Давление в нефтяных и газовых залежах

Об энергетических ресурсах пласта судят по изменению пласто­вого давления. Обычно, чем больше начальное пластовое давление, тем выше его энергетические ресурсы. Однако по начальному пла­стовому давлению не всегда можно создать правильное представ­ление о запасах энергии в пласте. Так, в небольших замкнутых глу- бокозалегающих резервуарах начальное пластовое давление может быть высоким при незначительном запасе пластовой энергии, тог­да как в обширных подземных резервуарах, залегающих сравнитель­но неглубоко и имеющих меньшее, чем в первом случае, начальное давление, запас пластовой энергии значительный. Наиболее полное представление о запасах пластовой энергии можно получить по ха­рактеру изменения пластового давления в процессе разработки за­лежи.

Как известно, пластовое давление увеличивается с глубиной. Установлено, что на каждые 10 м глубины в различных нефтегазо­носных районах оно возрастает на 0, 08...0, 12 МПа, что соответствует гидростатическому давлению столба воды.

В большинстве нефтяных месторождений пластовое давление находится в прямой зависимости от глубины залегания пластов и ориентировочно его можно подсчитать, разделив глубину залега­ния пластана 10 {р_пя — Н/10).

Однако необходимо иметь в виду, что на ряде месторождений Азербайджана, Туркмении, Северного Кавказа и т.п. пластовое дав­ление значительно превышает гидростатическое. Такое явление мо­жет быть вызвано горным давлением, уменьшением глубины зале­гания залежи, приуроченной к замкнутому резервуару, в результате вертикальных тектонических движений, а также связью залежи с бо­
лее глубокими горизонтами по тектоническим трещинам. Для газо­вой залежи аномально высокое давление в кровле при значительной ее высоте обусловлено тем, что давление во всей залежи определяет­ся в основном величиной пластового давления на уровне газоводя­ного контакта. Схема подземного резервуара пластового типа пред­ставлена на рис. 101.

ш, г г з

Необходимо отметить, что до начала разработки залежи обычно давление в пласте на одной гипсометрической высоте одинаковое. Однако на некоторых месторождениях наблюдаются значительные отклонения от этого правила, что обусловливается различным напо­ром краевых вод на разных крыльях структуры, наличием тектони­ческих трещин и т.п.

Карты изобар. Характер распределения пластового давления по пласту лучше всего исследовать по картам давлений, или изобар.

Методика построения карт изобар аналогична методике постро­ения карт поверхностей топографического порядка.

Карты изобар, построенные по данным замеров пластовых давле­ний в скважине на уровне пласта или по данным о давлениях, пере­считанных на уровень пласта, называются картами истинных изобар. Эти карты наряду с изменением давления в пласте при разработке за­лежей отражают и разницу в пластовых давлениях, зависящую от гип­сометрических отметок пласта и плотности насыщающих их флюидов.

В связи с этим использование таких карт в значительной степени затрудняет контроль за пластовым давлением при разработке. Поэ­тому на практике принято строить карты изобар по давлениям, пере­считанным на плоскость ВНК. Такие карты получили название карт приведенных изобар (рис. 102).

Рис. 102. Карта изобар (приведенных к ВНК) нефтяной залежи яснополянского надгоризонта Ярино-Каменноложского месторождения: 1 — внешний контур нефтеносности; 2 — контур отбора; 3 — изобары в МПа; 4 — скважины (в числителе — номер скважины, в знаменателе — приведенное к ВНК пластовое давление в МПа)

■

-293 -

к

 

Расчет приведенного к плоскости ВНК давления Р_прт по извест­ному значению истинного давления производится по формуле

р _{=Р ±р} Н_абс+А-М-Н_зам

прив ист г ж у q '

где Р_ист — истинное пластовое давление на глубине замера Нзам;

Н_абс — абсолютная глубина плоскости приведения давлений;

А — альтитуда стола ротора скважины;

Д/ — удлинение скважины на глубине плоскости приведения;

Р_ж — плотность жидкости.

