Аномальные пластового давления

⇐ ПредыдущаяСтр 29 из 52Следующая ⇒

Потенциометрическая поверхность обычно достаточно близка к земной поверхности. Однако известны многочисленные исключения; в некоторых районах потенциометрическая поверхность располагается на сотни и даже тысячи футов выше или ниже земной поверхности (фиг. 9-6, 9-8, 9-9). Такие районы называются соответственно зонами «избыточного» или «пониженного» пластового давления. На фиг. 9-3 показан один из вероятных случаев и возникновения аномального

Фиг. 9-8. Схематический разрез осадочного бассейна.

a ‑ потенциометрическая поверхность пласта А, b ‑ то же для пласта В. Расстояние от кровли пласта до потенциометрической поверхности в каждой точке соответствует величине пластового давления в этой точке. Перегиб потенциометрической поверхности а связан с зоной перехода песков горизонта А в глинистые пески.

пластового давления. Однако могут существовать и другие факторы, обусловливающие появление аномалий пластового давления, поскольку во многих районах незначительная степень расчлененности рельефа не может являться причиной отклонений пластовых давлений от гидростатических.

Избыточные пластовые давления обычно очень трудно замерить, так как они обнаруживаются часто неожиданно¹. Если давление, создаваемое весом столба бурового раствора, недостаточно для удержания флюидов в пластах, то раствор может быть выброшен из скважины, что чревато опасностью пожара, в особенности если скважина вскрыла газовую залежь. Некоторые выводы могут быть сделаны при сравнении давления, создаваемого столбом глинистого раствора в момент выброса, и давления, создаваемого этим раствором в случае, если скважина находится под строгим контролем. Если для создания противодавления и предотвращения выбросов используется утяжеленный глинистый раствор, то имеется опасность потери циркуляции при вскрытии горизонтов с пониженным давлением. Потеря циркуляции бурового раствора является указанием на возможное наличие в разрезе горизонтов с низким пластовым давлением. В случае залегания таких горизонтов среди пластов с повышенным давлением они могут оказаться

¹ Изучение закономерностей распределения зон аномальных давлений позволяет предвидеть возможность вскрытия таких зон буровыми скважинами. - Прим. ред.

весьма интересными с точки зрения возможной нефтегазоносности коллекторов¹.

Ниже излагаются некоторые общие предположения относительно причин возникновения аномального пластового давления.

Какая-либо местная аномалия пластового давления на самом деле может быть лишь следствием того, что общая потенциометрическая поверхность всего региона, в который входит и данный локальный участок, является аномально высокой или низкой. Если рассматривать весь регион в целом, то окажется, что локальное пластовое давление вовсе не аномально, а согласуется с общим характером пластового давления региона.

Локальные аномально высокие потенциометрические поверхности могут быть обусловлены местными тектоническими подвижками и деформацией слоев, особенно мягких глин и рыхлых песков, таких, например, какие характерны для многих

Фиг. 9-9. Схема, показывающая возможность равенства пластового давления атмосферному, когда потенциометрическая поверхность пересекает ловушку ниже ее наиболее высокой точки.

районов, нефтегазоносность которых связана с третичными отложениями. Внедрения соли, сбросо- и складкообразование, боковые перемещения масс горных пород или их сжатие в результате погружения тектонических блоков - все эти факторы могут привести к возникновению аномальных пластовых давлений в недавно отложившихся осадках.

3. По мнению Хабберта и Руби [13], аномально высокие пластовые давления могут быть связаны с механическим сжатием водонасыщенных осадков, в особенности глин. Возрастающая нагрузка толщи осадочных пород создает повышенное давление в уплотняющихся глинах, а также в пористых песчаных линзах, заключенных в этих глинах.

