1464
.pdfвода поднимается выше той части кровли, которая находится по соседству с ними4.
Имея в виду решение задач подзем |
|
ной гидравлики, связанных с эксплуата |
|
цией нефтяных и газовых месторожде |
|
ний, необходимо упомянуть еще о так на |
|
зываемых краевых (законтурных) и по |
|
дошвенных водах. Допустим, что, кроме |
|
нефти и газа, в том же продуктивном |
|
пласте имеется еще вода. Вода, нефть |
|
и газ распределяются в продуктивном |
|
пласте, как правило, по удельным ве |
|
сам: сверху находится свободный газ, ни |
|
же — нефть, еще ниже — вода. Если вода |
|
подстилает часть залежи нефти или га |
Рис. 5. Контуры нефтеносности |
за, то такая вода называется подошвен |
по подошве пласта (линия 1), га |
ной для данной части залежи и краевой |
зоносности по кровле (линия 2), |
или законтурной для остальной ее ча |
нефтеносности по кровле (ли |
сти, например на рис. 4 и 5, в разрезе |
ния 3), соответствующие верти |
и в плане схематично изображена залежь |
кальному разрезу продуктивного |
нефти и газа, частично подстилаемая во |
пласта, изображенному на рис. 4. |
дой; газ и нефть находятся на своде ан |
|
тиклинальной складки, а вода — на крыльях.
АВС — кровля; DFE — подошва продуктивного пласта; LM — началь ный газо-нефтяной контакт; NQ и RT — начальное зеркало подошвенных вод. На рис. 5 линия 1 изображает контур нефтеносности по подошве пласта, линия 2 — контур газоносности по кровле, линия 3 — контур нефтеносности по кровле пласта. Для части залежи внутри контура 1 пластовая вода бу дет, «законтурной» (кочевой). У забоя скв. JV®1 нет подошвенной воды; при эксплуатации скв. № 1 к ней будет подтягиваться «язык» краевой воды. Для части залежи, между контурами 1 и 3, пластовая вода будет «подошвенной». При эксплуатации скв. № 2 к ней будет подтягиваться «конус» подошвенной воды [так называемое явление конусообразования (конинга)]. По мере от бора газа и нефти зеркало вод будет повышаться. Наступит момент, когда пластовая вода проникнет в подошву залежи внутри контура 1; с этого мо мента вся вода будет подошвенной. Следует заметить, что резкой границы между нефтью и водой в пласте не бывает; переходная зона от воды к нефти иногда простирается на несколько метров по вертикали. Начальное зеркало
4Первоначально артезианскими водами назывались только такие, которые обя зательно самоизливаются из колодца-скважины на поверхность земли; последний признак для задач подземной гидравлики несущественный; достаточно отметить, что вода в скважине поднимается, выше непроницаемой кровли пласта. Самый тер мин «артезианский» произошел от названия французской провинции Артуа (в ла тинизированной форме — Артезия), в которой был известный с 1126 г. самоизливающийся колодезь; этот колодезь давно был описан и с тех пор все колодцы такого типа стали называться артезианскими.
вод помещают в переходной зоне условно на той отметке, выше которой пер воначально добывается чистая нефть, а ниже — нефть с водой5 Насыщение водой порового пространства убывает (за счет увеличения насыщения неф тью) постепенно — от 100% в чисто водяной зоне, на крыльях складки, до определенной величины на начальном зеркале. Насыщенность пор водой на начальном зеркале вод и выше его во всей нефтяной залежи не равна нулю.
Честь открытия этого важного факта принадлежит отечественной нау ке: в 1929 г. грозненские геологи Н. Т. Линдтроп и В. М. Николаев [110] впер вые экспериментально доказали, что значительное количество воды может находиться в самой залежи нефти даже тогда, когда скважина дает чистую нефть. Эту воду называют «связанной водой»; при изучении проблем гене зиса (происхождения) и миграции (естественного перемещения) нефти ту же воду называют погребенной, реликтовой, сингенетичной. В настоящее время установлено, что количество связанной воды в нефтяной залежи занимает от 5 до 65% объема порового пространства (см. Джонс [44]). Помимо прочих факторов, количество связанной воды в порах нефтеносного пласта зависит от его проницаемости; при прочих равных условиях количество связанной воды в порах тем больше, чем проницаемость пласта меньше. Этим и объяс няется, что в одном и том же неоднородно проницаемом пласте условное зер кало вод часто имеет различные отметки в различных частях пласта. Там, где проницаемость пласта меньше, отметка условного зеркала вод может быть выше.
Другие встречающиеся в нефтепромысловой практике системы клас сификации подземных вод — деление вод на «верхние» и «нижние» и т.д. — к решению задач собственно подземной гидравлики прямого от ношения не имеют.
§ 4. Краткие сведения о классификации режимов нефте-газо-водоносных пластов
Поведение нефте-газо-водоносного месторождения в процессе его разработки и эксплуатации зависит от множества факторов; перечис лим главнейшие из них:
1.Искусственно создаваемые условия разработки и эксплуата ции — форма сетки скважин, расположение их на структуре и рассто яние между ними, последовательность ввода скважин в эксплуатацию, система вскрытия пласта, глубина проникновения скважин в продук тивный пласт и их диаметры, темпы отбора жидкости и газа из Сква жин и т. д.
2.Структурно-тектонические особенности пласта.
3.Фациально-литологические свойства пласта.
5Кстати сказать, столь же условно проводится граница между нефтью и газом, когда над залежью нефти имеется «газовая шапка».
4.Форма, протяжение, мощность и взаимное расположение скоп лений газа, нефти и воды в пределах одного и того же пласта.
5.Физико-геологические и физико-химические свойства слага ющих пласт горных пород, определяемые следующими, например, характеристиками: проницаемость, пористость, структура порового пространства, объемная сжимаемость, избирательная смачиваемость
ит.д.
6.Физические условия в пластах (давление, температура), а также физические и физико-химические свойства жидкостей, насыщающих пласт: удельный вес, вязкость, объемная сжимаемость, поверхностное натяжение (избыточная свободная поверхностная энергия) на границе твердой, жидкой и газообразной фаз, насыщенность нефти и воды га зом, растворимость газа в нефти и воде, степень минерализации воды
ит.д.
7.Химический состав нефти, воды и газа.
Под режимом пласта подразумевают характер проявления движу щих сил в пласте, обусловливающих приток жидкостей и газов к экс плуатирующимся скважинам1. Понятно, что режим пласта зависит от всей совокупности перечисленных выше факторов.
Для более детального анализа понятия «режим пласта» и для озна комления с различными системами классификации режимов следует обратиться к курсам технологии нефтедобычи, нефтепромысловой гео логии и специальной литературе (см., например, [128], [79], [130], [135], [34], [35]).
Для целей подземной гидравлики достаточно учесть существова ние 5 простейших режимов нефте-газо-водоносных пластов и дать им следующие определения:
1. Режим пласта называется водонапорным, если нефть или газ вы тесняются в скважины под действием напора краевой или подошвенной воды, окружающей нефтяную или газовую залежь: по мере вытесне ния нефти или газа в скважины вода проникает в ранее занимавшую ся ими часть залежи; контур нефтеносности или контур газоносности непрерывно стягиваются2. При разработке нефтяного месторождения в условиях чисто водонапорного режима предполагается, что уровень
1 Многие авторы справедливо указывают на то, что правильнее говорить не о ре жиме пласта, а о режиме работы пласта; другие авторы предпочитают говорить о режиме разработки залежи и т. п. Термин «режим пласта» вошел в обиход, мы его сохраняем; в соответствующем месте всегда можно подчеркнуть нужный смысл этого важного термина, тем более что понятию о режиме трудно дать краткое ис
черпывающее определение.
2Конечно, даже в условиях водонапорного режима газовой залежи движение газа к скважине происходит главным образом за счет его упругого расширения при снижении пластового давления.
жидкости в скважине находится выше кровли пласта и в пласте весь газ растворен в нефти (скопления свободного газа и пузырьки окклюди рованного газа отсутствуют); водонапорный режим нарушается, если пластовое давление снижается ниже давления насыщения и, следова тельно, газ в пласте начинает выходить из раствора. Эксплуатация во доносных артезианских пластов происходит в условиях водонапорного
режима.
2. Режим пласта называется газонапорным, если нефть или вода вытесняются в скважины под действием напора сжатого газа, находя щегося в свободном состоянии (в виде так называемой газовой шап ки) над нефтью или водой. В условиях чисто газонапорного режима, в процессе отбора из месторождения нефти и воды, контур газоносно сти непрерывно расширяется. Наличие газовой шапки указывает на то, что начальное пластовое давление (не во всем пласте) на газонефтяном
контакте меньше давления насыще ния. Однако в точке В (на крыле) начальное пластовое давление мо жет быть выше давления насыще ния. Если провести скважину в точ ку В и снизить давление на ее забое, то может быть, что забойное дав ление все же выше давления насы щения и газ в точке В и окрестно стях забоя не будет выделяться из раствора. Однако падение давления
распространится вверх по восстан. пласта и в тех точках, где начальное пластовое давление ниже давления насыщения, малейшее снижения пластового давления вызовет выделение пузырьков газа из раствора.
При разработке чисто газового месторождения или при отборе газа из газовой залежи, подстилаемой нефтью и водой, но при отсутствии существенного продвижения воды и нефти (например, в условиях за мкнутого подземного резервуара, когда нет связи с областью питания) также можно говорить о газонапорном или газовом режиме пласта.
3. Режим пласта называют «режимом растворенного газа», если давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытес няют нефть к скважине. В условиях этого режима в пласте движется неоднородная жидкость — нефть с пузырьками окклюдированного га за3
3Строго говоря, общепринятое название режим растворенного газа не удачно: растворенный в нефти газ существует и в условиях водонапорного и газонапорного режимов. Для описываемого режима характерно не то, что в нефти растворен газ,
4. Режим пласта называется гравитационным в двух случаях:
а) в нефтеносном пласте имеется свободное зеркало нефти или в во доносном пласте — свободное зеркало воды («воды со свободной поверх ностью», см. предыдущий параграф); давление на свободном зеркале нефти или воды равно атмосферному. Статический уровень жидкости в скважине расположен ниже кровли пласта (или непроницаемая кро вля совершенно отсутствует для первых сверху водоносных пластов). При снижении уровня в скважине жидкость движется к ней по пласту под действием собственной силы тяжести; все точки свободного зеркала нефти или воды вокруг скважины расположены выше динамического уровня жидкости в скважине;
б) нефть и вода залегают в крутопоставленном пласте, пласт сни зу выклинивается и связь с областью питания снизу отсутствует. Жид кость притекает к скважинам под действием силы тяжести; статическое давление на забое скважины определяется высотой, на которую прости рается залежь вверх по восстанию пласта. Статический уровень жидко сти в скважине расположен выше отметок кровли пласта в окрестности скважины.
В первом случае режим пласта может быть назван «гравитацион ным со свободным зеркалом жидкости»; во втором случае — «напор ногравитационным».
5. Режим пласта называется упругим, если существенное влияние на поведение пласта и скважин в процесре их эксплуатации оказывает объемная упругость не только газа, но нефти, воды и самого пласта. Строго говоря, этот режим самостоятельно не следует выделять; наобо рот, нужно считать, что он может сопутствовать каждому из четырех перечисленных выше типов режимов. В зависимости от величины об щего объема пор, занятых водой и нефтью, от степени замкнутости пласта, от общего объема пласта и величины начального пластового давления (чем больше упомянутые объемы и чем больше начальное пластовое давление, тем большее влияние оказывают упругость нефти и воды и сжимаемость самого пласта) всегда можно оговорить: будет ли один из перечисленных выше режимов представлен в чистом ви де или будет осложнен проявлениями упругого режима. При наличии соответствующей оговорки можно, например, называть режим водо напорным и при этом учитывать упругость воды, нефти и пласта, но можно соответствующий режим называть упруго-водонапорным (см.
Щелкачев [219]).
Водонапорный и газонапорный режимы объединяются часто в одНУ rPynny под названием «режимы вытеснения». Последний термин
но то, что газ выходит из раствора. Название «режим газированной жидкости» (или режим окклюдированного газа) было бы правильнее.
подчеркивает, что при разработке нефтяных месторождений в услови ях упомянутых режимов «извне» приложенное давление газа или воды вытесняет нефть в скважины4.
Несколько схематизируя истинные условия, можно утверждать, что в процессе разработки нефтяных пластов с чисто водонапорным или чисто газонапорным режимами всегда имеются две области, поры каждой из которых наполнены однородной жидкостью: в первом слу чае в одной области находится только нефть, а в другой — только вода; во втором случае в одной области — нефть, а в другой — газ.
При этой схематизации игнорируются существование связанной воды внутри начального контура нефтеносности, неполное извлечение нефти из пор той области, в которую вторгаются газ или вода, а так же наличие переходных зон в областях контакта газа, нефти и воды. Однако такая схематизация полезна, ибо на ее основе можно матема тически точно решать соответствующие задачи подземной гидравлики (внося в них затем исправления за счет учета упомянутых факторов); кроме того, ярче выступают особенности режима растворенного газа, при котором в пласте движется неоднородная смесь жидкости с газом.
Пласты, разрабатывающиеся в условиях водонапорного режима, чаще всего представляют собой подземные естественные резервуары «открытого типа» (имеющие связь с областью питания, см. дальше). Наоборот, режим растворенного газа и газонапорный характерны обыч но для подземных резервуаров, «закрытого типа» (не имеющие связи
собластью питания).
Вестественных подземных резервуарах открытого типа различают область питания, область напора и область естественного стока; все три области, вместе взятые, составляют так называемую пластовую водонапорную систему.
Вобласти питания — в местах выхода пласта на дневную поверх ность - в пласт просачиваются (инфильтруются) речные и леднико вые воды, а также воды атмосферных осадков. В проточных артезиан ских пластах обязательно должна существовать и область естествен
ного стока, где артезианские воды выходят на дневную поверхность в виде источников или где они смешиваются с водами вышележащего горизонта. В неподвижных артезианских бассейнах область стока от сутствует — пласт либо выклинивается, либо ограничивается сбросом или поверхностью несогласного налегания, либо, наконец, область пи-
ЛНа основании многолетних промысловых и лабораторных исследований Виков
[209) утверждает, что представление о существовании постоянного ограниченного радиуса влияния скважины является совершенно необоснованным не только в усло виях режимов вытеснения (водонапорного и газонапорного), но и в условиях режи ма растворенного газа.
тания охватывает пласт со всех сторон (например, чашеобразная муль да, см. следующий параграф). Пластовые водонапорные системы могут пополняться водами и через тектонические трещины (иногда глубин ными водами) и частично через плохо проницаемые кровлю или подо шву пласта. Часто разработка залежи нефти и газа протекает в услови ях режима растворенного газа или газонапорного режима даже тогда, когда нефть и газ подпираются краевой и подошвенной водой и связь с областью питания пласта не нарушена, т. е. когда газ, нефть и во да залегают в естественных подземных резервуарах открытого типа. В этих случаях водонапорный режим может нарушиться (во всей зале жи или частично) по следующим, например, причинам: проницаемость пласта плохая, начальное пластовое давление лишь немного превышает давление насыщения, темпы отбора нефти несоразмерно велики и т. д.
Если в пласте, изображенном в разрезе на рис. 4, имеются толь
ко что перечисленные условия, то при |
разработке залежи нефти |
N LM TRFQ будут наиболее характерны |
либо признаки газонапор |
ного режима, либо режима растворенного газа. Если бы ниже ли ний AD и ЕС пласт выклинивался и не имел связи с областью пита ния — закрытый подземный резервуар — и если бы, кроме того, газовой шапки в пласте не было (нефть занимала бы всю область N BTRFQ), то разработка залежи нефти протекала бы в условиях явно выражен ного режима растворенного газа. Допустим далее, что пласт ниже ли ний AD и ЕС выклинивается и не имеет связи с областью питания, но в отличие от предыдущего случая предположим, что газ из газо вой шапки выпущен (в процессе эксплуатации газовой залежи LBM)\ давление в области LBM равно или близко к атмосферному. В та ком случае скв. №1, пересекающая зеркало нефти LM, будет работать в условиях гравитационного режима со свободной поверхностью жид кости (нефти); скважина же №2, пересекающая кровлю в точке W ни же уровня L M , будет работать в условиях напорно-гравитационного режима.
Наконец, предположим, что газовой шапки в месторождении нет, хорошо проницаемый пласт со стороны ЕС выклинивается, а со сторо ны AD простирается до области питания, причем отметка зеркала воды в области питания (на выходах пласта) значительно выше отметки точ ки перегиба В кровле пласта. В таком случае залежь нефти NBTRFQ будет находиться в условиях явно выраженного водонапорного или, точнее сказать, упруго-водонапорного режима. Более подробно о пла стовых водонапорных системах будет сказано в следующем параграфе.
Вообще следует подчеркнуть, что ни приведенная выше и никакая иная более сложная классификация режимов не в состоянии учесть и предусмотреть всех особенностей, с которыми приходится сталки-4
4 Подземная гидравлика
ваться в реальных условиях. Достаточно указать на то, что при разра ботке залежи нефти в разных ее частях иногда одновременно существу ют разные режимы5; в других случаях наблюдается последовательная смена режимов в процессе разработки одной и той же залежи и т. д.
Все же, памятуя об этих оговорках, приведенную выше класси фикацию режимов нефте-водо-газоносных пластов можно принять за основу при решении задач подземной гидравлики.
В заключение заметим, что наибольшая отдача нефти из пла ста и наиболее выгодные условия эксплуатации скважин получаются в условиях водонапорного режима. Поэтому при разработке нефтяных месторождений всегда стараются поддержать, восстановить или искус ственно создать условия водонапорного режима (путем закачки в пласт газа, воздуха или воды); более подробные сведения об этом можно най ти в курсах эксплуатации нефтяных месторождений и в специальной литературе — см., например, Крылов [79], Корганов [73], Максимо вич [116], Муравьев [130], Газиев [28], Багдасаров [10].