Если водонефтяной контакт негоризонтальный, то для расчетов принимается горизонтальная плоскость, проходящая через отметку среднего значения ВНК.

Карты приведенных изобар рекомендуется составлять периоди­чески, раз в квартал. С этой целью пластовые давления в скважинах замеряют в течение периода, не превышающего 30 дней. К замерам надо приступить за 15 дней до начала квартала.

При сравнении карты изобар, построенной в данном кварта­ле, с картой изобар предшествующего квартала видно, как измени­лось давление за этот период. Дальнейшим анализом всего промыс­лового материала (отбора нефти из добывающих скважин, закач­ки воды в нагнетательные скважины, коллекторских свойств пласта и т.п.) можно установить причины изменения давления в тех или иных участках пласта. Особое внимание необходимо обращать на зоны максимального падения пластового давления. По результа­там анализа карт изобар должны быть рекомендованы и приняты меры по устранению причин резкого падения давления на отдель­ных участках пласта.

Для газовых залежей карта истинных изобар и приведенных к плоскости ГВК практически будет совпадать, так как давление в различных частях газовой залежи, расположенных на разных гип­сометрических уровнях, изменяется незначительно.

6.3.3. Режимы нефтяных залежей

На каждом этапе разработки добыча нефти и газа осуществляет­ся под преимущественным воздействием одного, иногда нескольких источников пластовой энергии.

Характер проявления пластовой энергии, двигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий и ме­роприятий по воздействию на пласт, называется режимом залежи.

О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов сква­жин, пластовых давлений, газовых факторов и по продвижению кра-

(М! ЫХВОЛ,

Названия режимам принято давать по характеру проявле­ния основных источников пластовой энергии в определенный пе- _ р и од_ эксплуэтади.и._В соответствии с этим выделяют следующие естественные режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруго- водонапорный, режим растворенного газа, газонапорный (или ре­жим газовой шапки) и гравитационный.

Кроме перечисленных режимов в залежах могут проявляться смешанные режимы, возникающие при одновременном действии двух или нескольких источников пластовой энергии.

Распознавание режима работы залежи на ранней стадии позво­ляет более обоснованно проектировать рациональную систему раз­работки залежи, обеспечивающую максимальное извлечение нефти и газа из недр.

Водонапорный режим

Основным источником пластовой энергии при водонапорном режиме является напор краевых (подошвенных) вод. Краевые воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из пласта неф­ти. Тем самым в пласте поддерживается давление.

Постоянство напора краевых вод зависит от ряда геологических и гидрогеологических факторов, к которым относят близкое распо­ложение залежи к области питания, хорошую сообщаемость между залежью и областью питания с высоким расходом поверхностных и атмосферных вод и большую разницу между их гипсометрически­ми уровнями. Быстрая передача давления от контакта нефти с водой к забоям добывающих скважин обеспечивается высокой проницае­мостью пласта-коллектора, не осложненного различного рода фаци- альными замещениями.

В залежах с водонапорным режимом темп отбора нефти является основным показателем, определяющим изменение пластового дав­ления. Он может достигать 7...8% от начальных извлекаемых запа­сов нефти в залежи.

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне (рис. 103). Пластовое давление вначале немного снижается, а затем держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменя­ются во времени. Под действием постоянного напора краевых вод происходят постепенный подъем водонефтяного контакта и обвод­нение добывающих скважин. В конечный период разработки, ког­да большинство скважин обводнилось и отключено, годовые отборы резко снижаются, а пластовое давление возрастает.

Водонапорный режим является самым эффективным режимом. Для него характерен очень высокий коэффициент извлечения неф­ти, иногда до 0, 8. Такая нефтеотдача достигается только при соблю­дении оптимальных темпов отбора.

