Лекция 12 Энергетические характеристики залежи

• Лекция 12 • Энергетические характеристики залежи

Энергетические характеристики залежи: • пластовое давление • температура • природный режим залежей

Давление горное Геостатическое давление – это давление, оказываемое на пласт весом лежащей выше толщи горных пород. гидростатическое Геотектоническое давление - это давление, возникающее за счет напряжений, образующихся в пластах в результате тектонических процессов, их деформации. 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). В процессе разработки пластовое давление снижается, в то же время увеличивается доля геостатического давления, за счет чего уменьшается объем порового пространства и соответственно понижаются пористость, проницаемость пород, за счет этого фактора возможны проседания земной поверхности и локальные землетрясения.

Пластовое давление – это внутреннее давление, возникающее в поровом пространстве пород и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газоносных пластов. В промысловой практике пластовое давление измеряют на забое скважины при этом различают: • • Начальное пластовое давление - давление, замеренное на забое первой скважины, вскрывшей продуктивный пласт. Текущее пластовое давление - это давление в залежи на определенную дату. Статическое пластовое давление - это давление в залежи, когда в ней устанавливается статическое равновесие. Обычно это происходит до начала разработки залежи, либо в процессе разработки, когда все скважины работают на одном и том же режиме. Динамическое пластовое давление - давление в залежи, когда в ней в процессе разработки отсутствует состояние покоя. Забойное давление - давление на забое работающей скважины. Депрессия - разница между пластовым и забойным давлениями. Статический уровень - максимальный уровень при остановке скважины, соответствующий внутреннему пластовому давлению в залежи. Динамический уровень - уровень при работе скважины.

Формула притока флюида из скважины (формула Дюпюи): Qж = k ΔP , где k – коэффициент продуктивности, ΔP – перепад давления (депрессия) между пластовым (Рпл) и забойным (Рз) давлением в скважине, ΔP = K = Рпл -Рз 2 п kн h µн ln Rn 2 c K - проницаемость коллектора, h – эффективная толщина пласта, µ - вязкость нефти, ln Rn - фильтрационные сопротивления, связанные с несовершенством вскрытия 2 c и освоения скважины. , где Приток флюида в скважину 1 – продуктивный пласт, 2 - перфорационное отверстие, 3 - скважина, 4 - приток флюида в скважину;

Ограничения по величине депрессии: -предела прочности породы, (когда в результате излишней депрессии начинает разрушаться порода продуктивного пласта); -опережающее обводнение, (когда вследствие повышенных значений депрессии происходит прорыв воды из водонасыщенных интервалов пласта, в результате чего происходит преждевременное обводнение скважины); -преждевременное разгазирирование, (которое наступает вследствие снижения забойного давления ниже давления насыщения). Давление пластовое Pпл = rgh , где r- плотность жидкости в скважине; g - ускорение свободного падения; h - высота столба жидкости в скважине, в момент, когда вес столба жидкости уравновешивает приток флюида из пласта.

Карта изобар - карта, показывающая распределение пластового давления динамического в разрабатываемой нефтяной залежи. Анализ карты изобар позволяет правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда карт изобар построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость между отбором жидкости из пласта и средневзвешенным давлением, знание которой помогает более рационально использовать пластовую энергию. Карта изобар по состоянию на 01. 07. 96 г. Скважины: 1 - добывающие, 2 - нагнетательные, 3 - проектные; 4 - граница выклинивания пласта ЮЗ 3 -1; 5 - изобары, атм При выделении продуктивных интервалов пласт Ю 13 был разделен на две пачки Ю 3 -1 и Ю 3 - 2. В районе скв. 311, 312, 313 пласт - коллектор Ю 3 -1 полностью отсутствует. Линия выклинивания проходит с юго-востока на северо - запад через скв. 310. Промысловые данные распределения пластового давления, представленные на карте изобар показывают, что на рассматриваемом участке пласты Ю 13 -1 и Ю 13 -2 вдоль границы выклинивания практически не сообщаются.

