1.4. Энергетические свойства нефтегазоносных пластов

Лекция № 5

Основными источниками энергии в пластах являются: напор краевой или подошвенной воды и газовой шапки; давление растворимого газа в нефти в момент выделения газа из раствора; упругость пласта и насыщающих его флюидов; сила тяжести флюида. Эти силы могут проявляться отдельно или совместно. Энергетические ресурсы нефтеносного пласта характеризуются существующим в нем пластовым давлением. Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях запасы энергии и тем полнее могут быть извлечены запасы нефти. Разность в давлениях на забое скважины и в пласте является той силой, которая продвигает нефть и газ по пласту к скважинам.

Пластовое давление. Различают следующие виды давлений:

1) начальное пластовое давление – давление флюидов в пласте, замеренное в первой скважине до нарушения статического равновесия, существующего в пласте;

2) пластовое давление – давление в некоторой точке пласта, не затронутой воздействием воронок депрессии соседних работающих скважин;

3) текущее статическое пластовое давление – статическое забойное давление, замеренное в скважине, после того как в ней установилось статическое равновесие с пластовым давлением (давление в остановленной скважине);

4) динамическое пластовое давление – забойное давление в работающей скважине. Это давление меньше пластового. В нефтегазопромысловой практике изменение (уменьшение) забойного давления в скважине по отношению к пластовому является основным приемом вызова притока и регулирования добычи (дебита) пластовых флюидов. Управление забойным давлением и регулирование дебитов осуществляется посредством изменения уровня промывочной жидкости и ее плотности после перфорации продуктивного пласта, спуска в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) и установке на их выходе штуцеров специальных насадок с калиброванными отверстиями различного диаметра.

Для реализации рациональной системы разработки необходимо систематическое изучение пластовых давлений во всей зоне отбора УВ.

Единицы пластового давления.

[Р]_СИ = 1Па = 1н/м² = 10^-6 МПа; [Р]_СГСЕ =1ат = 1кг/см² = 1кг9,8м/с² см²  10 Н/см² = 10⁵ Н/м² = 10⁵ Па = 0,1 МПа; (1кг = 1 кг 9,8 м/с² = 9,8 Н).

Пластовое давление на большинстве месторождений нефти и газа пропорционально глубине залегания залежи и увеличивается на 0,8-1,2 МПа на каждые 100 м глубин. В среднем это 1 MПа/100 м), что соответствует гидростатическому давлению водяного столба высотой 100 м.

Нормальным гидростатическим давлением в пласте на определенной глубине залегание Н, отсчитываемой от пьезометрической поверхности, считается давление водяного столба аналогичной высоты. Это давление подсчитывается по формальной формуле , где: H-высота столба, м; _в^в =1– относительная плотность воды по воде.

Отметим, что эта формула справедлива для расчета давления столба любого флюида, если применяется его относительная плотность по воде _ф^в

Однако есть месторождения с аномально высокими давлениями. Причинами аномально высокого пластового давления могут быть:

1. Тектонические особенности геологического строения месторождения, когда рост складок приводит к уменьшению глубины залегания пласта.

2.Связь вышележащего пласта-коллектора по тектоническим трещинам с нижележащим газоносным пластом, обладающим более высоким пластовым давлением.

3. Большая высота газовой залежи.

В последнем случае давление в ее головной части определяется величиной давления в подошвенной части. Это происходит потому, что из-за малого веса газа он создает в своем столбе незначительное противодавление и пластовое давление в его нижней части передается в верхнюю часть практически неизмененным. Следствием этого является аномально высокое пластовое давление в “голове” газовой залежи.

Покажем это на примере модели нефтегазовой залежи (рис. 5.1):

Давление на контуре водонефтяного контакта (ВНК):

,

где: Р_внк – пластовое давление на водонефтяном контакте; Н, м – глубина контакта в м; ^в_в – относительная плотность воды.

Рис. 5.1

Чтобы получить нормальное гидростатическое давление в МПа в любой точке водяного пласта на контуре ВНК нужно разделить глубину его залегания (м) на 100 м (столб жидкости, создающий давление 1 МПа).

.

Давление на контуре газонефтяного контакта (ГНК)

Давление на газонефтяном контакте будет равно давлению на водонефтяном контакте минус противодавление столба нефти, как произведение его высоты H=200 м, умноженной на плотность нефти по воде и деленное на 100.

,

где: ^в_н=0,8 – средняя плотность нефти по воде.

Давление в головной части газовой залежи на отметке – 1500 м найдем как разность пластового давления на ГНК (на нижней границе газовой залежи) минус противодавление столба газа, равное его высоте H=300 м, умноженной на плотность газа по воде и деленное на 100:

В то время как гидростатическое давление на этой глубине должно

Таким образом, в верхней части газовой залежи имеет место аномально высокое пластовое давление (АВПД).

Для расчетов плотности газа по воде, не зависящей от пластового давления, используют равенство

,

где: Н – высота газового столба; 7734 – высота столба газа, создающее давление 1 МПа; _г =0.7– средняя плотность газа по воздуху при атмосферных условиях; _г^в – плотность газа по воде; Р – пластовое давление.

Отсюда:

.

Замеры забойных давлений в скважине проводят глубинными манометрами, а также расчетным путем, используя данные статических уровней жидкости в остановленных скважинах:

,

где: h_н, h_в – высота столбов нефти и воды; а ^в_н и ^в_в - соответствующие относительные плотности по воде.

Пластовое давление определяют с помощью опробывателя пластов на кабеле (ОПК), а также приближенно вычисляют, используя данные пробных откачек при испытании скважины:

где: Q – дебит жидкости в скважине; К_пр – коэффициент продуктивности скважины; Р_пл – пластовое давление; Р_заб –давление на забое скважины; n1 для линейной функции. Делая пробные откачки нефти (газа) при различных Р_заб, получают:

, ,

отсюда:

,

где: Р ⁽¹⁾_заб и Р ⁽²⁾_заб – соответственно, забойное давление при 1-й и 2-й откачках.

Для скважин, работающих газом, пластовое давление можно определить по измерению его манометром на устье закрытой скважины.

,

где: Р _пл – пластовое давление ; _r – плотность газа по воздуху; Н – глубина скважины; Р_м – показания манометра на устье закрытой скважины.

Распределение пластовых давлений на структуре газонефтяного

месторождения.

Пьезометрическая поверхность – это поверхность, на которой Р = 0; она совпадает с положением уровня источника питания пласта. Рассмотрим скважину, вскрывающую водяной пласт. В зависимости от положения устья скважины относительно пьезометрической поверхности (выше, совпадает, ниже) жидкость будет не заполнять, заполнять скважину полностью или переливать из нее (рис. 5.2).

Определим теперь давления и статические уровни флюида в 5-ти скважинах на газонефтяном месторождении, представленном на рисунке 5.3.

Скважина 1. Скважина вскрыла пластовую воду в точке Б. Забой скважины на глубине Н = 950 м, а статический уровень на глубине 50 м от устья. Тогда пластовое давление в точке Б:

Рис. 5.2

Н- глубина скважины; Н^ - статический уровень воды в ней; h = H-H^/ - глубина, равная сумме модуля абсолютной отметки и альтитуды скважины

(90 атм.),

Скважина 2. Скважина на крыле антиклинальной структуры в точке C вскрыла нефть на отметке - 500 м от уровня моря, а общая глубина скважины 750 м.

МПа.

650

Рис. 5.3

Статический столб нефти должен уравновесить пластовое давление, поэтому

;

Значит, нефть будет переливать из устья на h = 900-750=150 м.

Скважина 3. Давление на забое в точке Д будет

.

В скважине будет отмечено аномально высокое пластовое давление (АВПД), т.к. статическое давление на этой глубине должно быть 4 МПа.

Скважина 4. Забой скважины в точке Е находится на границе водонефтяного контакта на абсолютной отметке – 600 м, что на 100 м выше, чем в скважине 1. Давление в этой точке

Р_Е= Р_Б -1МПА = 8МПа.

Высота статического столба нефти

,

т.к. глубина скважины значительно меньше, то нефть будет фонтанировать из скважины.

Скважина 5. Забой на отметке 700 м. Давление на забое скважины равно давлению в скважине 1; глубина скважины 700 м и вода будет переливать из скважины.