4. Аномально высокие или аномально низкие пластовые давления могут быть обусловлены влиянием водоносных пластов, расположенных выше или ниже изучаемого горизонта и имеющих более высокие или низкие потенциометрические поверхности, чем этот горизонт (см. фиг. 9-6). Водоносные пласты могут сообщаться с этим горизонтом по различным поверхностям несогласий и перерывов, сбросовым зонам и зонам трещиноватости (в этом случае фильтрация флюидов происходит по закону Дарси) или путем диффузии благодаря осмотическим и электроосмотическим явлениям. Многие крупные поднятия, характеризующиеся аномальными пластовыми давлениями, приурочены к сбросовым зонам или зонам нарушений в фундаменте, по которым пластовые давления могут передаваться на значительные расстояния.

¹ Нередко бывает обратная картина: наиболее перспективными в нефтегазоносном отношении оказываются горизонты, характеризующиеся аномально высокими начальными пластовыми давлениями. - Прим. ред.

Фиг. 9-10. Зависимость пластового давления от глубины, группа месторождений провинции Галф-Кост (Cannon, Sullins, О. and G. Journ., p. 120, 1946; Oil Weekly, p. 34, 1946). 2 - формация Фрио; 2 - формация Кокфилд, миоцен; 3 - формация Анауак.

Фиг. 9-11. Соотношение между пластовым давлением и глубиной для некоторых залежей, характеризующихся аномальным давлением (Watts, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 174, p. 194, Fig. 2, 1948).

1 - Лост-Хилс, Калифорния; 2 - Кхаур, Пакистан, 3 - Вентура-Авеню, Калифорния; 4 - Иран; 5 - зона Д-7, б - месторождения провинции Галф-Кост, Техас - Луизиана (вероятный максимум, по Каннону и Силиусу); 7 - Черч-Бьюттс, Вайоминг.

Аномальные пластовые давления в геологии нефти и газа важны не столько сами по себе, сколько как показатели градиентов потенциала флюидов в природных резервуарах¹. На фиг. 9-10 [14], 9-11 и 9-12 [15] приведены некоторые примеры избыточных пластовых давлений.

В резервуарах, приуроченных к соляным куполам, развитым на побережье Мексиканского залива в Техасе и Луизиане, характерны аномально высокие пластовые давления. Последние, вероятно, связаны со сбросовыми дисклокациями и диастрофизмом пород, неизбежно сопутствующими внедрению соляных штоков в мягкие и некомпетентные третичные осадки этого региона (фиг. 9-10). Здесь довольно обычны блоки сильно сжатых пород, характеризующихся градиентами пластовых давлений порядка 0, 5-0, 8 фунт/кв. дюйм/фут. Поэтому при бурении требуется соблюдать большую осторожность, чтобы предотвратить выбросы и потерю контроля

Фиг. 9-12. Схематический разрез нефтяного месторождения Вентура-Авеню, Калифорния, в интервале 3000-9000 футов ниже уровня моря (Watts, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 174, p. 192, Fig. 1, 1948).

Буквы и цифры обозначают местную номенклатуру пластов: А, С и D - отдельные блоки, образованные системой пересекающихся взбрособых нарушений, осложняющих крупную складку. В пределах зоны D-7 блока D установлено аномально высокое пластовое давление, приближающееся по величине к геостатическому и соответствующее градиенту 1 фунт/кв дюйм /фут (0, 23 атм/м).

над скважиной. Изолированные песчаные линзы в этих третичных осадках также часто характеризуются высоким пластовым давлением при относительно небольших объемах флюида, возможно благодаря тому, что они оказались запечатанными перекрывающими их породами.

Характерный пример аномально высокого пластового давления в изолированном взброшенном тектоническом блоке нефтяного месторождения Вентура в Калифорнии показан на фиг. 9-12 [15]. По-видимому, это давление обусловлено сжатием при складкообразовании и последующим ограничением сбросами залежей. Разрез продуктивной части сложен мягкими породами третичного возраста. Другим возможным объяснением наличия аномально высокого пластового давления в запечатанных природных резервуарах может быть увеличение объема углеводородов при их преобразовании из высокомолекулярных в более простые. Еще один характерный случай аномально высокого пластового давления наблюдался в районе Байю-Сент-Дени в округе Джефферсон в Луизиане, на северной окраине залива Бара-тария. Здесь забойное давление на глубине 13 000 футов (3962 м) оказалось равным 12 635 фунт/кв. дюйм [16]. На месторождении Ист-Уоссон в округе Йокем в западном Техасе в газовой скважине, вскрывшей песчаники Йэйтс(пермь), на глубине 3120

