Энергетическая характеристика залежей нефти и газа реферат

Обновлено: 02.07.2024

Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.

Различают два вида давления в земной коре - горное и гидростатическое.

Горное давление – создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.

Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера).

Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами. Его величину и

вектор в каждой точке не поддаются замеру.

Горное давление Р гор – давление в жестком каркасе пород, их матрице, оно передается и жидкости, заполняющей пустотное пространство пород.

3.1. НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ

Пластовое давление — один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом.

Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ,

вода, а в водоносном — вода находятся в пустотах пластов-коллекторов .

Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.

Аналогичный процесс — поступление в скважину нефти, газа — протекает при вскрытии

нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление может быть определено по

высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в

где h — высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м; —

плотность жидкости в скважине, кг/м 3 g — ускорение свободного падения, м/с 2 .

Начальное (статическое) пластовое давление — это давление в пласте-коллекторе в

природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа . Значение

начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения и общим механизмом непрерывного движения подземных вод, т.е. единым генезисом напора .

Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные,

различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значениями напора. Соответственно залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов,

обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине

залегания пластов - коллекторов выделяют две группы залежей УВ :

- залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению;

- залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического .

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с

нормальным пластовым давлением , второго вида — залежами с аномальным пластовым давлением . Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным.

Залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому.

Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-

коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод,

перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.

В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приточенных к ним залежей.

В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и

статических уровней превышают значения этих показателей в водоносной части пласта

при тех же абсолютных отметках залегания пластов . Величина превышения зависит от

степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от

рассматриваемых точек залежи до ВНК.

Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при Рв = 1) на одной

абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением Р изб .

В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти

и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за пределы 0,008—0,013 МПа/м.

Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.

О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта,

непосредственно у границ залежи, или, если замеров давления здесь нет, по значению давления,

замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК.

Залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

Начальное пластовое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей,

вертикальный градиент которого выходит за пределы значений этого показателя, характерных для пластового давления, соответствующего гидростатическому, называется давлением,

отличающимся от гидростатического. При gradp > 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при gradp пл.г на величину Р доп .

Р пл = Р пл.г + Р доп .

Р доп .=V доп / в V в

V доп .- превышение количества поступающей в пласт-коллектор воды над количеством ее,

удаляющимся в область разгрузки; в — коэффициент сжимаемости воды; V в — общий объем воды в пласте-коллекторе.

С увеличением закрытости водонапорной системы и объемов выжимаемой в нее воды Р доп

возрастает и СГПД приближается по величине к геостатическому давлению. СГПД наиболее характерно для пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород, в межсолевых и подсолевых отложениях.

Образование СГПД связывают также с уплотнением пород-коллекторов в результате цементации, с освобождением дополнительного объема воды при переходе монтмориллонита в иллит, с тепловым расширением воды и другими процессами, протекающими в недрах земли.

СГПД, являющееся следствием тектонических напряжений, может быть свойственно пластам-

коллекторам в пределах локальных тектонических СГПД или даже отдельных тектонических блоков.

СГПД характерно для районов с повышенной неотектонической активностью и соответственно с высокой скоростью осадкообразования — для Северного Кавказа,

Азербайджана, Средней Азии, Предкарпатья. В этих районах СГПД встречается и на малых глубинах. Градиент СГПД может достигать 0,017-0,025 МПа/м и более.

В пределах элизионных водонапорных систем давление в гипсометрически высоких частях залежей нефти и газа, так же как и в пределах инфильтрационных систем, несколько повышено за счет избыточного давления.

Пластовое давление, меньшее гидростатического, т.е. с вертикальным градиентом менее

0,008 МПа/м встречается относительно редко. Наличие в пластах-коллекторах МГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории создавались условия,

приводящие к дефициту пластовой воды в резервуаре. Одним из таких условий может быть увеличение пористости, например при выщелачивании или перекристаллизации пород.

Возможно также уменьшение объема жидкости, насыщающей пустотное пространство,

например вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тектонических движениях на меньшие глубины.

Роль начального пластового давления.

