3. Пластовое давление и температура как важнейшее параметры резервуаров нефти и газа

Давление в нефтяных и газовых залежах. Подземный резервуар (пласт) обладает пластовым давлением, которое увеличивается с глубиной. Установлено, что на каждые 10 м глубины пластовое давление в различных нефтегазоносных районах увеличивается в среднем на 0,1 МПа, т. е. соответствует гидростатическому давлению столба воды. В большинстве месторождений пластовое давление зависит от глубины залегания пластов. Однако на ряде месторождений пластовое давление превышает гидростатическое.

Часто высокие давления создаются напором вод . На величину давления в нефтегазовых залежах оказывает влияние и масса пород, залегающих выше нефтеносного пласта. В некоторых случаях высокое давление в нефтегазовых залежах обусловливается наличием сжатого газа.

При снижении температуры и давления понижается растворимость газов в нефтях. Газ при этом выделяется в свободную фазу, поэтому нефть становится густой, вязкой, тяжелой. При повышении температуры и давления повышается взаимная растворимость нефтей и газов. Происходит преобразование нефтегазовых залежей в газоконденсатные. В зоне температур около 1000°С органическое вещество и углеводороды, находящиеся в породах, сгорают с образованием минеральных веществ.

Температура в залежах зависит от глубины их залегания и геотер­мических особенностей соответствующего участка земной коры. Наибо­лее характерными показателями температурной обстановки в недрах яв­ляются геотермическая ступень и геотермический градиент. Изменение температуры в залежах оказывает существенное влияние на содержащиеся в них нефть и газ. Так, повышение температуры вызы­вает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газов. Изменение температуры пласта ведет к изменению объема газа, воды и породы. При увеличении температуры в изолированном резервуаре повы­шается давление. Значительный рост температуры может привести к суще­ственной перестройке углеводородных молекул. С изменением темпера­туры связано изменение соотношения фаз в залежи и растворимости газов в нефти и воде. С повышением температуры, как правило, увеличивается растворимость солей в воде и растет минерализация вод. С ро­стом минерализации уменьшается растворимость газов в воде.

Давление в залежи, или пластовое давление, представляет собой дав­ление, которое флюиды оказывают на вмещающие их породы. Давление в залежи на контакте с водой предопределяется гидростатическим давле­нием в резервуаре на данном уровне.

В залежи вследствие наличия разницы между плотностями находя­щихся в них флюидов возникает избыточное давление Dри, пред­ставляющее собой разницу между давлением в точке измерения внутри залежи УВ и тем давлением, которое наблюдалось бы в этой точке в слу­чае отсутствия скопления УВ и заполнения всей ловушки пластовой во­дой: Dри =р3 - рг, где рз — давление, измеренное в залежи; рг — гидро­статическое давление, соответствующее высоте точки замера в залежи. Избыточное давление в любой точке нефтяной или газовой залежи определяется по формуле Dри = h(rв—rн.г), где h — высота точки опре­деления в нефтяной или газовой залежи над поверхностью раздела с во­дой; (rв—rн.г) — разница плотностей воды и нефти или газа.

Методы повышения нефтеотдачи пластов. Закачка в пласт воды с добавками ПАВ и загустителей.

В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа.

На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил) (Рис. 2).

На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными (Рис. 3).

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН)

1. Тепловые методы: • паротепловое воздействие на пласт; • внутрипластовое горение; • вытеснение нефти горячей водой; • пароциклические обработки скважин.	2. Газовые методы: • закачка воздуха в пласт; • воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); • воздействие на пласт двуокисью углерода; • воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
3. Химические методы: • вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); • вытеснение нефти растворами полимеров; • вытеснение нефти щелочными растворами; • вытеснение нефти кислотами; • вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.); • микробиологическое воздействие.	4. Гидродинамические методы: • интегрированные технологии; • вовлечение в разработку недренируемых запасов; • барьерное заводнение на газонефтяных залежах; • нестационарное (циклическое) заводнение; • форсированный отбор жидкости; • ступенчато-термальное заводнение.
5. Группа комбинированных методов. С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.
6. Методы увеличения дебита скважин. Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин.  Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи  не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта. К наиболее часто применяемым физическим методам относятся: • гидроразрыв пласта; • горизонтальные скважины; • электромагнитное воздействие; • волновое воздействие на пласт; • другие аналогичные методы.

Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.

Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью (Рис. 7).

Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.

Методы вызова притоков флюидов в скважину

К методам вызова притока из пласта в скважину относят:

1. Замена бурового раствора жидкостью меньшей плотности;

Закачивают жидкость меньшей плотности в затрубное пространство до полной замены ею раствора. Иногда закачку ведут в НКТ. При этом методе возможны случаи, когда приток флюидов из пласта начинается до окончания процесса.

2. Вызов притока при помощи воздушной подушки;

Вызов притока достигается путем уменьшения уровня жидкости в скважине вследствие использования энергии сжатого воздуха.

3. Вызов притока с использованием пусковых клапанов;

Согласно этому методу приток в скважину достигают путем снижения уровня жидкости в трубах за счет ее аэрации и последующего выброса.

4. Вызов притока при помощи струйных аппаратов;

Вызов притока обеспечивают при помощи струйных аппаратов обеспечивают путем снижения давления в подкамерной зоне до размеров, меньших гидростатического и поддержания на протяжении запланированного времени.

5. Поинтервальное снижение уровня жидкости в скважине;

НКТ спускают на глубину 750-800 м, в кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, вытесняющий жидкость в колонну НКТ. Нагнетание продолжают до полного вытеснения жидкости в интервале спуска НКТ. Если скважина не начала фонтанировать, а уровень жидкости поднимается медленно, то допускают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта.

6. Снижение уровня жидкости в скважине поршневанием;

Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в его в скважину.

7. Вызов притока из пласта методом азрации;

Методом аэрации можно постепенно увеличивать депрессию до любого заданного значения. Суть процесса аэрации заключается в постепенном снижении плотности жидкости в затрубном пространстве и НКТ вследствие одновременного нагнетания в скважину определенного количества сжатого воздуха (газа) и воды (нефти).

8. Освоение скважин с использованием пен; Сущность метода состоит в замене имеющейся в скважине жидкости на двухфазную пену.

9. Вызов притока из пласта пенами с использованием эжекторов;

Суть технологии заключается в приготовлении двухфазных пен, заполнении ими скважины или замене ими воды, за счет чего создается необходимое значение депрессии. Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжатого воздуха.

10. Освоение скважин с применением самогенерирующих пенных систем;

Процесс основан на газировании жидкости азотом, образующимся в результате химических реакций, и образовании пенных систем в скважине или призабойной зоне пласта.