vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разработки залежи.
3.2 ТЕМПЕРАТУРА ПЛАСТА
Знание пластовой температуры необходимо для изучения свойств пластовых нефти, газа и воды (при проектировании, осуществлении и анализе разработки пласта), определения режима пласта и динамики движения подземных вод, установления условий формирования залежей нефти и газа и размещения этих залежей в пределах различных структур, а также для изучения теплового поля земной коры (при геофизических исследованиях). Оно оказывает большую помощь и при решении различных технических вопросов, связанных с тампонажем скважин,
перфорацией и т. п.
Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром.
Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20—25сут для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. Однако в промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь 4—6 ч после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленные по техническим причинам.
В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания продуктивного
(эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели . удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры.
Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.
Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое
температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле
где G—геотермическая ступень, м/°С; Н—глубина места замера температуры, м; h—
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
глубина слоя с постоянной температурой, м; Т—-температура на глубине °С; t—средняя годовая температура воздуха на поверхности, oС.
Для более точной характеристики геотермической ступени необходимо иметь замеры температуры по всему стволу скважины. Такие данные позволяют вычислить величину геотермической ступени в различных интервалах разреза, а также определить геотермический градиент, т. е. прирост температуры в °С при углублении на каждые 100 м. Величина геотермического градиента (Г) равна
следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением
Как уже указывалось, данные термических исследований могут быть широко использованы для изучения не только разрезов скважин и выявления в них нефтеносных, газоносных и водоносных пластов, но и геологического строения нефтяного месторождения в целом.
В. М. Николаев указывает на возможность использования геотермических данных для прослеживания за динамикой под земных вод и направлением их стока.
Г. М. Сухарев составил карту геоизотерм по III группе песчаников чокракского горизонта для Терско-Дагестанской нефтегазоносной области с целью использования ее для прогнозо1
нефтегазоносности недр. Он установил, что в зонах затрудненного водообмена величина геотермической ступени в водоносною комплексе зависит от его гипсометрического положения.
Если водоносный комплекс имеет низкую отметку, то величина геотермической ступени будет наименьшей и, наоборот. В зонах слабого движения вод, т.е. практически при отсутствии водообмена, геотермическая ступень является нормальной. В зонах ослабленного движения вод,
связанного с литологическими или структурными условиями, величина геотермической ступени является промежуточной между ее величинами в зонах затрудненного водообмена и в зонах отсутствия водообмена. По карте геоизотерм можно судить о затухании подземного стока вследствие ухудшения проницаемости песчаников, а также наблюдать за динамикой и направлением движения подземных вод и т. п.
Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а
синклинали—зонами пониженной температуры.
Для верхних слоев земной коры (10—20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Как
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение,
способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно,
изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.
3.3. ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:
—напор контурной воды под действием ее массы;
—напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды;
—давление газа газовой шапки;
—упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа;
—сила тяжести нефти.
При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей:
—водонапорный,
—упруговодонапорный,
—газонапорный (режим газовой шапки),
—растворенного газа,
—гравитационный.
В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.
Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами:
характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно,
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой. Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр.
Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных
Рис. 7 Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме:
а – изменение объема залежи в процессе; б – динамика основных показателей разработки. 1- интервалы перфорации; 2-нефть; 3-вода; 4- направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКнач-начальное, ВНКк – конечное;
давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения нефти
энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?
Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды,
промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда скважин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.