Начальное пластовое давление залежи во многом определяет природную энергетическую характеристику залежи, выбор и реализацию системы ее разработки, закономерности изменения параметров залежи при ее эксплуатации, особенности годовой добычи нефти и газа.

Начальное пластовое давление в значительной мере определяет природное фазовое состояние УВ в недрах и, следовательно, также обусловливает определение рациональных условий разработки.

Значение начального пластового давления залежи необходимо учитывать при оценке по керну значений пористости и проницаемости пластов в их естественном залегании. Указанные параметры, определенные по керну в поверхностных условиях, могут быть существенно завышены, что приведет к неправильному определению емкости резервуара и запасов УВ.

Знание значения начального пластового давления залежей и всех вышележащих пластов-

коллекторов необходимо при обосновании технологии бурения и конструкции скважин. При этом следует исходить из двух основных требований: обеспечения нормальной проходки ствола скважины (без поглощений промывочной жидкости, выбросов, обвалов, прихватов труб) и

повышения степени совершенства вскрытия пластов (минимального "загрязнения" продуктивных пластов промывочной жидкостью),

т.е. предотвращения снижения производительности пласта по сравнению с его природными возможностями.

Природа пластового давления в залежи в значительной мере предопределяет изменение пластового давления в процессе разработки. Соответствие пластового давления гидростатическому может служить показателем приуроченности залежи к инфильтрационной водонапорной системе. В этих условиях можно ожидать, что в процессе разработки залежи пластовое давление будет снижаться относительно замедленно. СГПД свидетельствует о замкнутости элизионной водонапорной системы. Снижение пластового давления в залежах с СГПД происходит быстрее, темпы его падения возрастают с уменьшением размеров водонапорных систем. Таким образом, по значению начального пластового давления можно прогнозировать закономерности падения пластового давления в залежи при ее разработке, что позволяет обоснованно решать вопросы о целесообразности применения методов искусственного воздействия на пласты и о времени начала воздействия.

При составлении первого проектного документа на разработку значение начального

Министерство Образования Российской Федерации
Самарский Государственный Технический Университет
Кафедра геологии геофизики
Курсовая работа на тему:

Энергетическая характеристика залежей.

Выполнил: студент
Проверил: учитель
Самара 2012 год

1.1Начальное пластовое давление.
1.2Статическое и динамическое состояние залежей У.В
1.3Природная водонапорная система.
1.3.1Залежи с нормальным пластовым давлением.
1.3.2Залежи с аномальным пластовым давлением.
2.1Температура пласта.
3.Режимы залежей нефти и газа.
3.1Водонапорный режим.
3.2Упруговодонапорный режим.
3.3Газонапорный режим (или режим газовой шапки)
3.4 Режим растворённого газа.
3.5Гравитационный режим.
4Вывод.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА.
Все залежи углеводородовобладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведения давления в процессе разработки.
1.1Начальное пластовое давление.
Пластовое давление-один из важнейшихфакторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Если вскрыть водоносный пласт-коллектор и снизить в стволе скважины уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину начнётпоступать вода. Её приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.
В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин, пробуренных в различных точках на водоносный пласт, обладающих давлением могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. Различают три основных типа скважин:
* Скважина с устьями выше пьезометрической поверхности.
* Скважина сустьями совпадающими с пьезометрической поверхностью.
* Скважина с устьями ниже пьезометрической поверхности. (Они будут фонтанировать)

Рис 1.1 - водонасыщенный пласт-коллектор; 2 - залежь нефти; 3 - пьезометрическая поверхность; 4 - земная поверхность; 5 - скважина со столбом пластовой воды, уравновешивающим начальное пластовое давление; 6 - направление движения жидкости; 7- водоупорныепороды.
Схема инфильтрационной водонапорной системы

