8.1. Температура в природних резервуарах земної кори
Енергетичні властивості нафтових і газових родовищ обумовлені термобаричними параметрами — тиском і температурою в природних резервуарах земної кори.
Вивчення закономірностей зміни температури в земній корі з глибиною і розподіл по площі в окремих районах і областях має велике значення для вирішення геологічних і технічних завдань при пошуках, розвідці і розробці покладів нафти і газу. Знання температурного режиму в верхній оболонці земної кори полегшує розуміння процесів, пов'язаних з пізнанням тектоніки окремих регіонів, генезису вуглеводнів і їх накопичення в покладах, а також закономірностей переходу вуглеводнів з однієї фази в іншу. Крім того, інформація про температурні умови того або іншого регіону потрібна для успішного проведення будівництва свердловин і експлуатації нафтогазових покладів. Питаннями вивчення температури в земній корі і в цілому Землі займається наука, яку називають геотермією. Відомо, що температура в земній корі з глибиною підвищується. Оцінку збільшення температури з глибиною проводять за допомогою понять геотермічного ступеня і геотермічного градієнта.
Геотермічний градієнт — величина, обернена геотермічному ступеню, тобто кількість градусів Цельсію, що припадають на 100 м збільшення глибини. У середньому геотермічний градієнт дорівнює 3,33 °С на 100 м, однак у різних районах залежно від геологічної будови він також коливається в широких межах. У передгірських прогинах і міжгірних западинах, де породи знаходяться в умовах тектонічних напружень, геотермічний градієні високий (відповідно геотермічний ступінь зменшується). У межах платформ геотермічний градієнт зменшується. На щитах, де на поверхню виходять консолідовані гірські породи, геотермічний градієнт мінімальний і, зг даними Д.І. Дьяконова, знижується до 0,9—0,6 °С на 100 м, а геотермічний ступінь, відповідно, є максимальним.
Тепло в надрах земної кори генерується тепловими потоками з мантії Землі в результаті розпаду радіоактивних елементів, гравітаційного ущільнення осадової товщі земної кори і тектонічних процесів, які зумовлюють деформацію великих мас гірських порід під час їх переміщень. Підігріванн* гірських порід збільшується зі зменшенням їх теплопровідності. Так, відомо, що в розрізах осадової товщі земної кори, де переважають глинист утворення, які характеризуються відносно меншою теплопровідністю порівняно з іншими осадовими породами, геотермічні градієнти за інших рівних умов трохи вищі, ніж у карбонатних породах унаслідок більшої теплопровідності останніх.
За даними геотермічних досліджень не можна вважати, що збільшена температури, яке спостерігається з глибиною у верхніх шарах земної кори відбувається і в її нижніх шарах, а також у більш глибинних оболонка) планети. Дані щодо джерел тепла і теплових режимів земної кулі не даюті підстав думати, що Земля тільки випромінює так зване початкове тепло поступово охолоджується. Радіоактивні процеси, які проходять у земнії корі, підтримують у ній тепловий режим і навіть розігрівають верхні оболонки Землі. Результати геотермічних досліджень показали, що геотермічний градієнт, відомий для верхніх шарів земної кори, зберігається де глибини 20 км. Нижче збільшення температури сповільнюється.
Розглянемо такий приклад. Радіус Землі (по великій осі) дорівнює 6 377 397 м. Якщо уявити збільшення температури закономірністю, яку вста новлено у верхніх шарах земної кори (в середньому 3,3 °С на 100 м абс 1 °С на 33 м), то в центрі земної кулі температура мала б бути 193 254 градусів. Це неможливо, земна куля не витримала б такої температури і перетворилася би на газоподібну речовину. Навіть на поверхні Сонця, згідне з астрофізичними дослідженнями, температура не перевищує 9000 °С. Зе В.О. Магницьким, на глибині 100 км температура дорівнює приблизне 1300 °С, а не 3000 °С, як це виходить із середнього значення геотермічноге градієнта.
У табл. 8.1 наведено інформацію про температурні характеристики зі даними замірів у свердловинах нафтогазоносних регіонів України.