Упруго-водонапорный режим

При упруго-водонапорном режиме основным источником пла­стовой энергии служат упругие силы воды, нефти и пород, сжатых
в недрах давлением. Проявление упругих сил обусловлено слабым напором краевых вод, не обеспечивающим поддержание пласто­вого давления при устанавливаемых годовых темпах отбора нефти 4-5% от начальных извлекаемых запасов. Для залежей с упруго- водонапорным режимом характерна слабая связь с областью пита­ния, обусловленная удаленностью от нее, низкой проницаемостью и резкой неоднородностью пластов-коллекторов. Начальное пласто­вое давление значительно выше давления насыщения.

Рис. 103. График водонапорного режима нефтяной залежи. Текущая добыча: Тн — нефти, Тв — воды; F— газовый фактор; давление: РНАЧ — начальное, Рпл — пластовое, Рнлс — насыщения; Тж — суммарный отбор жидкости; ц — текущий коэффициент извлечения нефти

W 20 30 40 50 $0 70

С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя образу­ется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зерна породы под действием упругих сил начинают расширять­ся, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширя­ет зону пониженного давления, освобождая упругие силы на зна­чительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водоносную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширя­ющихся воды и зерен породы на огромной площади. Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбо­ра. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномер­ное перемещение водонефтяного контакта. В связи с резкой неод­нородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым
каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевре­менному обводнению. Вследствие этого возрастает процент обвод­ненности продукции.

При упруго-водонапорном режиме пластовое давление сначала понижается, а затем поддерживается постоянным в зависимости от текущих и суммарных отборов нефти из пласта, но выше давления насыщения. В связи с этим газовый фактор в процессе эксплуатации остается без изменения. Если увеличивать темпы отбора, пластовое давление будет снижаться и, когда оно окажется меньше давления насыщения, в залежи начнет проявляться менее эффективный ре­жим растворенного газа (рис. 104).

Условные обозначения см. на рис. 103

 

При упруго-водонапорном режиме коэффициент извлечения нефти не превышает 0, 45.

Чтобы увеличить темпы отбора нефти, в залежах с упруго- водонапорным режимом необходимо постоянно поддерживать пла­стовое давление путем закачки воды в пласт, т.е. создавать тем са­мым искусственный водонапорный режим.

Режим растворенного газа

Упругость расширяющихся пузырьков растворенного газа пред­ставляет собой основную форму пластовой энергии в залежах нефти, не имеющих никакой или почти никакой гидродинамической свя­зи с краевыми водами. В залежах с этим режимом начальное пласто­вое давление примерно равно давлению насыщения. В связи с этим уже после первых отборов нефти пластовое давление оказывается ниже давления насыщения (рис. 105). В результате начинается вы­свобождение энергии растворенного газа путем образования и рас­ширения пузырьков. В этот момент они придают образующейся га-

 

_й \" Рнач ⁷ [ \Лл

 

J._____ „Л__ M.J,.,.. _JU________

ДО 29 30 UD ^ %

Рис. 105. График режима растворенного газа нефтяной залежи Условные обозначения см. на рис. 103

зонефтяной смеси высокую степень упругости, способствуют умень­шению вязкости нефти и облегчают движение смеси к забоям добы­вающих скважин. Рассматриваемый период разработки залежи ха­рактеризуется постоянным снижением пластового давления, отно­сительным постоянством газового фактора и ростом текущих отбо­ров до максимума.

Увеличиваясь в размере и обладая большей по сравнению с неф­тью подвижностью, пузырьки газа прорываются к забоям скважин, ■ опережая фильтрацию нефти. В этот период резко возрастает «газо­вый фактор» и снижается фазовая проницаемость для нефти. В то же время нефть, потеряв основную часть растворенного в ней газа, становится более вязкой и менее подвижной. Поэтому, несмотря на продолжающееся падение пластового давления, текущие отборы нефти начинают резко снижаться до минимума.

В связи с тем, что содержание растворенного газа в нефти огра­ничено, его энергия падает, выделение газа из нефти прекращается. В итоге газовый фактор снижается до минимума.