¹ С этим утверждением нельзя согласиться. Аномально высокие пластовые давления при определенных геологических условиях могут свидетельствовать о хорошей изоляции горизонтов и о продолжающихся процессах миграции и аккумуляции углеводородов. - Прим. ред.

футов пластовое давление оказалось равным 2800 фунт/кв. дюйм. Газ негорючий, с содержанием 97% азота [17]. На месторождении Кхаур в Пакистане пластовое давление оказалось почти равным геостатическому: на глубине 5212 футов - 5060 фунт/кв. дюйм, а на глубине 5748 футов - 5420 фунт/кв. дюйм [18]. Эти давления являются, по-видимому, остаточными, связанными с орогеническими движениями¹. На месторождении Форест-Резерв в Тринидаде пластовое давление соответствует градиенту давления 0, 89 фунт/кв. дюйм/фут [19]. Как в Пакистане, так и в Тринидаде продуктивные горизонты сложены песчаниками и глинистыми породами третичного возраста, интенсивно смятыми и тектонически нарушенными.

Аномально высокие пластовые давления характерны также для районов развития диапировых складок регионов Карпат и Кавказа. Здесь, однако, величина начального пластового давления, как правило, не замерялась. Тогда еще не существовало приборов для таких замеров. Но даже в случае их наличия использовать их было бы крайне затруднительно, поскольку применявшиеся методы бурения не давали возможности справиться с неожиданными пластовыми давлениями, и многие из старых скважин открыто фонтанировали в течение недель и даже месяцев. Более того, вместе с нефтью и газом из этих скважин во многих случаях выносились огромные количества песка, что приводило к разрушению бурового инструмента и обсадных труб.

В тех случаях, когда пласты подвергались воздействию искусственно создаваемого повышенного давления при заводнении, гидроразрыве, кислотной обработке, тампонаже скважин и это давление по величине приближалось к геостатическому на данной глубине, наблюдалось «раздробление» пород, очевидно в результате резкого увеличения количества флюида в породе. Аналогичные условия могут возникать в породах при образовании трещин, при раскрытии имеющихся трещин или при разрывах по поверхностям напластования. Они могут быть также следствием поднятия толщи перекрывающих пород. Известны величины давления разрушения пород, составляющие от 0, 5 до 1, 7 величины нормального геостатического давления для данной глубины [20].

В некоторых районах кажущееся аномально низкое пластовое давление в действительности может соответствовать естественному низкому положению пьезометрической поверхности. Хорошо известно, например, аномально низкое пластовое давление на месторождении Панхандл в северо-западном Техасе. Здесь при абсолютной высоте поверхности 3400 футов, расположении газо-нефтяного контакта на 200-400 футов выше, а водонефтяного контакта на 0-100 футов ниже уровня моря начальное давление равнялось 430 фунт/кв. дюйм, т.е. почти вдвое меньше, чем оно должно было быть на глубине 2000-2500 футов (на 1000 футов выше уровня моря), соответствующей кровле газонасыщенной части залежи. Было предложено два объяснения этого явления [21]. Во-первых, современное пластовое давление может сохраниться со времен прошлых геологических периодов, когда ныне продуктивные отложения находились в условиях гидростатического давления. Во-вторых, что кажется более вероятным, аркозовые песчаники, слагающие продуктивные горизонты месторождения Панхандл, обнажаются несколько восточнее, в горах Уичито в Оклахоме на отметках около 1000 футов выше уровня моря, что приблизительно соответствует потенциометрической поверхности продуктивных пластов этого месторождения. Экстремальные случаи аномальных давлений могут наблюдаться в равнинных районах, рассеченных глубокими каньонами, создающими условия «структурного рельефа» для различных коллекторов. На многих

¹ Этот вывод не подтверждается более новыми данными. На других месторождениях, характеризующихся более интенсивной складчатостью, начальные пластовые давления близки к гидростатическим. - Прим. ред.