- 0.0. Орлов, m.I. Свдощук, в.Г. Омельченко о.М. Трубенко, m.I. Чорний нафто-газопромислова
- Підручник
- 1Стор1я формування нафтогазопромислово1 геолог! I
- 1.1. Проблеми, повязан1
- 3 Нафтогазопромисловою геолопсю
- 1Стор1я формування нафтогазопромисловот геолопк
- 1.2. Св1товий видобуток нафти I газу
- 1.3. 1Стор1я геолопчних досл1дженб
- 12 Нафтогазопромислова геолопя
- 1.4. Динамка видобутку нафти I газу в украун1
- 1.5. Нафтогазоносн1стб територ1у укра1ни
- 1Стор1я формування нафтогазопромисловок геолопт
- 2.1. Категорії свердловин
- 2.2. Геолого-технічний наряд на буріння свердловини
- 2.3. Вибір інтервалу відбору керна
- 2.4. Конструкція свердловини
- 2.5. Планування буріння свердловин
- 2.5.1. Перспективне планування
- 3.1. Відбір і вивчення керна
- 3.1.1. Бокові ґрунтоноси
- 3.1.2. Збереження керна
- 3.1.3. Опис керна, побудова кернограми
- 3.2. Відбір і вивчення шламу
- 3.2.1. Особливості відбору, методика опису і збереження шламу
- 3.2.3. Виділення нафтогазоносних шарів у розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі
- 3.2.4. Визначення тектонічних порушень насувного типу
- 3.2.5. Визначення наближення свердловини до пластів з високими тисками за шламом і керном
- 3.3. Інші геологічні спостереження
- 3.3.1. Відбір проб нафти, газу та води
- 3.3.3. Замір кутів відхилення свердловини від вертикалі кидальним приладом
- 3.4. Спостереження у свердловинах спеціального призначення
- 3.4.1. П'єзометричні свердловини
- 3.4.2. Контрольні свердловини
- 3.4.3. Нагнітальні свердловини
- 3.5. Геологічний контроль
- 3.6. Ускладнення
- 3.7. Геологічна документація
- 3.8. Геологічні методи вивчення розрізів свердловин у лабораторних умовах
- 3.8.1. Гранулометричний аналіз
- 3.8.2. Мінералогічний аналіз
- 3.8.3. Мікрофауністичніш аналіз
- 3.8.4. Спорово-пилковий аналіз
- 3.8.5. Аналіз порід на вміст карбонатів
- 3.8.6. Люмінесиентно-бітумінологічніш аналіз
- 3.8.7. Вивчення маркувальних горизонтів
- 3.8.8. Визначення пористості
- 3.8.9. Визначення проникності гірських порід
- 3.8.12. Визначення тиску насичення
- 3.8.13. Суть визначення співвідношень р—V— т пластових нафт
- 3.8.14. Визначення в'язкості пластової нафти
- 3.8.15. Поняття про складання рекомбінованоі проби нафти
- 4.1. Методи кореляції розрізів свердловин
- 4.1.1. Загальна кореляція
- 4.1.2. Детальна (зональна) кореляиія
- 4.1.3. Складання кореляційних схем
- 4.1.4. Складання
- 4.1.5. Регіональна кореляція
- 4.2. Складання геологічних профілів
- 4.2.1. Побудова геологічних профілів
- 4.3. Побудова структурних карт
- 4.3.1. Метод трикутників
- 4.3.2. Метод профілів
- 4.3.3. Метод сходження
- 4.3.4. Порядок знесення точок свердловин на структурних картах на лінію профілю
- 4.3.5. Умови, які впливають на точність побудови структурної карти
- 4.3.6. Урахування викривлення свердловини під час побудови структурних карт
- 4.3.7. Побудова карти поверхні
- 4.3.8. Побудова карт ефективних та ефективних нафтонасичених (газонасичених) товщин
- 4.4. Побудова карт
- 4.4.4. Визначення положення газоводяних, нафтоводяних і газонафтових контактів за пластовими тисками
- 4.4.8. Зональні карти
- 5.2. Радіоактивні методи каротажу
- 5.3. Спеціальні геофізичні дослідження
- 5.3.1. Каротаж мікрозондами
- 5.3.2. Боковий каротаж
- 5.3.3. Термокаротаж
- 5.3.4. Кавернометрія
- 5.3.5. Газовий каротаж
- 5.3.6. Механічний каротаж
