Основы нефтедобычи

• Название: Основы нефтедобычи
• Дата: 11.05.2023
• Размер: 2.16 Mb.
• Имя файла: osnovy-neftedobychi.doc
• Тип: Документы; #1122189
• страница: 8 из 21

2.3.ТЕМПЕРАТУРА И ДАВЛЕНИЕ В ГОРНЫХ ПОРОДАХ И СКВАЖИНАХ

Повышение температуры горных пород с глубиной характеризуетсягеотермическим градиентом (величиной приращения температуры на 100 м глубины, начиная от пояса постоянной температуры)

,

где Г – температура горных пород на глубине Н, м (в ⁰С); Т_ср – средняя температура на уровне пояса постоянной годовой температуры в данном районе, ⁰С; h - глубина пояса постоянной годовой температуры, м (на нефтегазовых месторождениях h=25÷30м).

Геотермический градиент для различных районов меняется в пределах 110⁰С/100м. В породах осадочной толщи наблюдается более быстрое повышение температуры с глубиной, чем в изверженных и метаморфических породах. В среднем для осадочного чехла геотермический градиент принимается равным 3⁰С/100м. Средние геотермические градиенты для освоенных глубин нефтяных и газовых месторождений приведены в табл. 3.1.

Пластовую температуру на глубине Н можно рассчитать по уравнению регрессии:

,

где - пластовая температура (в ⁰С) на глубине , Г ‑ геотермический градиент в ⁰С /м (см. табл. 3.1).
Таблица 3.1

Значение пластовых температур и геотермических градиентов в газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях

Район	Н, м	Т, 0С	Г, 0С/100м
Западная Сибирь Тюменская область Красноярский край Томская и Новосибирская области Восточная Сибирь Якутия Иркутская область Дальний Восток Сахалинская обл. Камчатская обл.	4003070 8202560 15504520 6604080 6002700 1202420 2003290	13100 1260 49143 395 1233 381 20125	3,1 3,0 3,6 2,3 0,9 3,1 2,8	61+0,031(Н-2000) 43+0,030(Н-2000) 68+0,036(Н-2000) 42+0,023(Н-2000) 27+0,009(Н-2000) 61+0,031(Н-2000) 76+0,028(Н-2000)

Наряду с температурой на свойства горных пород существенное влияние оказывает давление. Горное давление обусловлено весом вышележащих пород, интенсивностью и продолжительностью тектонических процессов, физико-химическими превращениями пород и т.п. При известной мощности h и  плотности каждого слоя пород вертикальная компонента горного давления (в Па) определяется следующим уравнением:

,

где g – ускорение свободного падения; n - число слоев. Это уравнение выражает геостатическое давление.

Значение бокового горного давления определяется величиной вертикальной компоненты давления, коэффициентом Пуассона пород и геологическими свойствами пород. Коэффициент пропорциональности между вертикальной и горизонтальной (боковой) составляющими горного давления изменяется в зависимости от типа пород от 0,33 (для песчаников) до 0,70 (для прочных пород типа алевролитов).

Пластовое давление - внутреннее давление жидкости и газа, заполняющих поровое пространство породы, которое проявляется при вскрытии нефтеносных, газоносных и водоносных пластов. Образование пластового давления является результатом геологического развития региона. Оно определяется комплексом природных факторов: геостатическим, геотектоническим и гидростатическим давлениями, степенью сообщаемости между пластами, химическим взаимодействием жидкости и породы, вторичными явлениями цементации пористых проницаемых пластов и т.п. Значения пластового аномально высокого давления могут существенно различаться в разных регионах. Для большей части месторождений пластовое давление обычно равно гидростатическому.

Гидростатическое давление (в Па) – давление столба жидкости на некоторой глубине:

р_г = gp_жН,

где p_ж - плотность столба жидкости, кг/м³; Н – высота столба жидкости, м.