ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА НАЧАЛЬНОЕ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

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 системе пласт — скважина: Рпл = hρg, где h — высота столба жидкости, уравновешивающего плас товое давление, м; ρ — плотность жидкости в скважине, кг/м 3; g— ускорение свободного падения, м/с2.

При практических расчетах давление определяют в МПа и формулу используют в следующем виде: Рпл = hρ/102. В этой формуле значение ρ принимается в г/см 3. Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называется пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируется расстоянием от устья скважины или значением его абсолютной отметки. Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью. Высоту столба жидкости h в зависимости от решаемой задачи определяют по всем скважинам или как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора — такой столб жидкости h называют пьезометрической высотой, или как расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой для всех скважин горизонтальной плоскости — этот столб жидкости h 2 = h 1 + z, где z — расстояние между серединой пласта и условной плоскостью, называют пьезометрическим напором (рис. 44).

Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением Р пл а. ; давление, соответствующее пьезометрическому напору, — приведенным пластовым давлением Р пл пр. Зная расстояние z и плотность жидкости в скважине р, при необходимости всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот): Р пл пр = Р пл а + zp/102 = (h 1 + z) p/102.

В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин, пробуренных в разных точках на водоносный пласт, обладающий давлением, могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. Это можно видеть на примере водонапорной системы, показанной на рис. 45. В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв. 1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скважины Н 1 до середины пласта и глубину пьезометрического уровня h: от устья скважины, а также плотность воды рв (она обычно больше единицы вследствие того, что пластовые воды минерализованы): Рпл 1 = [(H 1 – h 1)/102]ρв. В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометричес кой поверхностью (рис. 45, скв. 2), Рпл 2 = Н 2 рв/102.

Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 45, скв. 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление Р на их герметизированных устьях: Рпл 3 = (Н 3 рв /102) + ру, где ру = h 3ρ‚/102; h 3 — превышение пьезометрического уровня над устьем скважины. Каждая залежь УB имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Соответственно различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление. В настоящем разделе освещаются вопросы, связанные с начальным пластовым давлением. 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. Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.

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.

Природа пластового давления в залежи в значительной мере предопределяет изменение пластового давления в процессе разработки. 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 пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разработки залежи.

ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рпл тек. С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т. д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции. Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины.

В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления. Как уже отмечалось приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Рзаб. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбор жидкости из залежи происходит постепенно снижение пластового давления в залежи в целом.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.