Пластовые давления и температуры, динамический режим залежей

Энергия нефтяного пласта, за счет которой происходит извлечение пластового флюида на поверхность, характеризуется существующим в нем давлением.

В среднем нормальное пластовое давление близко по величине гидростатическому, т.е. возрастает на 0,1 МПа на каждые 10 м глубины: 100 МПа на глубине 1000 м, 250 МПа – на глубине 2500 м и т.д. Вместе с тем, практически во всех нефтегазоносных районах, и на разных глубинах, встречаются и зоны аномально высокого пластового давления (АВПД). Особенно часто такие зоны встречаются на глубине свыше 4000 м и в подсолевыхкомплексах– коллекторах, экранированных толщей каменной соли. Обычно АВПД в 1,3-1,8 раз больше гидростатического давления, изредка превышения достигают 2,0-2,2 раза.

В пределах зон АВПД требуются особые режимы бурения, испытаний и разработки залежей. Основным средством профилактики газопроявлений в зонах АВПД является использование утяжеленных буровых растворов (УБР), применяется также устьевое противовыбросовое оборудование.

Учет величины пластового давления при бурении в интервалах вероятного проявления АВПД чрезвычайно важен для нормальной проводки скважин – в проекте в этом случае требуется точный выбор технологического режима бурения, в первую очередь – промывочной жидкости.

Измерение пластовой температуры и оценка ее изменений при строительстве глубоких скважин необходимы для определения свойств пластовых флюидов, подсчета запасов нефти и газа, проектирования разработки продуктивного горизонта, расчетов режима его работы, а также для решения различных технических задач, связанных с цементированием скважин и их перфорацией. В среднем, температура верхних слоев земной коры (до глубину до 10-20 км) повышается на 1ºС с погружением на каждые 33 м. Но это слишком усредненный показатель геотермической ступени, чтобы им пользоваться на практике. Реальные скорости изменения температуры с глубиной резко различаются в разных районах. Температуру можно замерять как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. Перед замером скважину полагается закрыть на срок 20-25 суток для восстановления естественного температурного режима, нарушенного бурением. На практике температуру замеряют обычно через 4-6 часов после остановки скважины. При замерах следует учитывать, что в зонах возможных газопроявлений (превышения пластового давления над забойным) происходит снижение температуры относительно ее естественного уровня.

Режим нефтяной (газовой) залежи. Режимом залежи называется характер проявления пластовой энергии нефтегазоносного горизонта, обуславливающей движение флюида. Режим зависит от физико-геологических природных условий и техногенных воздействий, связанных с разработкой и эксплуатацией.

В зависимости от доминирующей формы пластовой энергии различают 5 основных видов режима: водонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный (режим расширяющегося газа), растворенного газа и гравитационный.

При водонапорном режиме нефть или газ перемещаются к забоям скважин под действием гидростатического напора воды. Коэффициент извлечения нефти при водонапорном режиме составляет от 0,5 до 0,65 в зависимости от коллекторских свойств породы, темпов отбора пластовой жидкости и т.п. Для поддержания пластового давления выше уровня насыщения (и предотвращения перехода к менее эффективному режиму) прибегают к искусственному воздействию на пласт.

Упруго-водонапорный режим является разновидностью водонапорного, но основными источниками пластовой энергии в этом случае являются упругость пластовой жидкости и самой породы. Снижение пластового давления при таком режиме происходит непрерывно, даже при стабильном объеме добычи. По этой причине коэффициент извлечения нефти составляет не более 0,4-0,5, и поддержание уровня добычи требует искусственных мер поддержания пластового давления.

При газонапорном режиме нефть нагнетается к забоям скважин газом, образующим газовую шапку пласта. Пластовое давление непрерывно снижается по мере отбора нефти, и объем газовой шапки увеличивается параллельно сокращению объема пласта занимаемого нефтью. В процессе добычи в скважинах расположенных вблизи газовой шапки непрерывно возрастает газовый фактор, вплоть до перехода на фонтанирование скважин газом. Такой режим рассматривается как благоприятный при малой вязкости нефти, высокой проницаемости и крутом залегании коллектора. Но коэффициент извлечения нефти составляет в этом случае 0,3-0,4, редко достигая 0,5.

При режиме растворенного газа основной составляющей пластовой энергии является упругость газа растворенного в нефти и выделяющегося при снижении пластового давления ниже уровня насыщения. Этот режим может проявиться и в залежах с водоупорным, упруго-водоупорным и газонапорным режимом. По мере истощения запасов растворенного в ней газа, дебиты скважин все более снижаются, с постепенным переходом к гравитационному режиму залежи. Коэффициенты извлечения нефти при добыче в режиме растворенного газа составляют 0,2-0,3.

Гравитационный режим предполагает движение нефти по пласту к забоям скважин только за счет тяжести самой нефти. В высоко проницаемых и круто наклоненных пластах нефть перемещается в нижнюю их часть, где дебиты скважин могут быть значительными и коэффициент извлечения достигает 0,3. В полого залегающих пластах нефть притекает к скважине лишь из прилегающей к ней зоны, и коэффициенты извлечения не превышают обычно 0,2-0,1.