1.2Статическое и динамическое состояние залежей У.В
Каждая залежь У.В. имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Залежи углеводородов рассматриваются в статическом состоянии, как природные геологические объекты для проектирования и разработки на основе подсчёта запасов, учитываяэкономический фактор. Так же залежи углеводородов рассматриваются в динамическом состоянии. Т.е сразу после ввода эксплуатационной колонны. При этом наблюдается движение нефти, газа и воды к забоям скважины. Залежь введённая в разработку представляет собой геолого-технический комплекс, состоящий из самой залежи и системы разработки(т.е её технической части).
Начальное(статическое) пластовое давление –это давление в пласте коллекторе в природных условиях, т.е до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за её пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.
1.3Природная водонапорная система.
Это система гидродинамически сообщающихся между собой пластов– коллекторов и трещинных зон с закючёнными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения и общим механизмом движения подземных вод, т.е единым генезисом напора.
Выделяют три основных элемента в пределах водонапорной системы:
* Область питания – зоны в которых в систему поступают воды, за счёт чего создаётся давление.

Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведения давления в процессе разработки.

Содержание

1.1Начальное пластовое давление.
1.2Статическое и динамическое состояние залежей У.В
1.3Природная водонапорная система.
1.3.1 Залежи с нормальным пластовым давлением.
1.3.2Залежи с аномальным пластовым давлением.
2.1Температура пласта.
3.Режимы залежей нефти и газа.
3.1Водонапорный режим.
3.2Упруговодонапорный режим.
3.3Газонапорный режим (или режим газовой шапки)
3.4 Режим растворённого газа.
3.5Гравитационный режим.
4Вывод.

Вложенные файлы: 1 файл

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА.docx

Министерство Образования Российской Федерации

Самарский Государственный Технический Университет

Кафедра геологии геофизики

Курсовая работа на тему:

Энергетическая характеристика залежей.

Самара 2012 год

1.1Начальное пластовое давление.

1.2Статическое и динамическое состояние залежей У.В

1.3Природная водонапорная система.

1.3.1 Залежи с нормальным пластовым давлением.

1.3.2Залежи с аномальным пластовым давлением.

3.Режимы залежей нефти и газа.

3.3Газонапорный режим (или режим газовой шапки)

3.4 Режим растворённого газа.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА.

Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведения давления в процессе разработки.

1.1Начальное пластовое давление.

Пластовое давление-один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Если вскрыть водоносный пласт-коллектор и снизить в стволе скважины уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину начнёт поступать вода. Её приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.

В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин, пробуренных в различных точках на водоносный пласт, обладающих давлением могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. Различают три основных типа скважин:

Скважина с устьями выше пьезометрической поверхности.
Скважина с устьями совпадающими с пьезометрической поверхностью.
Скважина с устьями ниже пьезометрической поверхности. (Они будут фонтанировать)

Схема инфильтрационной водонапорной системы

1.2Статическое и динамическое состояние залежей У.В

Каждая залежь У.В. имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Залежи углеводородов рассматриваются в статическом состоянии, как природные геологические объекты для проектирования и разработки на основе подсчёта запасов, учитывая экономический фактор. Так же залежи углеводородов рассматриваются в динамическом состоянии. Т.е сразу после ввода эксплуатационной колонны. При этом наблюдается движение нефти, газа и воды к забоям скважины. Залежь введённая в разработку представляет собой геолого-технический комплекс, состоящий из самой залежи и системы разработки(т.е её технической части).

Начальное(статическое) пластовое давление – это давление в пласте коллекторе в природных условиях, т.е до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за её пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

1.3Природная водонапорная система.

Это система гидродинамически сообщающихся между собой пластов – коллекторов и трещинных зон с закючёнными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения и общим механизмом движения подземных вод, т.е единым генезисом напора.

Выделяют три основных элемента в пределах водонапорной системы:

Область питания – зоны в которых в систему поступают воды, за счёт чего создаётся давление, обуславливающее движение воды;
Область стока – основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;
Область разгрузки – части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах, в которых происходит разгрузка подземных вод.

Природные водонапорные системы подразделяются на инфильтрационные и элизионные, различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значениями напора

Схема элизионной водонапорной системы. Рис 2.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей У.В.:

Залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидрастатическому давлению. Их принято называть залежами с нормальным пластовым давлением.
Залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидрастатического. Их принято называть залежами с аномальным пластовым давлением.