Температура Многочисленные исследования показали, что с увеличением глубины температура недр повышается. Было отмечено также, что в различных районах земного шара скорости возрастания температуры с глубиной различны. В среднем для верхних слоев земной коры (10 -20 км) температура повышается на 10 С с погружением на 33 м. В геосинклинальных областях температуры нарастают быстрее, чем на платформенных; на молодых платформах - быстрее, чем на древних. Геотермическая ступень -это расстояние в метрах, при углублении на которое температура повышается на 1 градус Цельсия G=H-h/T-t, где G – геотермическая ступень, м/0 С; H – глубина места замера температуры, м; h – глубина слоя с постоянной температурой, м; Т – температура на глубине Н, 0 С; t – средняя годовая температура воздуха на поверхности 0 С; Геотермический градиент -это прирост температуры на каждые 100 м Г=(T-t)100/(Н-h), где Г – геотермический градиент H – глубина места замера температуры, м; h – глубина слоя с постоянной температурой, м; Т – температура на глубине Н, 0 С; t – средняя годовая температура воздуха на поверхности 0 С; Соотношение: Г=100/G

Замер температуры в скважинах Температуру можно замерять как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. Перед замером скважину надо закрыть на 20 -25 сут. для того, чтобы в ней установился естественный температурный режим, нарушенный бурением или эксплуатацией. Однако чаще всего замеры делают по истечении 4 -6 ч после остановки скважины. При бурении температуру определяют обычно в скважинах, временно остановленных по техническим причинам. В добывающих (действующих) насосных скважинах температуру замеряют после подъема насоса; эти замеры надежны только для интервала эксплуатируемого пласта. Для получения надежных данных по другим интервалам скважину необходимо заполнить глинистым раствором и оставить на более или менее длительный срок (до 20 сут). Для этой цели используют бездействующие или временно законсервированные добывающие скважины. При замерах температур необходимо учитывать газопроявления и связанное с ними возможное понижение естественной температуры.

Геолого-геотермический разрез скважины (по В. А. Луткову) Δ t 1 а h 1 t 2 б h 2 t 3 в t 3 h 3 t 4 h 4 г t 5 а, б, в, г – литолого-стратиграфические пачки пород

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим - нефть в пластах, относятся: • напор контурной воды под действием ее массы – водонапорный режим; • напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды упруговодонапорный; • давление газа газовой шапки - газонапорный (режим газовой шапки); • упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа растворенного газа; • сила тяжести нефти - гравитационный. В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод, соответственно различают: • газовый и • упруговодогазонапорный режимы.

Разработка нефтяной залежи природном водонапорном режиме а - изменение объема залежи в процессе; б - динамика основных показателей разработки. 1 -интервалы перфорации; 2 -нефть; 3 -вода; 4 -направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКнач-начальное, ВНКк – конечное; давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: qк - нефти, qж - жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; kизвл. н-коэффициент извлечения нефти

Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме Зависимость динамического пластового давления Рпл от накопленной добычи жидкости Qж при упруговодонапорном режиме нефтяной залежи с начала ее разработки. давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: qк - нефти, qж - жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; kизвл. н-коэффициент извлечения нефти Размеры законтурной области: 1 -большие; 2 -небольшие; 3 -законтурная область практически отсутствует

Разработка нефтяной залежи природном газонапорном режиме: а а – изменение объема залежи в процессе разработки; 1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе ВНКнач; положение ГНК: ГНКнач- начальное, ГНКтек- текущее, ГНКк- конечное; б -динамика основных показателей разработки. давление: Рпл пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: qк - нефти, qж - жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; kизвл. н-коэффициент извлечения нефти

Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: qк нефти, qж - жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; kизвл. н-коэффициент извлечения нефти Д и

Разработка нефтяной скважины природном гравитационном режиме а - изменение объема залежи в процессе разработки; б - динамика годовых отборов нефти qн, : 1 - 3 - последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти;

График динамики разработки газовой залежи: линии: 1 -7 - газовый режим, 1 -2 -3 -4'-5'-6' газо-упруго-водонапорный режим; 1 -2 -3 -4''-5''-6''-7'' - газоводонапорный режим