Тема 3. Пластовое давление в залежах УВ

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 30Следующая ⇒

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

Под пластовым понимают давление, при котором нефть, газа, вода находятся в пустотах пластов-коллекторов в геологическом разрезе месторождения. Величина пластового давления Р_пл может быть определена по высоте столба в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина.

, Па (3.1)

где: h - высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м;

ρ – плотность жидкости в скважине, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с².

Установившийся в скважине уровень жидкости соответствующий пластовому давлению называется пьезометрическим напором. Его положение фиксируют глубиной от устья скважины или величиной абсолютной отметки.

Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах) называют пьезометрической поверхностью.

Расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта-коллектора называют пьезометрической высотой (h₁). Расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой горизонтальной плоскости называют пьезометрическим напором ( , где Z– расстояние между серединой пласта и условной плоскостью (рис.3.1).

Рис.3.1 Пьезометрическая высота и напор

Пьезометрическая поверхность может устанавливаться выше и ниже дневной поверхности (скважина фонтанирует).

Величину давления, соответствующую пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Р_пл.а); величину давления соответствующую пьезометрическому напору – приведенным пластовым давлением (Р_пл.пр.).

Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление (Р_у) на их герметизированных устьях и добавить давление столба жидкости в скважине.

Различают залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению (нормальное пластовое давление) и залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического (аномальное пластовое давление).

Гидростатическим пластовым давлением называют давление в пустотном пространстве пласта-коллектора, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону регионального погружения.

Абсолютная величина начального пластового давления залежи во многом определяет начальную энергетическую характеристику залежи, выбор и реализацию системы ее разработки, закономерности изменения параметров при ее эксплуатации, особенности годовой добычи нефти и газа, природное фазовое состояние углеводородов в недрах и, следовательно, обусловливает выбор рациональной систесы разработки.

По величине начального пластового давления определяют закономерность падения пластового давления при разработке залежи. При составлении проектного документа на разработку величину начального пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разработки залежи.

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются величиной текущего (динамического) пластового давления (Р_пл.тек). Пластовое давление в продуктивном пласте 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, 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 возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.

Для сравнения давления в разных скважинах пользуются приведенным пластовым давлением. Это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость (обычно средняя абсолютная отметка начального ВНК, ГВК):

, Па (3.2)

где: Р_пл.пр– приведенное пластовое давление;

Р_пл.зам_.– замеренное пластовое давление;

h_n– расстояние между точкой замера и условной поверхностью;

ρ – плотность флюида,

Формула вычисляется со знаком «плюс», если точка замера находится выше условной плоскости, и «минус» – если ниже.

Поправку h_nρ / 102 вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис.3.2 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв.3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв. 5 —нефти.

Рис.3.2. Схема приведения пластового давления по глубине:

1 - газ; 2 - нефть; 3 - вода; 4 -заводненная зона пласта; 5 - точка замера давления в скважине; h - расстояние от точки замера до условной плоскости

Распределение приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис.3.3. горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по пощади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости к ней, и вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой.

Рис.3.3. Профиль приведенного пластового давления залежи при естественном водонапорном режиме: а - залежь; б-интервал перфорации. Давление: 1-начальное пластовое (приведенное), 2-возле первых введенных в разработку скважин, 3 -приведенное динамическое пластовое (после ввода всех скважин); Р_заб — забойное давление; ВНК- контур питания

При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально контрольных скважинах. Замеренное в оставленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Давление в пласте у забоя скважины при установившемся режиме ее работы называют забойным давлением (Р_заб).

Забойное давление 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 минут фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, манометр регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис.3.4. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

Контроль за изменением пластового давления в пласте в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.

Рис.3.4. Кривая восстановления давления в остановленной скважине: а — добывающей; б — нагнетательной. Давление: Р_пл.д - пластовое динамическое, Р_заб — забойное

Распределение давлений в пласте отображается при помощи изобар – линий, соединяющих точки с одинаковыми давлениями. Основой для нанесения линий изобар является схема размещения скважин по площади залежи, включая как нефтеносную, так и законтурную водоносную зоны.

Чертеж с линиями равных давлений (изобар), нанесенными на схему размещения скважин, называется картой изобар.

Карты изобар строятся регулярно на определенные даты по результатам исследования скважин. Для построения карт используются данные замеров пластовых давлений на глубине спуска манометра в ствол исследуемой скважины, приведенные далее на условную плоскость.

Обычно данные замеров давлений пересчитывают на плоскость (уровень ВНК). Таким образом, линии изобар отображают не истинное давление в зонах залежи, а условное, пересчитанное на ВНК. Приведение текущих давлений к одному уровню позволяет сравнивать их между собой и проводить наблюдение за изменением распределения давления в залежи во времени.

Распределение давлений в пласте, изображаемое при помощи карт изобар, обусловлено свойствами самого пласта и данными его разработки.

Зная данные разработки и имея карту изобар, принципиально можно судить о распределении такого свойства пласта, как проницаемость. Чем выше проницаемость пласта между двумя зонами залежи, тем выше здесь пьезопроводность, и изменение давления в одной скважине приведет к скорому изменению давления в другой, вплоть до полного их выравнивания.

Карты изобар являются одним из основных средств при решении задач анализа, контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений.

При построении карт изобар на схеме размещения скважин точки забоев скважин подписываются в виде дроби, глее в числителе стоит номер (имя) скважины, а в знаменателе – величина текущего давления в данной скважине, пересчитанная на ВНК.

Кроме того, на схему расположения скважин переносятся со структурных карт начальные положения контуров нефтеносности, а также все тектонические, литологические и прочие установленные к этому времени границы залежи.

Рис.3.5. Пример построения карты изобар

Одним из методов построения карты изобар может быть принят метод треугольников, использующийся при построении структурных геологических карт. Для этого на карте выбираются три соседние скважины и на условных отрезках, соединяющих вершины полученного условного треугольника, в соответствии с градиентами давлений между скважинами, отмечают места возможного прохождения изобар с определенным значением давления.

При этом количество линий изобар, проходящих через отрезок между двумя скважинами будет равно отношению разности текущих давлений в этих скважинах, деленной на «цену деления» одной изобары.

Расстояния между линиями изобар, пересекающих отрезок между скважинами, должны быть равны между собой, а сами линии изобар перпендикулярны данному отрезку.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Рассмотрение карт изобар на различные даты позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и прогноза поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