1.3.1 Залежи с нормальным пластовым давлением.

Гидростатическим пластовым давлением (Г.П.Д.) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.

В водоносном пласте начальное пластовое давление принимают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление близкое к гидростатическому характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей. (см рис 1.)

Особенности инфильтрационной системы.

Сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так и питания. Область питания системы расположена гипсометрически выше области разгрузки. Природный резервуар пополняется атмосферными и поверхностными водами. Движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в сторону регионального погружения пластов. Пьезометрическая поверхность системы представляется в виде наклонной плоскости, соединяющей области питания так и разгрузки.

В инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов-коллекторов. Его значение всегда ниже значений геостатического давления, т.е давления на пласт массы вышележащей толщи пород. См рис 4

График изменения давления с глубиной в инфильтрационной водонапорной системе терригенных отложений девона Волго-уральской нефтегазоносной провинции.

Давлений: 1-гидростатическое в различных точках системы; 2-геостатическое

Инфильтрационные водонапорные системы характерны для древних платформ. В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней превышают значения этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК.

О соответствии и несоответствии пластового давления гидростатическому(т.е. глубине залегания пласта) следует смотреть по значению давления в водной части пласта, непосредственно у границ залежи, или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведённого к горизональной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК.

1.3.2Залежи с аномальным пластовым давлением.

Это такое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей при котором вертикальный градиент выходит за пределы значений показателя, характерного для пластового давления.

При gradp > 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при gradp коллекторов в результате цементации, с освобождением дополнительного объема воды при переходе монтмориллонита в иллит, с тепловым расширением воды и другими процессами, протекающими в недрах земли. СГПД, являющееся следствием тектонических напряжений, может быть свойственно пластам-коллекторам в пределах локальных тектонических СГПД или даже отдельных тектонических блоков.

СГПД характерно для районов с повышенной неотектонической активностью и соответственно с высокой скоростью осадкообразования — для Северного Кавказа, Азербайджана, Средней Азии, Предкарпатья. В этих районах СГПД встречается и на малых глубинах. Градиент СГПД может достигать 0,017 — 0,025 МПа/м и более.

Знание пластовой температуры необходимо для изучения свойств пластовой нефти, газа и воды (при проектировании, осуществлении и анализе разработки пласта), определения режима пласта и динамики движения подземных вод, установления условий формирования залежей нефти и газа, а также для изучения теплового поля земной коры (при геофизических исследованиях). Оно оказывает большую помощь и при решении различных технических вопросов, связанных с тампонажем скважин, перфорацией и т. д.

Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром. Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента. Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1° С, определяют по формуле

где G — геотермическая ступень, С; Н — глубина места замера температуры, ж; h — глубина слоя с постоянной температурой, м; Т — температура на глубине Я, °С; t — средняя годовая температура воздуха на поверхности, °С.

Для более точной характеристики геотермической ступени необходимо иметь замеры температуры по всему стволу скважины. Такие данные позволяют вычислить величину геотермической ступени в различных интервалах разреза, а также определить геотермический градиент, т. е. прирост температуры в °С при углублении на каждые 100 м.

Величина геотермического градиента (Г) равна:

Следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением

Как уже указывалось, данные термических исследований могут "быть широко использованы для изучения разрезов скважин и выявления в них нефтеносных, газоносных и водоносных пластов, а также для изучения геологического строения нефтяного месторождения в целом.

С помощью геотермических данных возможно отслеживать динамику подземных вод.

Г. М. Сухарев составил карту геоизотерм по III группе песчаников чокракского горизонта для Терско-Дагестанской нефтегазоносной области с целью использования ее для прогнозов нефтегазоносности недр. Он установил, что в зонах затрудненного водообмена величина геотермической ступени в водоносном комплексе зависит от его гипсометрического положения. Если водоносный комплекс имеет низкую отметку, то величина геотермической ступени будет наименьшей, и наоборот. В зонах слабого движения вод, т. е. практически при отсутствии водообмена, геотермическая ступень является нормальной. В зонах ослабленного движения вод, связанного с литологическими или структурными условиями, величина геотермической ступени является промежуточной между зоной затрудненного водообмена и зоной отсутствия водообмена. По карте геоизотерм можно судить о затухании подземного стока вследствие ухудшения проницаемости песчаников, а также наблюдать за динамикой и направлением движения подземных вод и т. д.

