Температура в надрах нафтових та газових родовищ
Відомо, що в надрах родовищ температура збільшується з глибиною, починаючи від так званого нейтрального шару з постійною температурою. Продуктивні пласти мають природну (початкову) температуру, значення якої визначається закономірностями зміни температури розрізу родовища.
Початкова температура продуктивних пластів дуже впливає на фазовий стан ПВ у пластових умовах, на в'язкість пластових рідин і газів і, отже, на умови їх фільтрації. У процесі розробки покладів природні термічні умови можуть зазнавати стійких або тимчасових змін у зв'язку з нагнітанням у великих обсягах пласти різних агентів, що мають температуру, більшу або меншу початкової пластової.
Виміри температур у свердловинах виробляють або максимальним термометром або електротермометром.
Виміри температури можна проводити в свердловинах, закріплених обсадними трубами та не закріпленими ними. Перед виміром свердловина має бути спокоє на 20 – 25 діб у тому, щоб у ній відновився порушений бурінням чи експлуатацією природний температурний режим. У промислових умовах нерідко приступають до вимірів після закінчення лише 4 - 6 год після зупинки свердловини. У процесі буріння температуру зазвичай вимірюють у свердловинах, тимчасово зупинених з технічних причин.
В експлуатаційних свердловинах виміри температури роблять після підйому насоса; ці виміри виявляються надійними лише інтервалу глибин залягання продуктивного (експлуатаційного) пласта. Для отримання надійних температурних даних в інших інтервалах пласта свердловину необхідно заповнити глинистим розчином і зупинити більш-менш тривалий термін (іноді на 20 діб). Для цієї мети зручніше використовуватинедіючі або тимчасово законсервовані експлуатаційні свердловини. При вимірюваннях температури слід враховувати прояви газу і пов'язане з цим можливе зниження природної температури.
Дані вимірів температур можуть бути використані для визначеннягеотермічного ступеня ігеотермічного градієнта.
Геотермічну ступінь, тобто.відстань у метрах, при поглибленні на яку температура порід закономірно підвищується на 1 °С, визначають за формулою:
,
деG -геотермічний ступінь, м/°С;
Н -глибина місця виміру температури, м;
h -глибина шару з постійною температурою, м;
Т –температура на глибині °С;
t –середня річна температура повітря лежить на поверхні, o З.
Природна геотермічна характеристика родовища служить тлом для виявлення всіх температур, що виявляються при розробці вторинних аномалій. Процес вивчення природного теплового режиму родовища включає температурні вимірювання у свердловинах, побудова геотерм і геотермічних розрізів свердловин, визначення значень геотермічного градієнта та геотермічного ступеня, визначення температури в покрівлі продуктивних пластів, побудова геолого-геотермічних профілів та геотермічних.
Для отримання природної геотермічної характеристики температурні виміри повинні проводитися до початку або на самому початку розробки покладів по більшій кількості свердловин, рівномірно розміщених по площі.
Зверху вниз по стволу свердловини високоточним електричним, самопишучим та іншими приладами, а також максимальним ртутним термометром проводять вимірювання температури з певним кроком, рівним одиницям метрів у продуктивних інтервалах розрізу та десяткамметрів у решті його частини.
За даними температурних досліджень будують термограму, тобто. криву, що відбиває зростання природної температури порід зі збільшенням глибини. Такі термограми називають геотермами Г0. Поєднання геотерми з литолого-стратиграфічною колонкою свердловини є геолого-геотермічний розріз свердловини (рис.3.4).
На геотермі зазвичай виділяються прямолінійні ділянки з різними кутами нахилу, що відповідають геолого-стратиграфічним пачкам з різною теплопровідністю порід.
За допомогою геолого-геотермічного розрізу свердловини визначають значення геотермічного градієнта – приватні та середнє зважене.Геотермічний градієнт ∆Г характеризує зміну температури при зміні глибини на 100м. Величина геотермічного градієнта (Г) дорівнює
, отже, залежність між геотермічним ступенем та геотермічним градієнтом виражається співвідношенням
Найбільш повна температурна характеристика геологічного розрізу родовища в цілому або його певної частини може бути одержана за допомогою серії геолого-геотермічних профілів (рис. 3.5).
Мал. 3.4. Геолого-геотермічний розріз свердловини (за В.А.Лутковим)
а, б, в - литолого-стратиграфічні пачки порід
Мал. 3.5. Схематичний геолого-геотермічний профіль
родовища Узень (за В.А. Лутковим)
1 – непроникні розділи між горизонтами, 2 – ізотерми, °З; XIII – XVII – продуктивні горизонти
Зміна температури продуктивного пласта площею добре ілюструється геотермічною картою (картою ізотерм) по покрівлі пласта.
Розмір геотермічного градієнта збільшується в антиклінальних зонах і зменшується в синклінальних. Таким чином, антикліналіє зонами підвищеної температури, а синкліналі – зонами зниженої температури.
Для верхніх шарів земної кори (10 – 20 км) величина геотермічної щаблі у середньому дорівнює 33 м/°З і коливається у межах для різних ділянок земної кулі. Як зазначалося, фізичний стан і властивості нафти (в'язкість, поверхневе натяг, здатність поглинати газ) різко змінюються із зміною температури, отже, змінюється і здатність нафти рухатися пластом до вибоїв свердловин.