Таким образом, при режиме растворенного газа темп падения пластового давления зависит от суммарного отбора нефти и газа.

Изложенное выше свидетельствует о низкой эффективности ре­жима растворенного газа. Коэффициент извлечения нефти коле­блется в зависимости от условий в пределах 0, 1...0, 3.

Для повышения эффективности разработки залежей с режимом растворенного газа применяют различные методы поддержания пла­стового давления: обратную закачку в пласт газа, ранее извлеченно­го с нефтью; закачку воздуха или приконтурное и внутриконтурное заводнения.

Когда энергия, аккумулированная растворенным газом, в пласте полностью израсходуется, в залежи установится гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Газонапорный режим (режим газовой шапки)

Газонапорный режим создается в нефтяной залежи за счет энер­гии газа, первоначально сжатого в газовой шапке и расширяющегося при снижении пластового давления вследствие отборов нефти в до­бывающих скважинах. Создаваемый расширяющимся газом напор вытесняет нефть в направлении забоев скважин, способствуя опу­сканию газонефтяного контакта.

Вследствие особенностей геологического строения продуктив­ных пластов и газонефтяных залежей газонапорный режим является составной частью смешанного режима, действующего в таких зале­жах и обусловленного энергией, создаваемой газом, растворенным в нефти, расширяющимся газом газовой шапки и упругими силами краевых вод. При слабой гидродинамической связи нефтяной зале­жи с краевыми водами смешанный режим обусловливается первыми двумя видами пластовой энергии. Газонапорный режим тем эффек­тивнее, чем контрастнее структура, выше этаж газоносности, лучше проницаемость коллекторов и меньше вязкость нефти, у

Так как в нефтяной части залежи начальное пластовое давление примерно равно давлению насыщения, с первыми отборами неф­ти в залежи первоначально проявляется режим растворенного газа. С увеличением депрессионной воронки начинает расширяться газо­вая шапка, а когда область снижения давления достигнет границ не­фтяной залежи, приходят в действие упругие силы краевых вод, спо­собствуя медленному подъему водонефтяного контакта.

В результате отборов нефти давление в газовой шапке постоян­но снижается, что влечет снижение добычи и рост газового фактора. Часть растворенного газа может переходить в свободное состояние и мигрировать в газовую шапку. Поэтому для сохранения пластовой энергии следует избегать выпуска газа из газовой шапки, эксплуата­ции скважин с высоким газовым фактором и прорыва нефти в кол­лекторы газовой шапки. С этой целью в газовую шапку закачивают газ. Соблюдение таких условий способствует увеличению коэффи­циента извлечения нефти.

Гравитационный режим

Гравитационный режим обычно проявляется на последней ста­дии разработки нефтяной залежи, когда действие других источников пластовой энергии иссякает. При гравитационном режиме нефть под действием силы тяжести передвигается к забоям скважин.

Различают два вида гравитационного режима: напорно-гравита­ционный и гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим проявляется в залежах нефти, приуроченных к хорошо проницаемым пластам с наклонным, и кру­тым падением. Отбор нефти при этом режиме зависит от разности отметок забоя скважины и верхнего уровня нефти. Чем ниже забой скважины, тем выше ее дебит.

Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти на­блюдается в пологих пластах с плохими коллекторскими свой­ствами и сильной фациальной изменчивостью. При этом режи­ме уровни нефти в добывающих скважинах находятся также ниже кровли пласта. Нефть под действием собственной силы тяжести поступает в скважины только с окружающих их участков. Поэ­тому уровень нефти около каждой скважины приобретает фор­му воронки.

Нефтеотдача при гравитационных режимах обычно колеблется в пределах 0, 1...0, 2.

6.3.4. Режимы газовых залежей

В газоносных пластах основными источниками пластовой энер­гии являются давление расширяющегося газа, упругие силы воды и породы и напор краевых вод.

В зависимости от преобладающего действия одного или несколь­ких источников пластовой энергии режим газовых залежей может быть газовым, упруго-газоводонапорным и водонапорным.