участках эти пласты располагаются выше зеркала грунтовых вод в данном районе. В этом случае поровое пространство пород оказывается под воздействием атмосферных условий, даже если эти породы залегают на значительной глубине.

Общая закономерность возрастания пластового давления с глубиной во взаимосвязанных проницаемых породах достаточно очевидна, хотя это возрастание не всегда может быть обнаружено при непосредственных замерах давления в различных пластах или резервуарах [22]. Иногда пластовые давления в одной и той же скважине оказываются более низкими в глубоких горизонтах, чем в вышележащих породах.

Залежи в изолированных природных резервуарах. Многие залежи, приуроченные к несомненно замкнутым резервуарам - изолированным линзам, биогермам и биостромам, ‑ характеризуются пластовыми давлениями, примерно соответствующими гидростатическим, т.е. эквивалентными давлениям, создаваемым столбом воды высотой от кровли пласта до поверхности земли. Если такие пласты оказались запечатанными непосредственно после погружения, избыточное давление может быть следствием некоторых постседиментационных явлений.

По-видимому, лучшее объяснение причин увеличения пластового давления следует искать в обычных изменениях объема пород и давления в результате литификации и диагенеза осадка. Поскольку осадки, с которыми мы имеем дело, откладывались в водной среде, их поры первоначально были заполнены водой. По мере погружения и увеличения веса вышележащих пород осадки уплотнялись, глины превращались в аргиллиты, а пески ‑ в песчаники, соответственно уменьшался их объем. Хотя проницаемость аргиллитов очень низкая, некоторая связь между порами все же имеется, и вода в них сохраняется в виде непрерывкой фазы. Давление, обусловленное уменьшением объема, передается воде, которая в связи с этим выжимается из аргиллитов в линзы водоносных пластов и будущих коллекторову становясь частью общей гидродинамической системы осадочного бассейна. Уменьшение объема осадка выражается главным образом в уменьшении пористости, что равносильно уменьшению количества воды, которая неизбежно будет удалена из порового пространства осадков, в которых она первоначально находилась. Куда же уходит эта вода?

Наибольшее уменьшение объема происходит в глинистых осадках. Глины, отложившиеся в пресноводной обстановке, могут обладать пористостью свыше 50%. За время превращения глин в аргиллиты их средняя пористость уменьшится в среднем до 13% в основном за счет давления вышележащей толщи осадков. Если это давление продолжает возрастать в течение длительного геологического времени, средняя пористость аргиллитов также продолжает снижаться, хотя и не так резко [23], и на глубине 5000-7000 футов может составить 5-10% [24]. Большая степень уплотнения глин по сравнению с песками обусловлена, с одной стороны, их пластичностью, с другой ‑ тем, что глины нередко оказываются вспученными водой, адсорбированной глинистыми частицами или находящейся в связанном состоянии внутри кристаллической решетки глинистых минералов. На фиг. 9-13 показано относительное влияние различных факторов, на процессы уплотнения глин.

Поровое пространство песчаников может также уменьшаться под воздействием увеличивающегося веса перекрывающих пород, поскольку в песчаниках обычно содержится некоторое количество глинистых минералов (см. стр. 73-74: глава 3, глины – А.Ф.). Глинистые частицы выдавливаются в поры песчаников, остающиеся открытыми, обусловливая более плотную упаковку их зерен. Таким образом, можно полагать, что в глинистых или «загрязненных» песках при одном и том же давлении пористость уменьшается больше, чем в чистых песках. Иными словами, чистые пески должны значительно лучше сохранять свои коллекторские свойства при длительном воздействии в течение геологического времени усиливающегося давления вышележащих осадков, чем глинистые пески. Следовательно, глубокопогруженные чистые пески должны больше привлекать внимание как потенциальные пласты-коллекторы, чем их глинистые разности.

