Режимы работы нефтяных пластов

Понятие о давлении

Энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов создаются напором краевой и подошвенной вод, газа газовой шапки, давления растворенного в нефти газа, упругостью пласта и жидкости, силой тяжести. Перечисленные силы обычно проявляются в различных комбинациях друг с другом. Об энергетических ресурсах той или иной залежи судят по величине начального пластового давления.

Пластовое давление - это внутреннее давление, возникающее в поровом пространстве пород и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газоносных пластов. Пластовое давление может проявляться в скважинах, других горных выработках, в естественных источниках и т.д.

Наличие пластового давления, являющегося движущей силой нефти, газа в пласте - это одна из важнейших особенностей нефтяных и газовых месторождений, принципиально отличающая их от скоплений других полезных ископаемых.

Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей. Перепад давления в пласте является той силой, которая продвигает нефть и газ по пласту к забоям скважин.

В практике разработки нефтяных и газовых месторождений начальное пластовое давление обычно принимают равным гидростатическому (это давление столба жидкости высотой, равной глубине залегания пласта). Многочисленные примеры величин начального пластового давления в нашей стране и за рубежом показали, что оно увеличивается с глубиной на 0,8 - 0,12 МПа через каждые 10 м, а в среднем - 0,1 МПа на 10 м, что соответствует гидростатическому давлению, т.е. давлению столба пресной воды плотностью 1 г/см³ высотой от изучаемого пласта до устья скважины.

К природным факторам, определяющим состояние и величину пластового давления в данном резервуаре, относятся: 1) горное давление; 2) гидростатическое давление; 3) сообщение между пластами; 4) химическое взаимодействие пластовых вод и пород.

Горное давление. В нефтегазодобывающей промышленности с необходимостью учета горного давления впервые встретились при бурении и креплении скважин, а позже при решении вопросов разработки и эксплуатации скважин.

Горное давление обычно подразделяют на геостатическое и геотектоническое. Геостатическое давление - это давление, оказываемое на пласт весом лежащей выше толщи горных пород. Величина его зависит от толщины и плотности вышезалегающих горных пород. Оно передается породами, а внутри породы - зернами, т.е. скелетом породы. Геостатическому давлению противодействует внутреннее пластовое давление, которое передается пластовой жидкостью. Механизм передачи геостатического давления и распределение его между скелетом породы и жидкостью выяснен пока недостаточно. Геотектоническое давление - это давление, возникающее за счет напряжений, образующихся в пластах в результате тектонических процессов, их деформации. Однако до сих пор не изучено, какая часть этого давления передается на жидкость и газы, насыщающие пласты, т.е. повышает в них давление, а какая часть идет на деформацию пластов.

Гидростатическое давление - это давление в пласте-коллекторе, создаваемое в результате гидростатической нагрузки пластовых вод, перемещающихся в сторону регионального погружения пласта и возрастающее пропорционально глубине (градиент давления около 0,01 МПа на 1 м глубины). Величина гидростатического давления в данной точке зависит также от способности породы передавать давление. Например, кварцевые пески и песчаники, имеющие высокую проницаемость, хорошо передают давление. Гидростатическое давление определяет потенциальную энергию напора контурных вод пласта, в котором пластовые жидкости находятся в состоянии покоя. Вероятно, гидростатическое давление уравновешивает геостатическое и определяется следующим соотношением:

Р_гидр ≈ 0,8 Р_{геостат}

В процессе разработки пластовое давление снижается, в то же время увеличивается доля геостатического давления, вследствие чего уменьшается объем порового пространства и соответственно понижаются пористость, проницаемость пород. За счет этого фактора возможны проседания земной поверхности, локальные землетрясения, особенно в районе газовых месторождений (например, Газли, землетрясения в районе г. Нефтеюганска в Западной Сибири, проседание земной поверхности на площади 26 км на месторождении Уилмингтон, Калифорния).

Сообщение между пластами осуществляется за счет тектонических нарушений, стволов грязевых вулканов, иногда скважин. При перетоках из пластов с высоким пластовым давлением в пласты с низким давлением пластовое давление увеличивается в 1,5 - 2 раза. Это одна из причин существования превышения пластового давления над гидростатическим (сверхгидростатическое пластовое давление). Оно проявляется на ряде нефтяных и газовых месторождений Азербайджана, Северного Кавказа, Средней Азии.

Химическое взаимодействие пластовых вод и горных пород. В результате выщелачивания солей из горных пород их концентрация в глубинных пластовых водах возрастает, при этом объем порового пространства увеличивается, а величина пластового давления понижается. Наоборот, выпадение солей из перенасыщенных растворов понижает объем порового пространства, локализует отдельные участки, пластовое давление при этом резко увеличивается.

В течение всей истории геологического развития осадочной толщи земной коры перечисленные факторы действовали непрерывно, однако с различной интенсивностью, постоянно меняющейся не только во времени, но и в пространстве. Преобладающее воздействие того или иного фактора определяет величину начального пластового давления месторождений, расположенных в различных геологических условиях,

Знание величины пластового давления, особенно в тех случаях, когда оно превышает гидростатическое (сверх гидростатическое пластовое давление), чрезвычайно важно для нормальной проводки скважин, проектирования и разработки нефтяных и газовых залежей. В настоящее время разработаны различные методы прогноза величин сверх гидростатических пластовых давлений. Некоторые из них (В.М. Добрынин, В.А. Серебряков) позволяют на основе промыслово-геофизических исследований с достаточной точностью находить величину пластового давления до вскрытия продуктивного пласта.