Различают два вида давления в земной коре - горное и гидростатическое.

Горное давление – создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.

Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера).

Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами. Его величину и вектор в каждой точке не поддаются замеру.

Горное давление Р_гор – давление в жестком каркасе пород, их матрице, оно передается и жидкости, заполняющей пустотное пространство пород.

НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ

Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.

Аналогичный процесс — поступление в скважину нефти, газа — протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина:

где h — высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м; r — плотность жидкости в скважине, кг/м 3 g — ускорение свободного падения, м/с 2 .

Начальное (статическое) пластовое давление — это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

Природные водонапорные системы подразделяют наинфильтрационные и элизионные, различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значениями напора. Соответственно залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давленияглубинезалегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:

-— залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению;

-— залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида — залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным.

Залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому.

Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.

В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней превышают значения этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК.

Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при Рв = 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением Р_изб.

В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за пределы 0,008—0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.

О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта, непосредственно у границ залежи, или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК.

Уточнение энергетической характеристики месторождения производится, как правило, по результатам его пробной эксплуатации, однако вследствие (как это часто бывает) недостаточного срока такой эксплуатации уточнение энергетической характеристики проводится и при анализе разработки месторождения. При анализе разработки для выполнения этой работы исследователи располагают большим количеством замеров давлений, динамикой давлений, новыми данными о взаимодействии зоны отбора с газовой шапкой, законтурной областью и с зоной нагнетания, дополнительными материалами о взаимодействии отдельных площадей и пластов и т.д., полученных в процессе разработки месторождения.

В понятие энергетической характеристики входит режим залежи, запасы и расход энергетических сил ее, динамика и текущее состояние пластовых и забойных давлений.

Режим нефтяной залежи, как правило, устанавливается при проектировании разработки и определяется природными условиями залегания нефти, физическими свойствами коллекторов нефти, газа и пластовой воды, строением пласта в законтурной области. На эксплуатируемых месторождениях режим зависит также от созданных в результате внедрения проекта условий выработки нефти.

При разработке залежей нефти различают следующие режимы: водонапорный, упруговодонапорный, смешанный, гравитационный.

Проявление режима сказывается во взаимосвязи между отбором нефти и пластовым давлением, в изменении величины газового фактора, в характере обводнения продукции и т.д.

Как известно, большинство нефтяных и газонефтяных залежей разрабатываются при режиме вытеснения нефти водой, создаваемом путем различных видов нагнетания (законтурное, внутриконтурное, площадное, избирательное, очаговое и их комбинации). Газонефтяные залежи разрабатываются обычно также при закачке воды, где кроме законтурного или какой-либо разновидности внутриконтурного нагнетания создается еще барьерное заводнение, а иногда наряду с закачкой воды используется режим газовой шапки (при наклонном пласте и на первых стадиях разработки).

В связи с этим, одной из задач анализа разработки является подтверждение заданного проектным документом режима работы месторождения, для чего рассматривается динамика среднего пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового и забойного давлений и газового фактора по площади пласта на дату анализа. Если обнаруживается, что значение среднего пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения, а забойное давление в добывающих скважинах снизилось по отношению к давлению насыщения более чем на 25% при значительном повышении газового фактора, то водонапорный режим на месторождении отсутствует и разработка его ведется на режиме растворенного газа. Следует отметить, что на современном уровне развития нефтепромыслового дела такое положение наблюдается исключительно редко.

При задержке внедрения метода поддержания давления, а также для подтверждения существования упруговодонапорного режима определяется запас упругой энергии или объем нефти, добываемой из залежи за счет упругой энергии жидкости и пласта

где: DV_з - запас упругой энергии залежи;

b* - коэффициент упругоемкости пласта

b_ж - коэффициент сжимаемости жидкости (нефти);

b_с - коэффициент сжимаемости среды (породы);

DР - снижение давления, DР = Р_нач - Р_пл

Р_нач - начальное среднее пластовое давление;

р_пл = Р_нас - давление насыщения нефти газом.