Выжатый из глинистых пород флюид, главным образом вода, по-видимому, движется в направлении пониженного потенциала флюидов через проницаемые зоны, оказывающие наименьшее сопротивление движению воды. При своем передвижении флюид обязательно вытесняет находящуюся

Фиг. 9-13. Характер изменения интенсивности различных процессов, происходящих при уплотнении осадков и превращении илов в плотные глины и сланцы (Неdberg, Am. Journ. Sci., 5th series, 31, p. 281, Fig. 7, 1936).

Механическое раздробление частиц осадка и удаление свободной воды преобладает на ранней стадии уплотнения, когда пористость осадка составляет 75-95%. На стадии механической деформации, когда пористость составляет 10-35%, раздробление частиц осадка достигает максимума, а интенсивность удаления воды, которая уже является адсорбированной, снижается; резко снижается также упругость воды. В конечном счете уплотнение приводит к перекристаллизации минеральных компонентов частиц осадка.

в породах воду, в том числе и воду, заключенную в замкнутых резервуарах, а та в свою очередь вытесняет воду, которая встречается на ее пути, и в конечном счете вода должна выйти на поверхность земли или поступить в какой-либо водоносный пласт с пониженным гидравлическим потенциалом. Другими словами, пластовое давление, возникшее в процессе уплотнения глинистых пород, передается воде и создает градиент гидравлического потенциала, который в свою очередь приводит к возникновению потока флюида в сторону участков пониженного энергетического потенциала. Равновесие восстанавливается, когда силы сжатия, выжимающие флюиды из глинистых пород и линзовидных коллекторов, становятся равными силам, препятствующим движению воды. Этими силами являются: 1) относительное различие между потенциальной энергией водоносных пластов и уплотняющихся глин, 2) сопротивление различных пропластков, обладающих низкой проницаемостью, 3) молекулярные силы, удерживающие пленки воды на поверхности глинистых минералов, 4) капиллярные силы, удерживающие флюиды в порах. Время восстановления гидростатического равновесия может оказаться весьма продолжительным, процесс уравновешивания противодействующих сил ‑ очень медленным, и изолированный резервуар может обладать повышенным пластовым давлением в течение длительного времени. В связи с этим в некоторых случаях пластовое давление может оказаться как бы «запечатанным», хотя и весьма несовершенной «печатью» ‑ слабопроницаемыми породами, позволяющими со временем этому давлению приблизиться к нормальному пластовому давлению, характерному для водоносных горизонтов, залегающих выше и ниже изолированных пород.

Тектоническая нарушенность может приводить не только к повышению пластового давления, но и, наоборот, к его снижению. По-видимому, именно с этим явлением связана нормальная гидростатическая величина пластового давления в песчаниках третичного возраста, развитых в низменности побережья Мексиканского залива США, где, несмотря на значительную мощность пластов, достигающую нескольких тысяч футов, пластовое давление обычно соответствует глубине. Для этого региона характерно большое количество вертикальных нарушений, часть которых приурочена к соляным штокам, а другая часть ‑ более или менее параллельна линии побережья и изолиниям мощностей (изопахитам) песчаников. Эти сбросы, возможно в результате того, что они сообщаются с поверхностью, могут обусловить снижение избыточного давления, передающегося пластовым флюидам вследствие выдавливания мягких глин и глинистых пород при возрастании нагрузки перекрывающих осадков.

