Глава 8. Температура в недрах нефтяных и газовых

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой.

Продуктивные пласты обладают природной (начальной) температурой, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения (температурным градиентом).

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние углеводородов в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации.

В процессе разработки залежей природные термодинамические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в пласты в больших объемах различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой, в результате применения теплофизических и термохимических методов разработки залежей. Наряду с этим в скважинах и в прискважинных зонах горных пород при бурении, цементировании и эксплуатации возникают теплообменные процессы, нарушающие начальное тепловое поле. Последнее в скважинах восстанавливается в течение продолжительного времени – от нескольких суток до месяца и более.

Изменение термодинамического режима пластов может оказывать существенное влияние на условия разработки залежей. Вместе с тем, изучение вторичных термических аномалий имеет большое значение для контроля за процессом разработки эксплуатационных объектов, за работой пластов в скважинах и за техническим состоянием скважин. Изучение теплового режима месторождения и его продуктивных пластов в целом, как при подготовке месторождения к разработке, так и при его разработке имеет большое значение.

Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром (термопарой).

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и незакрепленных. Перед замером скважина должна быть остановлена 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 часов после остановки скважины.

В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленных по техническим причинам. В промысловых условиях 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 затем использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическая ступень – это расстояние в метрах, при углублении, на которое температура пород закономерно повышается на 10С, определяется по формуле

 

G = (H – h) / (T – t),

 

где G – геометрическая ступень в м / градус Цельсия;

H – глубина места замера температуры, м.;

h – глубина слоя с постоянной температурой, м.;

T – температура на глубине;

t – средняя годовая температура воздуха на поверхности.

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 (Г), т. е. прирост температуры в градусах Цельсия при углублении на каждые 100 м

 

Г = 100 * (T – t) / (H – h),

 

Следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением Г =100 G.

Как известно, для верхних слоев земной коры (10-20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м и значительно колеблется для различных участков земного шара. Так, для Грозненской нефтеносной области она составляет 8-12 м, Апшеронского полуострова 21-37 м, ряда месторождений Урало-Волжской нефтеносной провинции около 100 м.