Результаты воздействия тепла

Проблема изучения температур в недрах связана с проблемами нефтегазовой геологии, в особенности, имеющими отношение к разработке месторождений и оценке их запасов, происхождению, миграции и аккумуляции нефти и газа. В общем проблема изменения температур в недрах в зависимости от источников тепла затрагивает целую гамму явлений, касающихся влияния тепла на физические свойства нефтей, газов, связанных с ними флюидов, растворенных солей и самих пластов-коллекторов. Некоторые из этих явлений, обусловленных повышением температуры, описываются ниже. При снижении температуры (потере тепла) возможен обратный эффект рассматриваемых процессов.

1. Основным результатом повышения температуры в пластовых условиях является увеличение вязкости газа (при низком давлении) и уменьшение вязкости нефти при условии постоянного давления (см. стр. 194-198). Данные о влиянии повышения температуры на вязкость чистой воды сведены в табл. 9-3, а данные об изменении вязкости волы вследствие одно­временного изменения температуры и давления ‑ в табл. 9-4.

Таблица 9-3 Вязкость чистой воды¹

¹Handbook of Chemistry and Physics, 13th ed., pp. 1729-1730, 1948.

2. Повышение температуры вызывает соответствующее увеличение объема газа, нефти и горных пород. Объем газа прямо пропорционален его абсолютной температуре. При возрастании температуры и постоянном давлении газ увеличивается в объеме на ¹/₂₇₃ часть того объема, который он занимал

Таблица 9-4 Вязкость воды при высоких давлениях и температурах (при постоянном объеме)¹

¹P.W. Bridgman, The Physics of High Pressures, Macmillan Co., New Jork, p. 346, 1931.

Таблица 9-5 Температура и плотность воды

при 0°С, или на ¼₆₀ часть объема, соответствовавшего 32°F ‑ при возрастании температуры на 1°F. Коэффициент температурного расширения¹ газов при относительно небольших давлениях равен приблизительно 0,003665 на 1°С, или 0,002174 на 1°F. Эти величины, конечно, не выдерживаются при высоких давлениях. Влияние возрастания температуры на увеличение объема нефти показано на фиг. 5-31, а на плотность воды - в табл. 9-5. Коэффициенты линейного термического

Таблица 9-6 Коэффициенты линейного расширения¹

¹Handbook of Chemistry and Physics, 13th. ed., Chem. Rubber Pub. Co. Cleveland, pp. 1745-1750, 1948.

расширения² некоторых осадочных пород и минералов даны в табл. 9-6. Нагревание карбонатных пород в лабораторных условиях до температур 100-700°С при давлении 1 атм, 5000 фунт/кв дюйм и 10 000 фунт/кв дюйм привело к соответствующему увеличению не только их объема, но и проницаемости [39].

3. В случае если флюиды заключены в ограниченном объеме, повышение температуры приводит к возрастанию давления. В природных нефтегазоносных

¹Коэффициент расширения газа при постоянном давлении равен изменению объема на единицу объема при увеличении температуры на 1°С.

²Увеличение объема породы на единицу объема при увеличении температуры на 1°С примерно соответствует утроенной величине коэффициента линейного расширения этой породы.

пластах, где флюиды находятся в ограниченных или замкнутых ловушках, возможности для их расширения весьма малы либо отсутствуют вовсе, что должно обусловить временное (в ограниченных резервуарах) или постоянное (в замкнутых резервуарах) повышение пластового давления по мере возрастания температуры. Повышение температуры в резервуаре приводит к увеличению объема не только газов, но и жидких и твердых элементов, находящихся в этом пласте, однако в несравненно меньшей степени. В ограниченных условиях повышение температуры должно привести к возрастанию пластового давления, поскольку любое расширение горных пород, по-видимому, происходит в основном за счет их пористости, уменьшение которой определенным образом влияет на давление флюидов в этих породах. Таким образом, повышение температуры пластовых флюидов может привести к увеличению их объема или к повышению давления или тому и другому одновременно. Уменьшение удельного веса, сопровождающее повышение температуры, является причиной снижения температуры кипения многих легких компонентов нефти. При температурах ниже 300°F и атмосферном давлении многие из них находятся в газообразном состоянии.

Повышение температуры приводит к уменьшению растворимости газа в нефти. В частности, при температуре 140°F и давлении 2000 фунт/кв.дюйм в 1 барреле нефти может раствориться 670 куб. футов газа, а при температуре 200°F - только 600 куб. футов (см. фиг. 5-30).

Повышение температуры усиливает растворимость большинства солей в воде. Однако растворимость поваренной соли, одного из наиболее распространенных компонентов вод нефтяных месторождений, с увеличением температуры изменяется очень мало.