В промысловой практике пластовое давление измеряют на забое скважины. При этом следует различать начальное, текущее, статическое и динамическое пластовое давление, забойное давление.

Начальное пластовое давление - давление, замеренное на забое первой скважины, вскрывшей продуктивный пласт.

Текущее пластовое давление - это давление в залежи на определенную дату.

Забойное давление - давление на забое работающей скважины.

Депрессия - разница между пластовым и забойным давлениями.

Репрессия - разница между забойным и пластовым давлениями.

Статический уровень - максимальный уровень при остановке скважины, соответствующий внутреннему пластовому давлению в залежи.

Динамический уровень - уровень при работе скважины.

В скважинах, вскрывших продуктивный пласт на различных отметках, величины пластовых давлений будут различными еще до начала разработки залежи. Поэтому при подсчете запасов, проектировании и анализе разработки, при гидродинамических расчетах пользуются приведенными давлениями, отнесенными к некоторой условной поверхности. Обычно за такую поверхность принимают начальное положение ВНК или ГНК. Для нефтяных скважин приведенные пластовые давления рассчитывают по формуле:

(2.1)

где р_Н - фактическое пластовое давление в нефтяной скважине, МПа; Н_ВНК - абсолютная отметка поверхности начального водонефтяного контакта, м; Н - абсолютная отметка в точке замера пластового давления в скважине, м; ρ_Н – плотность нефти, кг/м³.

Данные о приведенном к ВНК пластовом давлении по отдельным скважинам используют для построения карт пластовых давлений (карт изобар). Эти карты строят на определенные даты, причем для их построения необходимо иметь достаточное количество одновременных замеров пластовых давлений по всей площади залежи. Под одновременными следует понимать замеры, сделанные в течение нескольких суток. Карты изобар строят путем линейной интерполяции значений пластовых давлений между точками скважин.

Карты изобар используют для контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей, по ним рассчитывают значения среднего взвешенного пластового давления по залежи в целом (в пределах внешнего контура нефтеносности), по зонам отбора (включаются точки скважин, по которым производится отбор нефти и газа) или по блокам разработки. Изобара – это линия, соединяющая точки с одинаковыми значениями пластовых давлений, приведенных к условной уровненной поверхности. Основная задача изучения карт изобар - определение режима работы залежи, т.е. изменения пластового давления в связи с отбором жидкости, газа, пластовой воды, воздействием на пласт, с учетом геологопромысловых особенностей продуктивных пластов по площади залежи.

Кроме карты изобар (рис. 2.1) строят карты разницы пластовых давлений. При этом берут разницу в пластовых давлениях в скважине на последнюю и предыдущую даты. Анализ таких карт позволяет установить различные экраны между нагнетательными и добывающими скважинами, определить эффективность закачки воды, например, при законтурном заводнении.

Таким образом энергетические ресурсы пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем оно выше, тем полнее может быть использована залежь нефти.

В процессе эксплуатации для рационального использования энергии пласта необходим постоянный контроль распределения пластового давления в залежи. Осуществляется это путем систематических замеров забойных и пластовых давлений и построением карт изобар.

Значения Р_пл в различных точках залежи неодинаковы. Они меняются как во времени, так и в процессе разработки. За начальное пластовое давлениепринимают статистическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до отбора из пласта какого-нибудь значительного количества пластовой жидкости. Эти единичные замеры, возможные лишь в определенных точках залежи не могут быть приняты для всей залежи в целом. Поэтому для определения среднего Р_пл, полученные замеры по первым скважинам пересчитывают на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности.Когда размеры залежи значительны - желательно иметь данные о начальном Р_пл по скважинам, расположенным в центральной ее части и замеры Р_пл. по каждой скважине, пробуренной в период пробной эксплуатации.

При извлечении из залежи нефти или газа Р_пл падает и оказывается ниже начального (в случае естественной разработки, без воздействия на пласт). Поэтому, чтобы узнать Р_пл на любую дату определяют текущее пластовое давление,т.е. статистическое забойное давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в скважине, в которой после ее остановки установилось относительное статистическое давление. Все другие скважины являются рабочими, при этом в пласте не устанавливается относительное статистическое равновесие. Поэтому в качестве текущего пластового давления замеряют динамическое пластовое давление.

Рис. 2.1 - Карта изобар 1- внешний контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины; 3 - законтурные (пъезометрические); 4 - изобары, атм; 5 - элемент залежи между соседними изобарами

Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовое давление в эксплуатационных скважинах. Эти замеры производятся глубинными манометрами. Их использование (когда измерение идет манометром по стволу скважины) дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водонефтяной смеси.

При фонтанном или механическом способе эксплуатации (когда невозможно применять глубинный манометр) пластовое давление определяют по формулам расчетным путем.