8.9. Начальное пластовое р в залежи, факторы, влияющие на формирование пластового давления. Аномальное пластовое р, его роль и учет в нефтегазопромысловой практике.

Пластовое Р – запас природной энергии за счет испарения кот-го н и г продвигается по пласту в доб скв. Начальное пласт Р создается напором краевых и подошвенных вод, упругими силами нефти, газа, воды или ГПы. Эти силы могут проявлятся совместно или раздельно. В зависимости от преобладающей силы дается название режимам залежи. На большинстве мест-й Зап. Сибири пластовое давл соответсвует гидростатичнским-Р столба воды плотностью 1гр на см3 и высотой от продуктивного пласта до устья скв. Если пласт давл соотв-т гидростатич= плотн воды*на глубину залегания пласта и делить на 10 в атмосферах, а если делить на 102 то это будет в МПа. Давления нужны для обоснования плотности бурового раствора. Если давл бурового раствора превышает пластовое от 5-10%, то вы качественно вскрываете пласт и быстро освавиваете скв и передаете НГДУ. Если не придерживаться правила, то задавите пласт и в течение года будете возиться чтобы получить приток. Если приток не получили, то неправильно определите площадь месторождения, неправильно посчитаете запасы.

АВПД (превышает платвое Р на 15 и> %)обр. в 4х случаях:

1)за счет геостатического давления вышележащих ГП сейсмически активных регионов. (Юг, Закарпатье, Крым, Предкавказье, Азия

2) когда продукт пласты перемещ-ся по тект-м нарушениям на меньшую глубину

3) когда тект пласты сообщаются по тект нарушениям трещинамс нижележащими

4)на газовых месторождениях пласт давл примерно одинаково во всей залежи, поэтому надо рассчитывать к подошве пласта. Если неправильно рассчитать пласт Р, то будет аварийный фонтан

Когда вскрываете месторождения с АВПД нужно применять утяжеленные буровые растворы, их утяжеляют с помошью гематита, барита, магнетита.(1,7-2,5 плотностью могут быть).

АНПД р пл,<р гидростатич кА (коэффициент аномальности) = рпл/ргидр<1 = АНПД- образуется в след случаях 1- когда месторождения разбиты тект нарушениями и произошла разгрузка пластовой энергии 2 – когда пп перемещаются на меньшую глубину Так, напр В ЗС низм-ти от центра к Уралу пп залег на меньшей глубине. В зонах АНПД скв бурят на облегченных БР Их приготавливают не на воде , а с исп ув жидкостей (солярка) или доб-т пав.

8.10. Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.

Режим Н и Г залежи – характер проявления преобладающего вида энергии, продвигающей Н, Г к забою скважины и зависящий от естественных природных условий пласта и мероприятий по воздействию на пласт.

Нефт залежи характ-ся 5 режимами

1)водонапорный-когда однородное строение, хорошая связь с законтурной зоной, когда большой размер водонапорной системой. Основное требование-надо соблюдать баланс между отбором нефти и внедрением в залежь воды. Это обеспечит равномерный подъем водонефтяного контакта, кважины будут долгое время работать фонтанным способом, без обводнения со стабильными дебитами и макс коэф-т нефтеотдачи будет 0,8 (Урал и Поволжье-0,6-0,7)

2)Упруго-водонапорный-основ режи в Зап Сибири. Здесь применяются упругие силы нефти, газа, воды и слабый напор пластовых вод. Это связано с тем что у нас низменность, а неоднородность пласта приводит к тому что на первых стадиях разработки проявляются упругие силы., то есть скв. короткое время работают фонтанным способом, когда снизится пласт давл за счет этих сил, то возникнет перепад давления в залежи, за счет этого перепада начнет внедряться вода. У нас скв длительное время работают нефтью с водой, то есть у нас короткий фонтанный период. (А еще у нас кустовое бурение, мы располагаем скв в наиболее прод частях, поэтому мы ускоренно вырабатываем высокопрониц коллекторы, а низкопроницаемые остаются невыработанными. Поэтому у нас низкие коэф-ты нефтеотдачи, поэтому обр. трудноизвлекаемые запасы. Мы нарушаем гидродинамическую систему, а потом боримся с этими последствиями. Мы увеличиваем объем закачки, а добыча не растет, это значит, что вода контролирует только высокопрониц коллекторы и не действует на участках с низкопрониц коллекторами. Идеальные коэ-ты 0,5-0,6. А т.к.у нас происходит нарушение гидродинамич системы, то нне превышают 0,3-0,4).

