6.3. Режимы залежей нефти и газа

6.3.1. Основные источники энергии в пластах

Всякая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кине­тическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Вы­теснение флюидов из залежи происходит под действием природ­ных сил, которые являются основными носителями пластовой энер­гии. Пластовая энергия аккумулируется в формирующейся залежи под воздействием водонапорной системы продуктивного горизонта. Под влиянием энергии этой же системы в период формирования за­лежи происходит образование и накопление других источников пла­стовой энергии: упругих сил нефти, воды и породы; газа, сжатого в газовых шапках; газа, растворенного в нефти. Кроме того, в пла­стах действует сила тяжести нефти.

- 290 -

Проявление этих сил обусловливается характером подземного резервуара, типом и формой залежи, коллекторскими свойствами и неоднородностью пласта внутри залежи и вне ее, составом и соот­ношением флюидов и залежи, удаленностью ее от области питания пластовых вод и условиями разработки.

Для обеспечения притока нефти в скважину пластовое давление, создаваемое этими источниками энергии, должно быть достаточ­ным для преодоления сил, противодействующих движению нефти в залежи и удерживающих ее в пласте. К этим силам относят: сопро­тивление трения; сопротивление деформации пузырьков газа при прохождении их через извилистые капилляры переменного сечения (эффект Жамэна); силы прилипания; капиллярные силы.

Эффективность источников пластовой энергии различна. Чем выше разница между напорами, создаваемыми источниками пласто­вой энергии и противодействующими им силами, тем выше энерге­тические ресурсы пласта.

6.3.2. 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 пласта на 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-

- 291 -

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.

Рис. 101. Схема распределения пластового давления Высота:

z — газовой шапки; Н — нефтяной части залежи

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 карг 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 подавлениям, пере­считанным на плоскость ВНК. Такие карты получили название карт приведенных изобар (рис. 102).

- 292 -

Расчет приведенного к плоскости ВН К давления Р по извест

ному значению истинного давления производится по формуле

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.