地层温度与压力

第二节地层温度一、概述研究地层温度的主要意义地壳的地温带划分地温梯度与地温级度二、地温场研究地温测量地温场特征地温场与油气分布的关系影响地温场分布的主要因素①现代生油理论认为地温是有机质向油气演化过程中最为重要、最有效的因素；②理论和实际资料研究证明，油气田上方常常存在地温的正异常，利用地温场的局部正异常可以寻找油气田；③地热是一种宝贵的热能资源，具有成本低、使用简便、污染小等优点。1、研究地层温度的主要意义一、概述根据地下温度变化，常把地壳划分为下4个地温带：2、地壳的地温带划分▲温度日变化带：该带温度受每天气温的影响，该带深度范围一般为1～2m。▲温度年变化带：该带温度受季节性的气温变化影响，深度变化范围一般为15～30m左右。▲恒温带：30m以下深度，不受季节性气温变化的影响。▲增温带：恒温带之下，地层温度随埋深增加而升高。一、概述3、地温梯度与地温级度地温梯度：在恒温带之下，埋藏深度每增加100m地温增高的度数。计算公式如下：100HttGoG--地温梯度，℃/100m；t--井深H处的温度，℃；to--平均地面温度或恒温带温度，℃；H--井下测温点与恒温带深度之差，m。地温级度：在恒温带之下，地温每增高1℃时，深度的增加值，计算公式：otttHD右图为根据东营凹陷133口预探井资料编绘的地温与深度关系图。从该图可得地温与深度的线性关系式：东营凹陷地温与深度关系图（据杨绪充，1984）140.036Ht▲地温梯度：3.6℃/100m▲平均地面温度：14℃国内部分地区地温梯度资料(据西北大学编《石油地质》)油田或盆地地温梯度／℃/100m油田或盆地地温梯度/℃/100m准噶尔盆地(T-J)2.2～2.3松辽盆地(K1)3.1～4.8(6.2)酒泉盆地(E+N)2.3(2.6)大庆油田4.5～5.0四川盆地(J)2.2～2.4(2.7)济阳坳陷(E+N)3.1～3.9陕甘宁盆地(J)2.75(2.8)冀中坳陷(Z)3.7(4.2)注：括号中的数值为最大地温梯度值。★地球的平均地温梯度3℃/100m--正常地温梯度。＜3℃/100m--地温梯度负异常；＞3℃/100m--地温梯度正异常。1、地温测量2、地温场特征3、地温场与油气分布的关系4、影响地温场分布的因素二、地温场研究第二节地层温度1、地温测量⑴关井实测：在打开油层的第一批探井中实测。关井，待井内流体温度与围岩原始温度一致时测量。⑵外推法：测温前，循环井内泥浆，计下循环泥浆耗时t；循环停止后，下入温度计，并计下钻井液停止循环后到温度计到井底(或研究深度)的时间△t；最后，起出温度计并读取温度(测量次数3次以上)。将直线外推到无限远时间(△t/(t+△t)=1)，直线与纵轴交点为静止地层压力。外推法求静止地层温度2、地温场的分布特征地温梯度在纵向上、平面上都具有明显的规律性变化。东营凹陷地温梯度纵向变化表地温梯度/(℃／l00m)测温井号实测井段／mNEd-Es3Es4-Ek前寒武纪东风11050～30503.633.61东风2500～49003.324.032.552.16坨291650～25003.63滨991500～25003.76滨258900～15003.875.02滨试6950～15754.325.733.00⑴地温梯度的纵向变化下表为东营凹陷6口井的系统井温资料。根据井温资料可编制井温与深度关系图，了解地温梯度在纵向上的变化：这种变化主要受各段岩石热导率控制。40608010012014016050010001500200025003000350040004500温度/℃深度/m坨29滨99东风1滨试6滨258东风2东营凹陷系统测温井温度与深度关系图东营凹陷系统测温井温度与深度关系图稍高较高稍低较低上第三系稍高，3.61～4.08℃/100m；下第三系Ed-Es3较高；下第三系Es4-Ek稍低，2.55℃/100m；前寒武系较低，2.16℃/100m⑵地温场平面展布整体来看，地温异常的平面分布明显受区域构造和大断层的控制；地温梯度等值线与区域构造轮廓基本一致。东营凹陷地温梯度(℃/100m)等值线图(杨绪充，1984)陈南断层1、地温测量关井实测；外推法2、地温场特征地温梯度的纵向变化；地温场平面展布3、地温场与油气分布的关系4、影响地温场分布的因素二、地温场研究第二节地层温度●一般而言，单位面积上探明储量：高梯度值区(＞4℃/100m)比中梯度值区(2～4℃/100m)高9倍，比低梯度值区(＜2℃/100m)高120倍。●天然气单位面积上的探明储量：高值区比中值区高5.6倍；比低值区高28倍。3、地温场与油气分布的关系⑴地温与油气生成★较高的地温对于油气生成十分重要。⑵油气分布与地温、地温梯度统计资料表明，油田分布深度在600～5000m之间；多数在1500～3000m。相应地温为60～150℃，且大多数不超过100℃。⑶油气田位置与地温场分布关系▲含油气盆地内地温低的一般为油田，地温高的一般为气田▲油藏周围的温度比油藏本身要低；▲气藏分布的构造高点处地温明显升高。3、地温场与油气分布的关系四川隆昌某气田构造剖面及地温剖面4、影响地温场分布的主要因素实际资料表明，地温场是很不均一的。影响地温场的主要因素有：大地构造性质、基底起伏、岩浆活动、岩性、盖层褶皱、断层、地下水活动、烃类聚集等。但是，起主导作用和具全局性影响的因素是：大地构造的性质，如：地壳的稳定程度及地壳的厚度等。⑴大地构造性质大地构造性质及所处构造部位是决定区域地温场基本背景的最重要的控制因素：●大洋中脊---高地温；●海沟部位---低地温；●海盆部位---一般地温；●稳定的古老地台区---较低地温；●中新生代裂谷区---较高地温。4、影响地温场分布的主要因素地壳厚度对地温也有重要影响。如我国东部地区地壳普遍薄于西部，故东部各盆地的地温及地温梯度一般均高于西部。中国东西向地壳厚度变化与地温关系示意图(据王钧等，1990)●由于基底的热导率往往高于盖层，---深部热流向基底隆起处集中，使基底隆起区具有高热流、高地温梯度特征，坳陷(凹陷区)具有低地温特征。⑵基底起伏●地温异常与重力异常相当吻合--重力异常是基岩埋深的反映：两者的低值区同处于凹陷内部、两者的高值区同处于凹陷的边部和基岩潜山凸起带。---地温分布在平面上与基底起伏密切相关。东营凹陷布格重力异常(mGal)图(据杨绪充，1984)东营凹陷地温梯度(℃/100m)等值线图(杨绪充，1984)⑶岩浆活动岩浆活动对现今地温场的影响，主要从2方面考虑：②侵入体的规模、几何形状及围岩产状和热物理性质等如：冷却速率与岩浆侵入体半径的平方成反比；冷却的延续时间与岩体半径平方成正比：---岩体半径增大1倍，冷却时间延长4倍。①岩浆侵入或喷出的地质年代：时代越新，所保留的余热就越多，对现今地温场的影响就越强烈，有可能形成地热高异常区。火成岩、碎屑岩的导热率＞碳酸盐岩；基岩＞盖层；盐岩＞石膏＞泥岩；砂岩＞泥岩⑷岩性（岩石的导热能力）●岩性差异导致了纵向上不同组段地温梯度明显变化；●随地层埋深和年龄增加，地温梯度总体呈下降趋势。导热能力可用导热率表示。岩石的导热率大，地球深处热量向上传导能力强，岩层剖面上地温梯度大。4、影响地温场分布的主要因素沉积盖层的褶皱构造--对地温场具有明显的影响；断层--可以使地温升高，也可以使地温降低。⑸构造条件①盖层褶皱热流传导具各向异性：顺层面比垂直层面更易传播。背斜使热流聚敛，向斜使热流分散。地温和地温梯度由背斜两翼向其轴部或核部增高：--背斜顶部地温梯度大，翼部地温梯度小。--两翼倾角越陡，背斜顶部与两翼的温差就更大。背斜与向斜区热流分布示意图平行于层理方向较垂直层面方向的导热性好，热量容易向岩层上倾方向集中。研究断层与地温场的关系时，应考虑两个方面：※在主断层线上是否出现地温异常；※沿着断层走向热流是否有变异。②断层●一般的封闭性断层或压扭性断层：因压扭、摩擦产生热量，形成附加热源--地温增高。●一般的开启性断层：可作为地下水循环通道，▲将近地表及浅处低温地下水引至深部--地温降低；▲或因深部地下水沿断层上升--地温增高。--应视具体情况区别对待。⑹烃类聚集--油气分布烃类聚集(油气田)上方往往存在地温高异常(地温梯度高)；而且，气田区高于油田区。▲地温异常很微弱，一般为0.2～4.5℃左右；▲相当普遍地分布在油气田上方的浅部和地面。前苏联的什罗卡盆地内油田上地温剖面图100m深处温度曲线在油藏正上方显示出升高趋势。●首先，油气藏本身提供了附加热源：主要来自：烃类需氧和乏氧的放热反应、和放射性元素的集中等。★导致烃类聚集上方地温异常的主要原因：●盖层的导热性差，阻止热量向上扩散；●顺层面比垂直层面更易于传播(对褶皱而言)；●另外，流体向上渗逸时将油气藏中的过剩热量带至浅部和地表。●区域性地下水循环将深部热水带至浅层，使地温普遍增高，地温梯度变大。⑺地下水活动（循环）由于地质条件和水文地质条件的差异，地下水与围岩温度场的相互关系复杂多变。●地下水活动可引起围岩温度降低：地表水补给、径流条件良好，地下水侧向活动强烈。如华北盆地西部山前在相当深度内呈现低温状况。4、影响地温场分布的主要因素油气藏驱动类型：指地层中驱动油、气流向井底以至采出地面的能量类型。（也称驱动方式）★★第三节油气藏驱动类型油气藏的驱动类型：→决定油气藏的开发方式以及油气井的开采方式，→直接影响油气开采的成本和油气的最终采收率，因此，投入开发之前，必须尽量搞清油气藏驱动类型。第三节油气藏驱动类型一、油气藏驱动能量（驱动方式）二、油气藏驱动类型与油气采收率一、油气藏驱动能量(驱动方式)天然驱动能量（重点讨论）油层岩石和其中流体的弹性能含水区弹性能和露头水柱压能油藏含油区内溶解气的弹性能油藏气顶的弹性膨胀能油藏的重力驱动能人工驱动能量注水采油热力采油--注入热水、蒸汽等生物采油二、油气藏驱动类型与油气采收率1、油气采收率及其影响因素油气采收率--采出油气量与原始地质储量的比值。影响油气最终采收率的因素很多，可分为两大类：地质因素和开发因素。第三节油气藏驱动类型1、油气采收率及其影响因素2、驱动类型对采收率的影响⑴主要地质因素①油气藏类型：油气藏类型不同，所能达到的最终采收率会有很大差别。②油气藏储层性质：即储层的结构特征、润湿性、连通性、非均质程度，及φ、K、So大小。③油气藏的天然能量类型：如有无边水、底水、气顶，以及能量的大小和可利用程度等。④原油和天然气的性质：如组成成分、原油粘度，气油比；气田的天然气中含其它气体水化物情况等。⑵主要开发因素①开发方式，即选择消耗性开发方式(天然能量)，还是选择注水、注气、干气回注等哪一种补充能量方式；③开采的技术水平和增产增注的效果；④二、三次采油和提高最终采收率的方法及效果。②布井方式，即采用何种布井方式和井网密度的大小；边缘注水--水井位于油水边界附近；面积注水--将注水井和油井按一定几何形状和密度均匀布置于整个开发区--四点、五点……等面积注水。切割注水--利用注水井排将油藏切割为若干区(独立开发)2、驱动类型对采收率的影响油气藏驱动类型对采收率影响很大。●不同驱动类型之间最终采收率相差很大，一般而言：※水压驱动类型的油气采收率比较高※溶解气驱类型原油的采收率比较低※封闭弹性驱时采收率更低三、油气藏驱动类型与油气采收率●既使同一驱动类型的油气藏，由于各种情况的差异，其采收率存在一个较大的变化范围，甚至相差悬殊。（见下页表）不同驱动类型的采收率类别驱动类型采收率，%类别驱动类型采收率,%一次采油三次采油弹性驱2～5溶解气驱10～30水驱25～50油藏注聚合物、注CO2、注碱水、注表面活性剂等类型的驱油剂45～80气顶驱20～50一次采气重力驱30～70弹性驱70～95二次采油水驱45～70注水25～60二次采气注气30～50混相驱40～60气藏回注干气的凝析气藏65～80油藏热力驱20～50第五章地层压力和地层温度（结束）