Сопоставляя текущую накопленную добычу нефти и воды с DV_з, можно убедиться в наличии еще в залежи упругой энергии или в необходимости внедрения методов поддержания давления.

Для выявления режимов нефтяной залежи помимо данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления, необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом.

В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему.

Влияние соседних месторождений необходимо учитывать при анализе пластовых давлений и в гидродинамических расчетах при проектировании при условии, что эти месторождения крупные по размерам добычи и закачки, если они эксплуатируются длительное время и если на них закачка воды начата с отставанием по отношению к отбору или систематически ведется в меньших объемах, чем отбор жидкости. При необходимости этот вид исследования лучше проводить при составлении проектного документа. Если это не сделано, то оценку влияния работы соседних месторождений на рассматриваемые следует сделать при анализе разработки.

Влияние разработки соседних месторождений устанавливается по изменению пластового давления и смещению водонефтяного контакта, а иногда отмечается и перемещение залежи нефти. Легче установить это до начала разработки рассматриваемого месторождения по аномально низкому по сравнению с соседними залежами начальному пластовому давлению. В процессе работы влияние соседних залежей устанавливается расчетным путем методом компьютерного моделирования.

Гидродинамическая связь данной залежи с законтурной областью проявляется также при работе законтурных и приконтурных нагнетательных скважин в виде утечек закачиваемой воды в законтурную область.

Если при внутриконтурном заводнении вся закачиваемая вода идет внутрь залежи, то в законтурных скважинах часть закачки уходит за контур нефтеносности, особенно в первые годы разработки месторождения. Оценить объем утечек за контур нефтеносности нужно также при установлении давления на линии нагнетания выше начального пластового давления и значительном превышении накопленной закачки над накопленным с начала разработки отбором жидкости.

Определение объемов утечек производится путем компьютерного моделирования или по формулам упругого режима (метод последовательной смены стационарных состояний) при условии представления залежи в виде укрупненной скважины:

(5.4)

Q(t) - утечки закачиваемой воды в законтурную область;

k - средняя проницаемость пласта;

h - толщина пласта;

m_в - вязкость воды;

- поправочный коэффициент, определяется в период пробной эксплуатации;

Р_нл - давление на линии нагнетания;

Р_н - начальное пластовое давление;

Q*(t) - безразмерная закачка на момент времени t, определяется по таблице 1.

t - безразмерное время, ;

R_н - радиус укрупненной скважины;

c - коэффициент пьезопроводности.

Таблица 1 - Значения безразмерного радиуса воронки депрессии и безразмерного дебита сжимаемой жидкости в различные моменты безразмерного времени при постоянном противодавлении на скважине

	Q*	t		Q*	t
1,15	7,1582	0,01103	0,27108	671,97
1,25	4,4822	0,03043	0,25562	1062,9
1,35	3,3322	0,059105	0,24424	1554,4
1,45	2,6917	0,047345	0,23538	2116,6
1,55	2,2821	0,14456	0,22821	2779,7
1,65	1,9984	0,20082	0,22223	3534,1
1,75	1,7870	0,26605	0,21714	4380,3
1,85	1,6255	0,34019	0,18873
1,95	1,4975	0,42317	0,17532
2,0	1,4428	0,46797	0,16690
2,5	1,0913	1,0360	0,16091
3,0	0,91025	1,8209	0,14476
3,5	0,79828	2,8214	0,13157	1,8588 × 10 6
4,0	0,72134	4,0375	0,11741	11,721 × 10 6
4,5	0,66489	5,4684	0,11295	23,032 × 10 6
5,0	0,62135	7,1155	0,10857	47,125 × 10 6
5,5	0,58661	8,9927	0,10760	67,937 × 10 6
6,0	0,55809	11,056	0,10400	106,3 × 10 6
7,0	0,51496	15,861	0,09700	427,0 × 10 6
8,0	0,48091	21,533	0,090851	1714,3 × 10 6
9,0	0,45512	28,075	0,088581	3051,6 × 10 6
10,0	0,43429	35,489	0,086858	4772,8 × 10 6

где - безразмерный радиус воронки депрессии;

- безразмерный дебит сжимаемой жидкости;

- безразмерное время.