Влияние тепла интрузивных и эффузивных пород. Присутствие в осадках, являющихся объектом поисков нефти и газа, разного рода даек, пластовых интрузий и других интрузивных магматических или вулканогенных эффузивных пород, обычно вызывает большой интерес (см. также стр. 81 и 399: глава 3, породы-коллекторы смешанного происхождения; глава 9, результаты воздействия тепла. – А.Ф.). Какое они имеют значение? Как правило, эффузивные и интрузивные процессы сопровождаются выделением значительных количеств тепла, что способствует экстракции нефти из глинистых пород. Однако интрудированные глинистые породы на контакте с интрузивами нередко оказываются лишь частично обожженными и метаморфизованными на глубину не более дюйма с соответствующей частичной потерей проницаемости. Даже если образование залежи произошло до внедрения интрузии, последняя не обязательно вызовет рассеивание нефти и газа, особенно из хорошо изолированной ловушки. И тем более практически не будет никакого температурного воздействия на залежь, если аккумуляция нефти и газа произошла после завершения интрузивной или эффузивной деятельности. Однако внедрение даек и пластовых интрузий может привести к локальному уменьшению проницаемости коллекторов и, следовательно, к изменению характера миграции нефти и газа. В некоторых случаях таким путем могут даже образоваться ловушки в местах, где их до этого не было. С другой стороны, раскрытие трещин, как результат интрузивной деятельности, может привести к миграции нефти и газа вверх или в сторону ближайших участков с пониженным давлением. Внедрение интрузии может вызвать явление, сходное с гидроразрывом пласта. Туфы и вулканические брекчии, в особенности залегающие параллельно напластованию осадков, могут стать в конечном счете коллекторами (см. стр. 81: глава 3, породы-коллекторы смешанного происхождения. – А.Ф.), но эти образования обычно сопровождаются развитием даек, секущих пласты и могущих привести к изменению характера потока пластовых флюидов.

Связь продуктов магматической деятельности с нефтегазоносными отло­жениями характерна для многих районов. В Мексике, например в районе Тампико - Туспан, отмечены многочисленные выходы нефти среди интрузивных пород [40]. Продуктивные песчаники Палестайн и Тар-Спрингс (верхний миссисипий) на месторождении Омаха, округ Галлатин в Иллинойсе, секутся слюдисто-перидотитовыми дайками и пластовыми интрузиями мощностью от 1 до 5 футов [41]. В штате Сан-Паулу в Бразилии, в северном Парана, интенсивные нефтепроявления и нефтенасыщенные песчаные породы перми и песчаники Ботукату (триас) тесно связаны с дайками и пластовыми интрузиями и с крупным лавовым потоком Серра-Жерал (триас). Эти нефте­насыщенные пески, по-видимому, являются остатками некогда огромных скоплений нефти. В северо-западной части Мадагаскара вблизи селения Бемоланга песчаные породы триаса (Карру) битуминозны на значительной площади. Районы развития этих пород совпадают с районами наибольшей вулканической деятельности в третичный период. Максимальная нефтегазоносность наблюдается на тех участках, на которых зоны развития даек и трещин имеют максимальную мощность, что прямо свидетельствует о том, что нефть могла образоваться при дистилляции из окружающих глин благодаря тепловому воздействию интрузивов [42].

Таким образом, можно сделать вывод, что наличие интрузивных или эффузивных пород, таких, как дайки и силлы или туфы и брекчии, может в какой-то степени помочь в поисках промышленных залежей нефти и газа. Имеется немало примеров ассоциации нефти с такими породами, так что их присутствие не должно сказываться отрицательно на оценке того или иного региона. Любая порода, обладающая пористостью и проницаемостью, достаточными для обеспечения движения воды, может рассматриваться в качестве потенциального коллектора, и многие интрузивные, эффузивные и вмещающие их осадочные образования обладают этими свойствами. Вероятно, основное влияние интрузии заключается в видоизменении ловушек, имевшихся в породах, которые эти интрузии прорывают, и в образовании новых ловушек интрузивными дайками, силлами и метаморфизованными окружающими породами, становящимися непроницаемыми экранами. Эти ловушки способны аккумулировать только такую нефть, которая образовалась или мигрировала лишь после окончания интрузивной деятельности.

Заключение

В своей повседневной жизни мы привыкли наблюдать и использовать многочисленные явления, связанные с влиянием температуры и давления. Теперь мы убедились и в том, какую большую роль играют они в нефтегазоносных пластах, залегающих на глубине. Их влияние на фазовые соотношения флюидов и на всю обстановку в пласте-коллекторе несомненно. Как и другие параметры, характеризующие нефтяные и газовые залежи, температура и давление сильно различаются и подвержены постоянным изменениям. Температура и давление влияют в общем случае двояко: с одной стороны, они влияют на осадки, степень их уплотнения, уменьшение пористости и проницаемости и выжимания из них флюидов; с другой стороны, наибольшее влияние они оказывают на сами флюиды, на изменение их объема и вязкости, на их энергетический потенциал. Геолог-нефтяник должен быть хорошо знаком со всеми этими особенностями влияния температуры и давления на осадки и заключенные в них флюиды, чтобы разбираться в процессах, происходящих в природных резервуарах.

Изучение влияния давления и температуры имеет большое значение не только для нефтяной, но и для рудной геологии, поскольку многие процессы, связанные с воздействием этих факторов на флюиды, происходят как при нефте-, так и при рудообразовании. Правда, нефтяная геология обычно имеет дело с более низкими температурами и давлением, чем рудная. Однако теперь, когда бурение до глубин свыше 25 000 футов (7,5 км) стало вполне достижимым, мы также входим в область очень высоких давлений. Многие из ныне неглубоко залегающих продуктивных горизонтов некогда были погребены под мощными толщами осадков; но степень воздействия на эти породы высоких температур и давлений пока еще остается неясной. В связи с этим особую важность приобретает изучение влияния высоких давлений и температур на флюиды, пористость и проницаемость пород, и, самое главное, изучение влияния градиентов давления и температуры на движение флюидов как внутри природных резервуаров, так и из них. В основе понимания этих явлений должно лежать знание процессов, происходящих в резервуарах, что и является предметом следующей главы.

Цитированная литература

1. Неrоу W.В., Rock Pressure, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 12, pp. 355-384. 1928.

2. Pym L.A., Bottom-Hole Pressure Measurement, in The Science of Petroleum, Oxford Univ. Press, London, New York, 1, pp. 508-515, 1938.

3. Biddison M.P., Estimation of Natural Gas Reserves, in Geology of Natural Gas, Am. Assoc. Petrol. Geol. Tulsa, Okla, pp. 1035-1052, 1935. (Содержит формулы и таблицы для расчетов газового давления.)

4. О. and G., Journ., 57, № 17, 1959.

5. Вruсе W.A., A Study of the Smackover Limestone Formation and the Reservoir Behavior of Its Oil and Condensate Pools, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 155, pp. 88-132, 1944; Petrol. Technol., Tech. Pub. 1728, 1944. Goebel L.A., Cairo Field, Union County, Arkansas, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 34, pp. 1954-1980, 1950.

6. Review of Middle East Oil and Reservoir Studies and Characteristics, Petroleum Trans.,. London, pp. 15-17, 1948.

7. Rumble R.C, Spain H.H., Stamm H.E., A Reservoir Analyzer Study of the Woodbine Basin, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 192, pp. 331-340, 1951.

8. Hill G.А., Соlburn W.A., Knight J.W., Reducing Oil-Finding Costs by Use of Hydrodynamic Evaluation, in Economics of Petroleum, Exploration, Development, and Property Evaluation, Southwestern Legal Foundation, Dallas, Texas, Prentice-Hall, Inc., Englewood Cliffs, 1961. Berry F.A.F., Hydrodynamics and Geochemistry of the Jurassic and Cretaceous Systems iin the San Juan Basin, Northwestern New Mexico and Southwestern Colorado, Ph.D. thesis, Stanford Univ., 192 p., 1959.

9. Taber S., Effect of Earthquakes on Artesian Waters, Econ. Geol., 23, pp. 696-697, 1928.

10.Shepard F.P., Submarine Geology, New York, 348 p., pp. 47-53, 1948.

11.Hanway J., An Historical Account of the British Trade over the Caspian, Sea..., London, 1, 1753.

12.Gibson R.E., The Nature of Solutions and Their Behavior under High Pressure, Scientific Monthly, 46, pp. 103-119, 1938.

13.Hubbert M.K., Rubeу W.В., Role of Fluid Pressure in Mechanics of Overthrust Faulting, Bull. Geol. Soc. Am., 70, pp. 149-158.

14.Сannоn G.E., Craze R. C, Excessive Pressures and Pressure Variations with Depth of Petroleum Reservoirs in the Gulf Coast Region of Texas and Louisiana, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 127, pp. 31-38, 1938. Dickinson G., Geological Aspects of Abnormal Reservoir Pressures in Gulf Coast' Louisiana, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 37, pp. 410-432, 1953.

15.Watts E.V., Some Aspects of High Pressure in the D-7 Zone of the Ventura Avenue Field, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 174, pp. 191-200, 1948.

16.MсСaslin L. S., Jr., О and G. Journ., p. 56, 1949.

17.Dоnnellу A.S., High-pressure Yates Sand Gas Problem, East Wasson Field, Yoakum County, West Texas, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 25, pp. 1880-1897, 1941.

18.Кeep С.E., Ward H.L., Drilling Against High Rock Pressures with Particular Reference to Operations Conducted in the Khaur Field, Punjab, Journ. Inst. Petrol. Technol., 20, pp. 990-1013, 1934.

19.Suter H.H., The General and Economic Geology of Trinidad, B.W.I., Colonial Geol. and Min. Res., 3, p. 22, 1952.

20.Сalhоun J.C, Pressure Parting of Formations, O. and G. Journ. p. 85, 1950.

21.Cotner V., Сrum H.E., Geology and Occurrence of Natural Gas in Amarillo District, Texas, in Geology of Natural Gas, Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Okla., pp. 401-403, 1935.

22.Millikan C.V., The Geological Application of Bottom Hole Pressure, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 16, pp. 891-906, 1932.

23.Athу L.F., Density, Porosity, and Compaction of Sedimentary Rocks, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 14, pp. 1-35, 1930.

Пропуск 404-405 стр.