Однако и в тех случаях, когда видимая связь резервуара с дневной поверхностью и активный напор воды отсутствуют, вероятно, существуют какие-то пути, приводящие к выравниванию пластового давления в пористых резервуарах до нормальной величины. Во многих замкнутых резервуарах давление часто приближается к величине, которая может быть названа гидростатическим глубинным равновесием. Это заставляет допускать наличие связи с поверхностью (в настоящее время или в прошлом) каких-то проницаемых зон даже в породах, практически непроницаемых для нефти, газа и воды. Такие зоны могут быть весьма протяженными и сложными и проходить в породах, характеризующихся крайне изменчивой проницаемостью. Равновесие может устанавливаться в течение длительного геологического времени или наступить внезапно, например в результате образования тектонического нарушения. Однако максимальная величина пластового давления, необходимого для преодоления давления, создаваемого выжимаемой водой, приблизительно равна давлению, требующемуся для подъема столба воды до уровня потенциометрической поверхности.

Температура

В общем случае температура пласта увеличивается с глубиной. Степень этого увеличения называется геотермическим градиентом. До глубины 50-400 футов, где температура находится под влиянием изменений температуры атмосферы и циркулирующих грунтовых вод, геотермический градиент относительно постоянен. Однако, будучи достаточно постоянной в какой-либо одиночной скважине, величина геотермического градиента может существенно варьировать от участка к участку, даже в пределах одновозрастного горизонта [25]. В отличие от пластового давления, обычно снижающегося по мере извлечения из залежи нефти и газа, пластовая температура в основном остается постоянной.

Измерение температуры

Измерение пластовой температуры производится самозаписывающими термометрами, опускаемыми в скважину. Записывающий прибор может находиться внутри инструмента, называемого температурной бомбой, которая опускается в скважину, или оставаться на поверхности, а в скважину в этом случае опускается только сам термометр [26]. Если необходимо замерить величину температуры, соответствующей термическому равновесию, скважина должна быть остановлена на несколько дней или даже недель, чтобы исключить влияние различных локальных факторов, могущих привести к изменению температуры, как, например, схватывание цемента за колонной, поступление в скважину газа или воды вследствие нарушения колонны и т.п.

Геотермическии градиент

Величина геотермического градиента равна отношению разности пластовой температуры и среднегодовой температуры на поверхности к глубине залегания пласта.

Геотермическии градиент = (пластовая температура ‑ среднегодовая температура)/глубина залегания пласта

Величина геотермического градиента может быть выражена по-разному. Иногда она выражается в градусах Фаренгейта на 100 футов глубины, составляя в

Фиг. 9-14. Геотермический градиент (около 1°F/62, 5 фут), нефтяное месторождение Элк-Бейсин, Вайоминг (Espach, Fry, U.S. Bur. Mines, RI 4768, Fig. 12, opp., p. 10).

Фиг. 9-15. Градиенты температуры и давления, группа месторождений района Большая Офисина, Венесуэла (геотермический градиент равен примерно 1°F/50 фут глубины (Неdberg, Sass, Funkhouser, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 31, p. 2124, Fig. 11, 1947).

среднем 2°F на 100 футов (1°С на каждые 27, 5 м). Более распространено обратное выражение ‑ количество футов возрастания глубины, приходящееся на 1°F увеличения температуры¹. Этот показатель составляет в среднем 50 футов/Г F, изменяясь от 20 до 180 футов на 1°F. Таким образом, на забое 5000-футовой скважины

¹ В советской литературе этот показатель называется геотермической ступенью и измеряется в м/°С. - Прим. перев.

температура должна достигать 160°F (температура на поверхности 60°F плюс 100°F ‑ по средней величине градиента для глубины 5000 футов). Типичные геотермические градиенты показаны на фиг. 9-14, 9-15 и 9-16. Аномально высокие величины геотермического градиента достигают 20-40 футов/°F, а аномально низкие ‑ 120-180 футов/°F.

Изотермическая поверхность ‑ это такая поверхность, на которой температура постоянна во всех точках. На профиле фиг. 9-17 показан ряд изотермических поверхностей между городами Талса и Оклахома-Сити в Оклахоме. В частности, геотермическая поверхность, соответствующая

Фиг. 9-16. Геотермические градиенты, группа залежей в северо-восточном Техасе и северо-западной Луизиане (величина градиента изменяется от 1°F/44 фут/лр 1° F/50 фут) (Nichols, Tech. Paper 2114, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 170, p. 46, Fig. 2, 1947).

