О связи геотермического градиента с составом нефти
Г.В. Рудаков
Влияние пластовой температуры, пластового давления и каталитического воздействия вмещающих пород на превращения нефтей в залежах рассматриваются в многочисленных работах. Предполагают, что особое значение в превращении нефтей имеет пластовая температура, которая, как известно, повышается с глубиной. Учитывая, что перенос тепла в пористой среде тесно связан с перемещением жидкой фазы [1], геотермический градиент можно признать критерием при исследовании процессов миграции нефтей и подземных вод. При прочих равных условиях скорость вертикальной миграции флюидов больше там, где больше геотермический градиент. Поэтому повышенный геотермический градиент ставится также в прямую зависимость от вертикальной миграции [2]. Одновременно, как отмечалось ранее [3], пониженный геотермический градиент указывает на интенсивную боковую миграцию подземных вод, что в свою очередь не способствует сохранению нефтяных и газовых залежей.
В этом свете представляет интерес работа И.И. Чеботарева [4], установившего при статистическом исследовании свыше восьмисот определений средних значений геотермического градиента, повышенное его значение для нефтеносных площадей.
Как известно, повышенный геотермический градиент характерен также для сводовых частей антиклиналей [5]. Кроме того, в пределах одного региона наблюдаются повышенные геотермические градиенты на участках с неглубоким залеганием кристаллического фундамента. Так, по П.П. Фаткову [6] в пределах юго-восточной Татарии для шугуровских слоев геотермический градиент равен 4,68°С/100м, а для кыновских слоев даже 6,21°/100 м.
На основании сказанного целесообразно сопоставить средние геотермические градиенты с составом нефтей в пределах известного региона.
Как показали статистические работы Г.В. Черченко [7], наиболее стабильны в процессе метаморфизма нефтей Куйбышевской области и, по-видимому, всей Волго-Уральской нефтеносной провинции бензиновые и керосиновые фракции, перегоняющиеся до 300° С, в то время как паровая фракция и остаток выше 300° С менее стабильны. Зависимость содержания в различных нефтях наиболее стабильных в процессе метаморфизма фракций, то есть фракций выхода 200-300° С, от геотермического градиента приведена на графике, построенном по данным [8] и [9J.
Это сопоставление указывает на существование достаточно отчетливой закономерности, которая может объяснить некоторые особенности режима нефтяных замеров. Так, например, зависимость давления от температуры при адиабатическом расширении жидкости в общепринятых обозначениях выражается уравнением [2];
Как показывают простые расчеты по этому уравнению, вода и нефть в процессе вертикальной миграции в адиабатическом процессе теплее, чем следовало бы ожидать исходя из геотермического градиента [2], что в свою очередь обусловливает их термодинамическую нестабильность, которая может привести к превышению пластового давления над гидростатическим.
На основании изложенного следует отметить, что роль геотермических условий в нефтяной геологии существенна, поэтому необходимо проводить широкие региональные геотермические исследования.
ЛИТЕРАТУРА
1. Лыков А. В. Явление переноса в капиллярно-пористых телах. Гос. изд. технико-теоретической литературы, 1954.
2. Roof J. G., Rutherford W. М. Bull. Amer. Assoc. Petrol, geol. vol. 42, No 5, p. 963, 1958.
3. Сухарев Г.M. HX, № 10, 1948.
4. Chebotarev I. I. Bull. Amer. Assoc. Petrol, geol. vol. 36, No 4, p. 695, 1952.
5. Овнатанов С.T., Tамpaзян Г.II. ДАН СССР, т. 135, № 2, стр. 403, 1960.
6. Фатков П.П. «Татарская нефть», № 7, стр. 37, 1957.
7. Черченко Г.В. «Куйбышевская нефть», № 1-2, 1959.
8. Павлова С.Н. и др. Нефти восточных районов СССР. Тр. ВНИИ НП, Гостоптехиздат, 1958.
9. Дьяконов Д.И. Геотермия в нефтяной геологии. Гостоптехиздат, 1958.
УфНИИ
Рисунок Зависимость содержания фракции 200-300° С (проценты от среднего геотермического градиента до 1000 м глубины,0С/100 м для некоторых нефтей).
1 - нефти Башкирии, Пермской Оренбургской и Куйбышевской областей; 2 - нефть месторождения Горючка (Саратовская область) и Арчеда (Волгоградская область); 3 - нефти месторождений Эмбы.