Режимы газовых залежей зависят от геологических условий, а также от темпа разработки залежи. Однако в связи с тем, что вяз­кость газа примерно в 100 раз меньше вязкости нефти, перераспре­деление давлений в газовой залежи происходит гораздо быстрее, чем в нефтяной.

Газовый режим

В залежах с газовым режимом отбор газа производится за счет давления, создаваемого расширяющимся газом. Этот режим про­является в залежах, приуроченных к полностью запечатанным ло­вушкам, образовавшимся в результате литологического ограниче­ния и тектонического экранирования. Обычно это небольшие за­лежи.

Для газового режима характерно снижение пластового давления прямо пропорционально отбору газа, поскольку залежи с таким ре­жимом не имеют внешних источников для поддержания пластово­го давления. Это обстоятельство обычно используют для подсчета запасов газа в залежи методом падения давления. Учитывается, что отношение отобранного за определенный период количества газа Q—Q, ^к разности давлений Р_; 0С_; — Р, С(₂ (ОС — величина, обратная ко­эффициенту сжимаемости) соответственно на начало и конец этого периода остается постоянным в течение всего срока разработки за­лежи с газовым режимом.

Для газового режима характерны коэффициенты извлечения от 0, 6 до 0, 8.

Упруго-газоводонапорный режим

Основными источниками пластовой энергии при упруго- газоводонапорном режиме являются слабый напор краевых вод, упругие силы воды и породы, а также расширяющегося газа. Дей­ствие упругих сил превалирует, если проницаемость пласта невысо­кая, пласт имеет неоднородное строение, а область питания распо­ложена на значительном удалении от залежи.

Действие упругих сил воды и породы проявляется в газовой зале­жи не сразу. В начальный период разработки в газовой залежи уста­навливается газовый режим за счет энергии расширяющегося газа. Продолжительность его для разных залежей неодинакова и опреде­ляется снижением давления на 3...30%.

Пластовые воды, поступая в залежь, занимают освободившийся объем пласта. При этом начинается медленный подъем газоводяного контакта. По мере продолжающегося отбора газа и снижения пласто­вого давления в залежи скорость продвижения воды возрастает, что способствует увеличению газоотдачи в конечный период разработки.

Для рассматриваемого режима характерны коэффициенты из­влечения газа от 0, 8 до 0, 9.

Упруго-газоводонапорный режим часто встречается в газовых залежах.

Водонапорный режим

Основным источником пластовой энергии при водонапорном режиме газовой залежи является напор краевых (подошвенных) вод. Условия проявления водонапорного режима в газовых залежах ана­логичны условиям проявления того же режима в нефтяных залежах. Эти условия способствуют сильному напору краевых вод, которые при образовании перепада давлений вскоре после начала отбора газа внедряются в залежь и занимают высвободившийся объем. При ра­венстве объемов извлеченного газа и поступившей в пласт воды пла­стовое давление не снижается, а отбор газа из пласта сопровождает­ся постепенным подъемом газоводяного контакта.

Если увеличить темпы отбора газа, можно нарушить соответствие между объемами отбираемого газа и поступившей в пласт воды, и в залежи наряду с водонапорным режимом могут установиться менее эффективные упруго-водонапорный и даже газовый режимы. Сле­довательно, снижение пластового давления в газовой залежи при во­донапорном режиме зависит от текущего отбора газа. Для водона­порного режима характерно достижение максимального коэффици­ента извлечения газа (до 1).

Контрольные вопросы

1. Практическое значение величины давления насыщения.

2. Назовите и объясните условия проявления сил, движущих нефть в пласте.

3. Назвать и отменить деловые проявления сил, удерживающих нефть в пласте.

4. Как оценивается эффективность режима работы пласта?

5. Какие геологические условия влияют на эффективность режи­ма работы пласта?

6.4. Методы подсчета запасов нефти м газа

⇐ Предыдущая12131415161718192021Следующая ⇒

Поделиться: