- •Введение
- •Глава I. Краткая история нефтегазовой геологии и развития нефтегазовой промышленности
- •Глава II химический состав и физико-химические свойства нефтей, природных газов и битумов
- •II.1. Основные химические элементы, входящие в состав нефтей и газов
- •Химический состав органических веществ
- •II.2. Химический (молекулярный) состав нефтей и природных газов
- •II.3. Физико-химические свойства нефтей и природных газов
- •Растворимость газов в воде и других растворителях
- •II.4. Классификация нефтей и газов по их химическим и физическим свойствам
- •II.5. Природные битумы.
- •Глава III. Породы-коллекторы и природные
- •III.1. Пористость горных пород
- •III.2. Проницаемость горных пород
- •III.3. Классификация пород-коллекторов нефти и газа
- •III.4. Природные резервуары нефти и газа
- •Классификация пород-флюидоупоров по их экранирующим свойствам по а.А.Ханину (1968)
- •III.5. Нефтегазоносные комплексы
- •Глава IV. Ловушки и залежи нефти и газа
- •IV.I. Ловушки нефти и газа и их типы
- •IV.2. Залежи нефти и газа и их параметры.
- •IV.3. Классификация залежей нефти и газа
- •Глава V. Давление и температура в залежах нефти и газа
- •V.1. Единицы измерения давления.
- •V.2. Виды давлений
- •V.3. Аномально высокие и аномально низкие пластовые давления (авпд и анпд).
- •V.4. Пластовая температура
- •Глава VI. Месторождения нефти и газа.
- •VI.1.Параметры месторождений нефти и газа
- •VI.2. Классификация месторождений нефти и газа
- •VI.3. Краткая характеристика классов месторождений
- •Глава VII. Закономерности изменения свойств нефтей и газов в залежах и на месторождениях
- •VII.I. Закономерности изменения свойств нефтей и газов внутри залежей.
- •VII.2. Закономерности изменения свойств нефтей и газов на месторождениях
- •VII.3. Эффект дифференциального улавливания
- •VII.4. Изменения свойств попутного газа
V.3. Аномально высокие и аномально низкие пластовые давления (авпд и анпд).
Как отмечалось выше, при нормальных условиях пластовое давление в каждой точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно превосходящее расчетное гидростатическое. Возникновение аномально высокого пластового давления объясняется следующими причинами:
Передачей части горного давления на залежь. Если скелет породы слабый, то часть горного давления передается на жидкость или газ, находящиеся в ее порах. К таким породам со слабым скелетом, в частности, относятся глины. Поэтому в изолированных линзовидных, карманообразных резервуарах, находящихся внутри глинистых толщ, возникают аномальные давления, превышающие нормальное гидростатическое давление.
Кратковременное повышение пластового давления возникает при землетрясениях. Наблюдения показывают, что в сейсмически активных областях перед землетрясением повышаются дебиты нефти в скважинах.
Тектонические движения по разломам. В приподнятом блоке залежи, разорванной разломами, в течении длительного времени будет сохраняться прежнее высокое пластовое давление, характерное до ее воздымания.
Вторичное увеличение объема залежи в зонах высоких температур. В зоне больших глубин и высоких температур сложные углеводородные соединения с длинными цепями разрушаются с образованием большого количества простых молекул. Увеличение числа молекул приводит к увеличению объема. Увеличение объема залежи приводит к возрастанию давления внутри замкнутого резервуара. По этой причине в газоконденсатных залежах, образующихся за счет разрушения газонефтяной залежи, часто наблюдается АВПД.
Вторичное сокращение объема пор в коллекторах при кристаллизации цемента в законтурных частях резервуара. Залежь при этом приобретает замкнутый и полузамкнутый характер.
Таким образом, аномально высокое пластовое давление возникает под действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная форма резервуара, ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами.
В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое пластовое давление. Появление его может быть обусловлено вторичным увеличением объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости. Пониженные давления возникают и при повторном опускании залежей. При этом восстановление нового пластового давления происходит не сразу, и в течении длительного геологического времени в залежи будет сохранятся низкое пластовое давление, существовавшее до ее опускания.
V.4. Пластовая температура
Температура в земной коре возрастает по мере увеличения глубины. Она определяется тепловым потоком, исходящим из глубоких недр Земли. Зависит от интенсивности теплового потока Земли. Глубина в метрах, при которой температура повышается на 1°С, называется геотермической ступенью. В верхних слоях земной коры она колеблется от 11 до 120 м., в среднем составляет 33 м. Под геотермическим градиентом понимается прирост температуры на 100 метров глубины. Он зависит от теплопроводности горных пород и температурного режима земных недр. В целом он возрастает с глубиной. В складчатых областях он больше, чем на платформах, а геотермическая ступень наоборот – меньше. Расчет пластовой температуры производится по среднему градиенту 3°С на 100 м. по формуле:
, где Н – глубина в метрах
Фактическая пластовая температура определяется в скважинах по замерам приборами. Изучение температурного режима нефтяных и газовых залежей имеет важное практическое значение. От температуры и давления зависят плотность, вязкость нефтей, их газонасыщенность, растворимость газов и нефтяных компонентов и др.
На картах изотерм антиклинальные складки часто выделяются локальными максимумами температуры. Такие аномалии вызваны тем, что в пределах поднятий развит преимущественно песчаный разрез, обладающий повышенной теплопроводностью. В пределах синклинальных прогибов и впадин преимущественно глинистые породы, обладающие меньшей теплопроводностью. Зоны глубинных разломов на картах изотерм выделяются положительными аномалиями.
По замерам температур в скважинах составляются карты геотермических градиентов, выявляются геотермические аномалии. В Западной Сибири повышенными температурами недр отличается Салымский нефтеносносный район, пониженными температурами – недра Северных областей.
Вертикальная геотермическая зональность определяет глубинную углеводородную зональность в условиях земных недр. На глубинах 6-10 километров, где господствуют высокие температуры, в основном развиты газоконденсатные залежи. Сложные углеводородные соединения нефтей на этих глубинах разрушаются с образованием молекул более простого строения (вплоть до метана). Нефтяная залежь преобразовывается в газоконденсатную или нефтегазоконденсатную залежь. В замкнутых резервуарах при этом возникают аномально высокие пластовые давления.