- 5.3.7. Контроль технічного стану свердловин геофізичними засобами
- 5.3.8. Акустичний каротаж
- 5.3.9. Нахилометрія (визначення падіння пластів)
- 5.4. Інтерпретація даних гдс
- 5.4.1. Розчленування
- 5.5. Використання геофізичних даних стосовно викривлених і спрямованих свердловин за азимутами і кутами їх відхилення від вертикалі
- 6.1. Гранулометричний склад порід
- 6.2. Пористість порід
- 6.3. Проникність порід
- 6.4. Тріщинуватість порід
- 6.5. П'єзопровідність гірських порід
- 6.6. Гідропровідність гірських порід
- 6.7. Вплив термодинамічних умов
- 6.8. Про можливість
- 6.9. Класифікація колекторів
- 7.2.1. Класифікація нафт
- 7.3. Фізико-хімічні властивості газу
- 7.8. Водонафтовий контакт і його характеристика
- 8.1. Температура в природних резервуарах земної кори
- 8.1.1. Використання геотермічної інформації в процесі пошуків, розвідки та дорозвідки нафти і газу
- 8.1.2. Використання термометрії
- 8.2. Пластові тиски в земній корі 8.2.1. Загальні положення
- 8.2.3. Інші причини формування нгпт
- 8.2.4. Природа пластових тисків, менших за гідростатичні (птмг)
- 8.2.5. Використання інформації
- 8.2.9. Використання інформації
- 9.1. Сили, які утримують нафту в пласті
- 9.2. Сили,
- 9.2.1. Напір води
- 9.2.2. Тиск стисненого вільного газу (тиск газової шапки)
- 9.2.3. Розширення розчиненого в нафті газу
- 9.2.4. Пружність рідини і породи
- 10.1. Розкриття горизонтів
- 10.1.1. Заходи шодо попередження ускладнень і аварій в проиесі буріння свердловин
- 10.1.2. Обладнання устя свердловин фонтанною арматурою
- 10.2. Визначення градієнта тиску гідророзриву пласта
- 10.3.1. Застосування пар
- 10.4. Заміри дебіту нафти і газу Заміри дебіту нафти
- Розробка нафтових і газових родовищ
- 11.1.2. Система розробки знизу—вгору
- 11.1.3. Комбінована система розробки
- 11.1.4. Порядок виділення
- 11.2. Системи розробки
- 11.2.1. Рівномірна сітка розташування свердловин
- 11.3. Особливості розробки
- 11.3.1. Нафтові поклади в неоднорідних пластах
- 11.3.2. Поклади нафти
- 11.3.3. Поклади нафти в карбонатних колекторах
- 11.3.4. Нафтові поклади з газовою шапкою
- 11.3.5. Нафтові поклади
- 11.3.6. Нафтові облямівки
- 11.3.7. Газові поклади
- 11.3.8. Газоконденсатні поклади
- 11.3.9. Розташування видобувних свердловин у разі розробки покладів вв, пов'язаних із плікативно ускладненими структурами
- 11.3.10. Особливості освоювання і розробки нафтогазових родовиш на континентальних шельфах торів і океанів
- 12.1. Поняття про методи інтенсифікації та вторинні методи розробки
- 12.2. Методи інтенсифікації видобутку нафти і газу
- 12.2.1. Хімічна обробка привибішшх зон свердловин у нафтових пластах
- 12.1.4. Обробка привибійних зон свердловин твердити вибуховими речовинами
- 12.1.5. Інші види дії на пласт
- 13.1. Вибір об'єктів
- 13.2. Спостереження в процесі видобутку
- 13.4. Нагнітання газу
- 13.5. Внутрішньопластове горіння вуглеводнів з метою підвищення нафтовіддачі
- 13.6. Витіснення парою нафти з продуктивного пласта
- 13.7. Шахтний спосіб вилучення нафти з гірських порід
- 13.9. Застосування ультразвукових коливань
- 13.10. Витіснення нафти вуглекислим газом
- 13.11. Витіснення нафти
- 14.1. Організація геологічної служби на промислах
- 14.2. Геологічний контроль
- 14.4.2. Методи підрахунку запасів нафти
- 14.5. Охорона надр
- 14.5.1. Буріння свердловин
- 14.5.2. Випробування свердловин
- 14.5.3. Експлуатація нафтових і газових родовиш