анізотропії порід над антиклінальними структурами спостерігається підвищення, а над синклінальними – зниження температури i інтенсивності теплового потоку. Величина спотворення теплового потоку структурами оцінюється в 15-20%.

2. Динаміка підземних вод

Підземні води є динамічним елементом літосфери, вони в породах-колекторах будуть утворювати підземні водні потоки, які будуть впливати на формування теплового поля у літосфері. Найбільший вплив підземних вод на теплове поле буде відбуватися у зоні інтенсивного водообміну, де конвекційний потік інфільтраційних вод буде розсіювати теплове поле i спотворювати геотермічні параметри в середньому на 25%.

В зонах утрудненого водообміну, де, в основному, розміщуються антиклінальні нафтогазоносні структури, тепловий потік не буде розсіюватись iнфiльтрацiйними водами, бо вони сюди не поступають в умовах “гідрогеологічної закритості структури". А у крайових частинах структур (периферія) в умовах припливу iнфiльтрацiйних вод, де створюються умови їх більшої активності, відбувається розсіювання теплового поля і температурні параметри будуть знижуватися. Результати багаточисельних досліджень підтверджують ці висновки. Так, вони показали, що геотермічні ступені в межах нафтогазоносних областей і навіть родовищ міняються. У склепінних частинах нафтогазоносних антиклінальних структур та ж сама ізотерма буде залягати до поверхні землі ближче, ніж на крилах (перекліналях) структури.

Так, побудована карта геотермічних ступенів у відкладах пліоцену для нафтового родовища Забза (Північний Кавказ) показала спiвпадання iзолiнiй геотермічних ступенів з ізолініями покрівлі палеогенового горизонту. Величина геотермічного ступеню змінювалась від 32 м/°С (склепінна частина) до 48 м/°С на крилах. Таким чином, скупчення нафти i газу будуть розміщуватись у склепінних частинах структур, які в умовах утрудненого водообміну не промиваються підземними водами, бо їм не вистачає сили промити ці частини антиклінальних структур.

Виходячи із цього твердження, якщо ми по мережі свердловин будемо спостерігати за температурним режимом вод даної площі (розвідувальної), то на площі i по розрізу ми можемо виділити температурні стабільні зони, які будуть показувати перспективні ділянки для скупчень ВВ. Ці стабільні температурні зони будуть зонами застійних вод, які дуже часто будуть приурочені до "склепінних частин" антиклінальних структур. Тут будуть мінімальні для даного району значення геотермічних ступенів. У зонах платформи на теплове поле осадового чохла буде впливати глибина залягання порід фундаменту. На ділянці, де велика глибина, геотермічний ступінь зростає. У зонах тектонічних розломів, де по тріщинуватих зонах з глибини поступають більш нагріті напірні води, зростає вологість порід i інтенсивність теплового поля. Під час розробки родовищ нафти i газу теплове поле родовища буде змінюватися. Так, при видобуванні нафти крайові контурні води будуть витісняти нафту із зануреної частини покладу, що буде давати зростання температури на вибої свердловин. Але треба, щоб було Р_пл>P_нас, бо якщо Р_пл<P_нас, то з нафти буде виділятися газ i вибійна зона свердловин буде охолоджуватися за рахунок газу, що виділяється з нафти. Підток контурних вод до вибоїв свердловин буде супроводжуватись зростанням температури, тому що нафта у зоні ВНК менш насичена газом, ніж у склепінних частинах покладу (коли з нафти виділяється газ).

Термальні води. До термальних вод ми відносимо води з температурою >37-42°С. Термальні води характеризуються:

1. підвищеною біологічною активністю;

2. мiнералiзованiстю (мінеральні);

3. цінним мiкрокомпонентним складом.

Вони мають практичне значення як:

1. джерело тепла;

2. енергетичне значення (джерело енергії);

3. лікувальне значення;

4. для одержання цінних компонентів.

Термальні води отримали значне поширення у глибинних частинах басейнів напірних вод, особливо в межах нафтогазоносних басейнів у надрах нафтових i газових родовищ. Для практичного використання термальних вод, перш за все треба визначити енергетичну i теплову потужність скупчення термальних вод (кількість тепла, ккал), кількість електроенергії (кВт/год.), що можна одержати при експлуатації даного родовища термальних вод. Найбільшу теплову i енергетичну потужність мають родовища термальних вод:

1. областей сучасного вулканізму;

2. басейнів мiжгiрських западин;

3. басейнів крайових прогинів;

4. басейнів крайових частин платформ.

Найбільш великі скупчення термальних вод пластового типу розміщуються в зонах нафтових i газових родовищ (геотермічний градієнт – 3°/100 м) i тому пластові води на глибині 2500-3000 м будуть мати температуру біля 100°С i більше.