100°F близ Оклахома-Сити располагается на глубине около 4200 футов, а близ Талсы, в 100 милях от первого, на глубине 1800 футов [27]. Это значит, что геотермический градиент близ Оклахома-Сити равен примерно 1°F на 100 футов, в то время как близ Талсы ‑ 1°F на 36 футов. Разрез в районе Талсы представлен более древними, чем в районе Оклахома-Сити, докембрийскими гранитами и метаморфическими породами фундамента, характеризующимися и более высокой степенью теплопроводности.

Геотермический градиент может быть показан в виде изолиний. Линии равных значений температуры, расположенные на какой-либо поверхности выше или ниже уровня моря, называются изогеотермами. Если горизонтали, проведенные через 100 футов глубины соответствуют геотермическому градиенту, то такие карты называются картами изоградиентов. На фиг. 9-18 показаны карты изоградиентов для некоторых районов Техаса, Нью-Мексико, Оклахомы, Арканзаса и Луизианы, где величина геотермического градиента варьирует примерно в пределах 0, 4-2, 2°F на 100 футов глубины [28]. Интересен аномально низкий градиент температур, образующий «впадины» примерно в центральной части бассейна Мидленд в Нью-Мексико и западном Техасе.

Возрастающий интерес к добыче нефти и газа с глубин свыше 15 000 футов (4, 5 км) вызывает ряд проблем, связанных с влиянием высоких давлений и температур, которые могут быть встречены на этих глубинах. В США температура 212°F (100°С) была зафиксирована в трех случаях на глубинах менее 7000 футов и в трех случаях ‑ на глубинах свыше 10 000 футов [29]. Критическая температура воды 374° С (705°F), судя по расчетам, характерна для глубины, значительно

Фиг. 9-17. Профиль, показывающий изменение пложения изотермических поверхностей между городами Оклахома-Сити и Талса на расстоянии примерно 100 миль (McCutchin, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 14, p. 542, Fig. 2).

Изотерма 100°F располагается на глубинах, соответствующих изменению величины геотермического градиента от 1°F/107 фут на западе до 1°F/36, 5 фут на востоке, примерно параллельно напластованию осадков. Наиболее древние палеозойские отложения и докембрийские граниты в восточной части профиля располагаются ближе к поверхности, чем в западной.

превышающей 30 000 футов (9 км). Давления и температуры, замеренные в нескольких глубоких скважинах, приведены в табл. 9-1. Следует заметить, что градиенты давления

Фиг. 9-18. Карта изотермальных градиентов Техаса и части Луизианы в градусах Фаренгейта на 100 футов глубины (Nichols, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 170, p. 46, Fig. 2, 1947).

Величина пластовой температуры в любой точке карты может быть определена путем умножения величины геотермального градиента в этой точке на глубину и прибавления к получившемуся результату среднегодовой температуры на поверхности 74°F.

и температуры в некоторых из этих глубоких скважин даже меньше, чем во многих нефтегазоносных районах, характеризующихся высокими значениями градиентов.

Когда замеры температур произведены достаточно тщательно, то на диаграммах температура ‑ глубина градиент обычно представляет собой линию, слегка изогнутую в сторону оси глубин. С глубиной наклон этой линии слегка увеличивается, что указывает на постепенное возрастание градиента температуры по мере погружения [29].

Геотермический градиент, замеренный в той или иной скважине либо в том или ином районе, может варьировать в зависимости от типа пород, слагающих разрез. В частности, в одной из скважин, пробуренных в Нью-Мексико [30 ], замерены следующие градиенты для различных типов отложений:

