Глава 3

СОСТОЯНИЕ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ

1. Пластовые давление и температура

Нефть и газ, заполняя пустоты продуктивного пласта, залегающего на больших глубинах в земной коре, находятся под действием пластовых давлений и температур.

Под пластовым понимают давление, при котором нефть, газ вода находятся в пустотах коллектора в естественных условиях залегания. Природа и величина этого давления обусловлены тем, что продуктивная часть пласта связана или была связана ранее с выходом пласта на поверхность, через который происходило его питание водой. Разность уровней, часто значительная, между областью питания на поверхности и глубиной залегания продуктивной части пласта и определила наличие в поровом пространстве избыточного давления, называемого пластовым.

Пластовое давление измеряют в скважинах с помощыи Нажииных манометров или рассчитывают по положению уровня жидкости в скважине. Так как за счет веса столба жидкости давление у подошвы пласта выше, чем у кровли, то определение пластового давления принято проводить в точке, соответствующей середине продуктивного пласта.

Пластовое давление и уровень жидкости измеряют в неработающих или специально для этого остановленных скважинах. Это позволяет избежать ошибок, связанных с процессом перераспределения давления при движении жидкости по пласту и в скважине.

Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то пластовое движение можно рассчитать по формуле

Pn* = pgH, (3.1)

где рпл — пластовое давление; р — плотность жидкости; g — ускорение свободного падения; Н — высота столба жидкости в скважине.

Если в неработающей скважине имеется избыточное давление на устье, то его учитывают при расчете пластового давления

рпл = р£Я+р_у, (3.2)

где Я — высота столба жидкости в скважине, равная расстоянию от устья до середины пласта; р_у — устьевое давление.

Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняющей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления и температуры в скважине. Поэтому расчет пластового давления сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение можно определить только при непосредственном измерении.

В газовых скважинах, ствол которых заполнен легкосжимае- мым газом, пластовое давление можно вычислить по барометрической формуле I... .

рпл=р_уе²⁵, (3.3)

где s = 0,03415pL/(Г_Ср2ср); Ру — устьевое давление; L — расстояние от устья до середины интервала перфорации; р — относительная плотность газа по воздуху; Т_ср — средняя температура газа в стволе скважины; г_ср — коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при средних давлении и температуре по стволу скважины. Нельзя определить среднее давление по стволу скважины при неизвестном пластовом давлении, поэтому средний коэффициент сверхсжимаемости и пластовое давление рассчитывают методом последовательных приближений. В качестве средней температуры берут температуру, вычисляемую по формуле

^с_Р = {Т_а — Ту) In -у²- , (3.4)

^/у

где Та, Ту — соответственно абсолютные температуры на забое и устье скважины.

Расчет по формуле (3.3) обеспечивает достаточную точность лишь для чисто газовых скважин. Наличие жидкости на забое скважины исключает применение данного метода.

Пример. По известному статическому давлению на устье газовой скважины необходимо определить пластовое давление в залежи. Глубина скважины 2000 м, давление на устье 8 МПа, относительная плотность газа по воздуху 0,6, средняя критическая температура газа 198 К, среднее критическое давление 4,5 МПа, средняя температура в скважине, вычисленная по формуле (3.4), 283 К.

Зададимся первым приближением пластового давления, приняв его равным гидростатическому давлению 20 МПа. Для р_Ср= (Ру+Рпл)/2= (8+20)/2= = 14 МПа и 7’_Ср=283 К определяем приведенные давление и температуру: 7’_Пр=283/198= 1,43;, р_ПР= 14/14,5=3,1. Используя рис. 1.3, находим z_cp=0,71.

По формуле (3.3) рассчитываем пластовое давление ро, 0683-0,6-2000 р_пл = 8е 283 0,71 =12 МПа.

Так как исходное и рассчитанное пластовые давления сильно различаются, задаемся следующим приближением, приняв р_Пл= (20+12)/2= 16 МПа, и повторяем расчет. Найденное по формуле (3.3) пластовое давление второго приближения составило 11,9 МПа. Повторив процедуру расчета еще два раза, в третьем и четвертом приближениях получаем совпадающие до третьего знака значения пластового давления, равные 11,8 МПа. Это значение и будем считать истинным.

Начальное пластовое давление, измеряемое до начала разработки залежи, кроме глубины залегания пласта зависит от процесса формирования залежи, особенно от переуплотнения коллектора, наличия гидродинамической связи с другими водонасыщенными пластами.

Пластовое давление можно выразить через высоту столба жидкости А, уравновешивающую его, по формуле.

Л=рпл/ (Р£Г). (3-5)

Сравнивая величину А, называемую гидростатическим напором, с глубиной залегания пласта #_пл, судят о пластовом давлении. Если гидростатический напор, обусловленный начальным пластовым давлением, составляет (0,8—1,3)#™, ^то давление считают нормальным. В противном случае говорят об аномально высоком и аномально низком пластовых давлениях.

Величина пластового давления, его распределение по площади, динамика изменения во времени несут ценную информацию о режиме работы пласта, условиях разработки отдельных участ

ков залежи. Но измеренное в различных частях залежи пластовое давление будет отличаться и за счет разной глубины залегания пласта в сводовой и крыльевых зонах.

Д

Рис. 3.1. Схема определения приведенного пластового давления

ля того, чтобы исключить влияние глубины залегания пласта, измеренное в скважинах давление приводят к одной плоскости, за которую обычно проникают начальное

положение водонефтяного контакта (ВНК). Пластовое давление, приведенное к одной плоскости, называют приведенным пластовым давлением.

Например, если пластовое давление, измеренное в трех скважинах (рис. 3.1), pi, р2 и рз, то приведенное пластовое давление вычисляют по формулам:

Pinp = Pi + p_HgAi;

р2пр=р2+рн§'А₂; (3.6)

Рзпр = Рз—£>Bgh₃,

где h_u h₂, hz — расстояния от середины пласта в скважинах до ВНК; р_н и р_в — соответственно плотность нефти и воды.

В связи с наличием потока тепла от ядра Земли к поверхности с глубиной возрастает и температура пластов. Величина, на которую возрастает температура с увеличением глубины на каждые 100 м, называется геотермическим градиентом. Для различных районов в зависимости от теплофизических свойств пород, толщины осадочного слоя пород и наличия циркуляции подземных вод он может изменяться от 1 до 12 К на 100 м. Наиболее часто встречающееся его значение 3 К на 100 м.

По известному геотермическому градиенту легко оценить пластовую температуру, которую можно ожидать на данной глубине

t

(3.7)

—t 4- Г ^H~^h° ₁₀₀

где to — температура нейтрального слоя; Г — геотермический градиент; Н — глубина, на которой определяется температура t\ h₀ — глубина нейтрального слоя. Под нейтральным слоем, подразумевают слой земли, ниже которого не сказываются сезонные колебания температуры. Для большинства районов страны он находится на глубине 3—5 м. Температура в этом слое может быть принята равной среднегодовой температуре воздуха в данном районе.

Пластовые давление и температура несут информацию об энергетическом состоянии залежи. От них зависит большинство физических характеристик пород и насыщающих жидкостей и газов, фазовое состояние углеводородов в залежи.