3)Газонапорный

Когда большая газовая шапка и отсутвие или слабый напор пласт. Вод. Здесь нефть вытесняется газом из газовой шапки и надо эксплуатировать мет-е чтобы у вас были низкие газовые факторы. Если увелич газов фактор, то добыча нефти падает. Это приведет к потере энергии в газовой шапке. Надо газ забирать и снова закачивать в газовую шапку, чтобы поддерживать пласт. Давл. Или применять барьерное заводнение- во внутр контур надо закачивать воду , барьер воды будет отделять газовую залежь от нефтяной. Это позволяет одновременно добывать газ и нефть. Если все хорошо коэф-ты достигают 0,5-0,7.

4) Режим расворенного в нефти газа

Для экранированных залежей, т е когда отсутвуют или слабый напор пластовых вод. При этом режиме эффективность достигается вот чем, надо перфорировать всю толщину пласта и эксплуатировать скв. с низкими газовыми факторами. Это обеспечит эфф. Использование раств. Газа. При этом режим происходит резкое снижение пластового давления. Поэтому при этом режиме надо проектировать систему ППД поскольку быстро снижается пластовое Р. Если соблюдать эти условия, то 0,4, если нет, то 0,2.

5)Гравитационный: 2 вида

-напорный гравитац. –когда высокая прониц-ть и когда крутые углы падения, здесь Кнефтеотдачи-0,3-0,4; -режим со свободным зеркалом нефти когда низкие коллектр св-ва и пологое залегание пласта. Здесь коэф-т нефтеотдачи зависит от плотности сетки скв.-чем меньше расстояние между скв, тем больше нефтеотдача.=0,1-0,2

Газовые режимы 3 вида.

В начале скв. работает за счет энергии газа. А потом когда снизится пластовое Р начинает выделяться вода.

Чисто газовый. Характерен для экранированных залежей, т е когда отсутвуют или слабый напор пластовых вод. Для них характерна закономерность-что пластовое давл снижается прямо пропорц-но суммарной добыче газа. График. По падению давл определяется. Пласт давл в зависимости от коэф-та сжимаемости, накопл добыча газа, годы разр-ки. Например разрабатываем 3-4 года, намечается закономерность, ее определяем, продолжаем пунктиром и определяем в т А какие будут извл . запасы и когда закончатся в точке Б. При газовом режиме Кгазотдачи -0,6-0,8

Газоупруговодонапорный-действуют упркгие силы газа, воды и ГПы и энергия расширяющегося газа. Вначале добыча происходит за счет расширения газа, когда добыча снизится на 20-30%, то возникнет перепад давл и начинает внедряться вода. Дальше надо соблюдать условия чтобы у вас не было опережающего движения воды в наиболее проницаемые прослои. Чтобы обеспечивался равномерный подъем ГВК. Кгазотдачи -0,8-0,9.

Газоводонапорный-основ режим на местх Севера. Активный напор пластовых вод. В основном залежи сеномана, где большой объем сеномаеской воды. Поэтому непродолжительное время скв работают на газовом режиме, когда давл начинает снижаться начинают внедрение воды. Если соблюдать баланс между объемом газа и внедряющейся водой, то это обеспечит равномерный подъем ГВК. Тогда может достичь макс коэф-та газоотдачи. (Это связано с кустовым бурением, потому что скв. бурят в сводовых частях структур. Высокая заболоченность, экономия оборудования. Разрабатывают сводовые части, где высокопродуктивные пласты, а где низко не разрабатывают, т.к.это не рентабельно. Поэтому коэф-ты газотдачи не превышает 0,6-0,7, и 30-40% остается невыработанным. Недостаточно учитывают модели залежи. Если соблюдался бы то блтизок к 1)

Факторы определяющие формирование режимов скв.

Однородный плат-водонапорный режим, неоднородный и плохая связь с законтурной зоной-упруговодонапорный.

8.11. Понятие о продуктивности и производительности скважин. Коэффициенты продуктивности и приемистости, методы их определения. Гидропроводность, проводимость, подвижность, количественная оценка.

Продуктивность характеризует добывные возможности коллектора. А производительность харак-т дебит скв.

Коэффициент продуктивности – это отношение суточного дебита нефти к депрессии. Он определяется по индикаторной диаграмме. =Qсут/P. Этот коэффициент можно также рассчитать по КВД, но будет иметь место большая погрешность.

Коэффициент приемистости – это коэффициент продуктивности для нагнетательных скважин. Также определяется по ИД, при его определении используется показатель репрессии (Рзаб-Рпл).

Производительность – это суточный дебит скважины. Он зависит от коэффициента продуктивности и связан с геолого-промысловыми характеристиками пласта.

Гидропроводность: Способность пласта коллектора пропускать ч/з себя жидкость, насыщающую его поры .

Подвижность определяется по формуле: . Его неоходимо использовать при обосновании бурения нагнета-х скв

И проводимость: . характеризуетподвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

По проводимости определяют удельный дебит нефти, приходящийся на каждый зональный интервал.