Ввод в разработку новых скважин дает богатую информацию о начальном пластовом давлении. Поэтому при проведении анализа разработки на первых стадиях жизни месторождения или при вводе в разработку новых, ранее не разрабатываемых площадей или пластов необходимо уточнение начального пластового давления по залежи и ее участкам и пластам. Среднее начальное (или текущее) пластовое давление определяют по картам изобар как средневзвешенное по площади по формуле

(5.5)

Р₁, Р₂ … Р_n - величина давления на изобарах;

F₁, F₂ . F_n - площади между смежными изобарами.

Как сказано выше, энергетическое состояние залежи представляется динамикой и текущими значениями давлений. Так, в динамике с начала разработки дается среднее пластовое давление в зоне отбора (оно также показывается на графике разработки). За последние пять лет представляется динамика средних пластовых давлений по объекту в целом, в зоне отбора, в газовой шапке, в зоне и на линии нагнетания, а также динамика забойного давления по рядам добывающих скважин и по рядам нагнетательных скважин; давления на устье нагнетательных скважин (по рядам), рабочего перепада давления (давление на линии нагнетания минус забойное давление в добывающих скважинах); коэффициенты продуктивности по нефти и по жидкости и коэффициенты приемистости.

В тексте отчета приводятся значения начальных и текущих удельных коэффициентов продуктивности, значения средней гидропроводности и пьезопроводности (если они уточняются при анализе разработки), значения коэффициента гидропроводности на различных участках разработки.

Для уяснения состояния разработки текущие значения давлений и депрессий сопоставляются с соответствующими начальными давлениями и с давлениями на характерные для процесса разработки даты, а также с расчетными в проектном документе.

Наглядную картину распределения пластового давления по залежи дает карта изобар. Кроме того, карта изобар используется для определения среднего пластового давления и гидропроводности пласта. Перед построением карты изобар фактические данные замеров динамического пластового давления пересчитывают в приведенные пластовые давления, то есть учитываются углы наклона пласта и отметка уровня ВНК.

Карты изобар составляются систематически, обычно поквартально. Для анализа разработки чаще всего бывает достаточно этих карт, однако при некоторых обстоятельствах, для пояснения тех или иных процессов, происходящих на месторождении, приходится строить карты изобар на другие даты, диктуемые анализом разработки. Для многопластовых месторождений желательно построение карт изобар по каждому эксплуатируемому пласту при наличии достаточного количества замеров.

Энергетическая характеристика многопластового месторождения должна иметь сведения о гидродинамической связи отдельных пластов между собой. При наличии мест слияния пластов-коллекторов в так называемых "литологических окнах" и различных давлениях по пластам, в участках их слияния возможны перетоки жидкости. Особенно нежелателен переток воды в нефтяную часть другого пласта. Установить наличие перетоков можно по разности рабочих депрессий по пластам, равенстве отметок ВНК разных пластов, по появлению воды в нефтяной части одного из пластов, по одинаковому химическому составу пластовых вод. Места слияния пластов указываются на картах распространения пластов. При перетоке воды из одного пласта в нефтяную часть другого пласта, локальные участки обводнения очерчиваются текущим контуром нефтеносности на карте заводнения.

Профиль давления по каждому из пластов, построенный по скважинам, проходящим через место перетока, иллюстрирует наличие гидродинамической связи между пластами.

Рассматриваемый раздел отчета по анализу разработки должен содержать сведения о температуре пласта. Особенно это важно для таких месторождений, где температура пласта близка к температуре насыщения нефти парафином. В этом случае при закачке холодной воды происходит повышение вязкости нефти и возрастают гидравлические сопротивления при движении нефти по пласту и стволу скважины. Результаты контрольных замеров температуры приводятся в тексте в сопоставлении с начальными данными о температурном режиме залежи.

Читайте также: