Основы нефтегазового дела. Крец В.Г - 78 стр.

UptoLike

ВУЗ: 

ТПУ | Томск

Составители: 

Рубрика: 

геотермический градиент принимается равным 3 °С/100 м. Средние
геотермические градиенты для освоенных глубин нефтяных и газовых
месторождений приведены в табл. 5.1.
Пластовую температуру на глубине
H
можно рассчитать по
уравнению регрессии:
)( ННТТ
−+=
,
где
Т
– пластовая температура (в °С) на глубине
м2000
=
Н
,
Г
- геотермический градиент в °С /м (табл. 5.1).
Таблица 5.1
Значение пластовых температур и геотермических градиентов
в газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях
Район
H
, м
Т
, °С
Г
, °С/100м
)( ННТТ
−+=
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
ρ
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
81

Страницы