Средний геотермический градиент по этой скважине, максимальная глубина которой 6 683 фута (пермь), составляет 131, 8 фут/°F, причем в интервале глубин 0-3 500 футов он равен 2°F на 100 футов, а в интервале 3 500-6 300 футов ‑ 1, 2°F на 100 футов. Примерно такой же характер имеет усредненная кривая геотермического градиента по восьми исследованным скважинам месторождения Рейнджли в Колорадо [31], показанная на фиг. 9-19, на которой изменения геотермического градиента происходят на отметке 1800 футов выше уровня моря, где глинистые породы формации Манкос (верхний мел) налегают на песчаники формации Дакота (верхний мел). На фиг. 9-20 показано изменение геотермического градиента в залежи месторождения Ла-Пас в западной Венесуэле. Величина геотермического градиента изменяется от 1, 66° F/100 фут в интервале 0-4000 футов до 1, 0°F на 100 футов ниже этой глубины, соответствующей переходу от третичных песчаников и сланцев к меловым известнякам. Во всех приведенных случаях изменения величины градиента, по-видимому, лучше всего объясняются изменением теплопро водности (см. стр. 398: глава 9, источники тепловой энергии. – А.Ф.) вскрытых скважинами

Фиг. 9-19. Усредненная ттоооп кривая по восьми температурным градиентам месторождения Рейнджли, Колорадо (Cupps, Lipstate, Fru U.S. Bur. Mines, RI 4761, Fig. 5, 1951).

Изменение величины градиента от 1°F/51 фут дo 1°F/68 фут на отметке 1800 футов выше уровня моря (на глубине около3500 футов) соответствует контакту подошвы сланцев Манкос и кровли песчаников Дакота (мел), что, видимо, связано с различной теплопроводностью песчаников и сланцев.

Величина геотермического градиента может изменяться и в пределах локальной структуры, Например, величины геотермического градиента, замеренные в сводовых частях 57 антиклинальных складок [32], составляют 47, 4-50, 6 футов на 1°F, а на крыльях этих же складок ‑ 51, 3-62, 1 фута на 1°F. Детальное изучение пластовой температуры в песчаниках Уэбер (пенсильваний) на месторождении Рейнджли в Колорадо также свидетельствует о влиянии на величину замеряемой температуры положения скважины на структуре. На фиг. 9-21 видно, что изотерма 160°F повышается на своде и снижается на крыле антиклинали. Нефтеносные антиклинальные складки в Оклахоме также характеризуются относительно повышенными температурами по сравнению с окружающими участками [26]. Различия эти очень малы, но вполне измеримы и безусловно закономерны.

Исследования, проведенные в Калифорнии [33] и долине Рейна [34], свидетельствуют о том, что само по себе наличие в пластах нефти и газа не влияет на температуру. Последняя изменяется главным образом в связи

Фиг. 9-20. Изменение величины геотермического градиента от дневной поверхности до подошвы песчаников Газарс, до глубины около 4000 футов, и в меловых известняках в интервале 4000-9000 футов (среднегодовая температура на поверхности 83, 3°F) (Rоjas, Smith, Austin, Report of Ministry of Mines and Hydrocarbons, Venezuela, Nat. Petr. Convention, p. 214, Fig. 5, 1951).

с изменением структурного положения точки замера: в точках более высокого гипсометрического положения температура повышается независимо от наличия нефти. Положительные температурные аномалии фиксируются также над

Фиг. 9-21. Изогеотермический профиль месторождения Рейнджли, Колорадо (Lipstate, Fry, U.S. Bur. Mines, RI 4761, opp., p. 6, Fig. 6, 1951).

Замеры температуры произведены вкрест простирания структуры. Изогеотерма 160°F пересекает кровлю продуктивных песчаников Уэбер (пенсильваний) на крутом крыле складки. а ‑ кровля песчаников Уэбер; б ‑ плоскость через главную ось складки по кровле песчаников Уэбер.

соляными куполами. По-видимому, повышение температуры над приподнятыми участками объясняется более близким залеганием к поверхности пород, имеющих более высокую температуру. Теоретически по температурным картам неглубоких горизонтов можно выявить положительные структуры, однако стоимость этих работ, видимо, значительно выше, чем других методов структурного картирования.

⇐ Предыдущая 24 25 26 27 282930 31 32 33 Следующая ⇒