§ 5. Типовые схемы и моделирование пластовых водонапорных систем
В большинстве нефтяных месторождений СССР и зарубежны* стран отмечено присутствие активной законтурной или подошвенной пластовой воды. Отсюда следует, что водонапорному режиму и изуче" нию пластовых водонапорных систем необходимо уделить особое вни" мание. Приведем сначала некоторые типовые схемы пластовых водона' порных систем (подробности см. в книгах Щелкачева и Пыхачева [203]? Кейльгака [69], Келлера [70], Принца [148]), а затем выясним некоторый вопросы моделирования этих систем.
На рис. 6 изображен вертикальный разрез артезианского пла' ста при мульдообразном залегании. АВ и CD области питаний K L M — область напора. Мульда может быть чашеобразной, и в это>! случае пластовая вода стекает к средней, наиболее глубокой, част*1 мульды со всех сторон. Мульда может быть корытообразной — пластсг вая вода стекает к средней части мульды с двух сторон. Если зеркал0 пластовых вод в области питания чашеобразной мульды находится с° всех сторон на одном уровне, то имеем пример неподвижного артезР' анского бассейна. Если CD расположено выше А В , то АВ будет обл^' стью естественного стока, CD — областью питания; мы имеем пример
5Впервые это было убедительно доказано проф. М. А. Ждановым на пример0 анализа режима залежи с Майкопского нефтеносного района. Труды I Всесоюзно^0 съезда ВНИТО нефтяников в 1933 г.
артезианскою потока. В качестве реального примера мульдообразного залегания пласта можно указать Парижский артезианский бассейн.
Рис. 6. Вертикальный разрез артезианского пласта (мульда).
На рис. 7 изображена структурная форма пласта типа флексуры. В области FE D пласт залегает полого, а в области DC круто изги бается вверх; верхнее колено флексуры нарушено (например, эрози ей) и выходит прямо на дневную поверхность. АВ — область пита ния, CD EF — область напора. Если водоносный пласт, продолжаясь в направлении E F , выходит дальше на дневную поверхность в пони женной части ее рельефа, то место выхода будет служить областью естественного стока и в таком пласте будем иметь артезианский поток. Если со стороны F пласт выклинивается или ограничен сбросом, то пласт C D EF будет служить неподвижным артезианским бассейном. Типичным примером флексуры служит артезианский пласт Дакоты (США).
Рис. 7. Вертикальный разрез артезианского пласта (флексура).
Область питания дакотского артезианского пласта находится в Скалистых горах на высоте от 1000 до 2000 м над уровнем моря, тогда как высота самой Дакотской долины не превосходит 600 м. Это создает
большие напоры в артезианских скважинах, отстоящих на 500-600 км от области питания пласта.
Рис. 8. Вертикальный разрез артезианского пласта (моноклиналь).
На рис. 8 изображено моноклинальное залегание артезианского пласта. АВ — область питания, CD EF — область напора. И в этом случае, как и в предыдущих, могут встретиться и артезианские пото ки и неподвижные артезианские бассейны. Типичным примером мо ноклинального залегания служат два артезианских пласта Уисконсинского бассейна (США). Область питания Уисконсинского артезианско го бассейна весьма велика; она находится в шт. Иллинойс и Уисконсин. Статическое давление на устье многих артезианских скважин, например вблизи г. Монмеса, достигало 20 ата. Одно время из ар тезианских скважин этих пластов, питающих г. Чикаго, отбиралось 33/4 млн. л воды в сутки; первоначально эти скважины были самоизливающимися, а затем пришлось прибегнуть к насосной эксплуата ции. В Чикаго наблюдался такой любопытный факт: самотек из бу ровых скважин наблюдался лишь в течение нескольких часов по по недельникам утром, ибо по воскресеньям откачка воды из скважин не производилась. Понятно, последний факт нельзя объяснить тем, что влияние воскресной остановки скважин в Чикаго успевало дой ти до области питания артезианских пластов. Временные подъемы уровня в артезианских скважинах г. Чикаго объясняются лишь мест ным перераспределением пластоврго давления (выравниванием ло кальной пьезометрической воронки депрессии по законам упругого ре жима).
Перейдем к примерам, связанным с нефтяными месторождениями. Промышленные скопления нефти часто залегают на сводах вторичных антиклинальных поднятий крупных артезианских бассейнов. Много численные интересные примеры имеются в книге В. М. Николаева [135].
На рис. 9 воспроизведена первоначальная приблизительная схе ма геолога В. М. Николаева, изображающая водонапорную систему XIII пласта Октябрьского (бывшего Ново-Грозненского) района объ-