НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Капиллярное давление в породе контролирует и распределение флюидов вблизи контакта газ-нефть, но переходная зона между газонасыщенной и нефтенасыщенной частями пласта значительно меньше вследствие большой разности плотностей нефти и газа.

На рис.27 схематически показано распределение флюидов в нефтяной залежи, содержащей газовую шапку. Остаточные водонасыщенности в нефтеносной и газоносной зонах в основном одинаковы. По этой причине невозможно отметить газонефтяной контакт по данным электрического каротажа.

Анализ большого объема электрометрических исследований позволяет сформулировать основные правила определения границ переходной зоны. Подошва переходной зоны отмечается резким увеличением КС на диаграммах, зарегистрированных потенциалзондом или последовательным градиент-зондом. Верхняя граница переходной зоны отмечается максимумом КС при последовательном градиент-зонде. В случае потенциал-зонда КС изменяется плавно и выделить верхнюю границу переходной зоны трудно.

Для выделения границ переходной зоны могут . быть использованы стандартный потенциал-зонд и градиент-зонды длиной 0,8-2 м и более. Если проникновение в водоносной части коллектора глубокое и составляет четыре диаметра скважины и более, то для выделения переходной зоны из применяемого комплекса можно использовать только градиент-зонды, начиная с двух, а в отдельных случаях с четырехметрового.

Для выделения подошвы переходной зоны необходимо, чтобы общая мощность предельно нефтенасыщенной части и переходная зона были не менее длины зонда. Для определения положения кровли переходной зоны мощность предельно нефтеносной части должна не менее, чем в 2 раза превышать длину зонда. В случае меньшей мощности максимум КС смещается вниз и тем больше, чем меньше отношение мощности предельно нефтенасыщенной части к длине зонда.

Реальные пласты могут быть неоднородны по литологии (в том числе и в пределах переходной зоны), могут значительно меняться размеры зоны проникновения в различных частях пласта. Это усложняет форму кривых КС, и границы переходной зоны необходимо установить, используя весь комплекс геофизических исследований.

Ввиду изменения нефтенасыщенности в пределах переходной зоны за водонефтяной контакт принимается граница, выше которой из пласта может быть получена практически безводная нефть,, а ниже - вода, возможно, с незначительным содержанием нефти. По кривым фазовой проницаемости при коэффициенте нефтенасыщенности 70 % фазовая проницаемость для воды

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.29. Пример выделения переходной зоны по пласту АВ4.5 Самотлорского месторождения: 1 - песчаник; 2 - глинистый песчаник; 3 - глина; 4 - пласт отдает нефть; 5 - пласт отдает нефть с водой; 6 - пласт отдает воду

перфорации промысловиками проводится с целью ограничения притока пластовой воды. Однако на количество воды, добываемой попутно с нефтью, более значительное влияние оказывает наличие в пласте литологических экранов.

В зависимости от проницаемости продуктивного пласта, минерального состава коллектора и цемента, и структурно-текстурных свойств величина переходной зоны может быть от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.

На рис.28 показан классический пример выделения переходной зоны в однородном пласте-коллекторе межзернового типа.

На рис.29 показано выделение переходной зоны в пласте,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

четко выделяется переходная зона мощностью до 12м. Данный пример позволяет считать что процессы, происходящие при формировании залежи, а в частности и переходной зоны, значительно сложнее классических представлений о них.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ(к главе 5)

1.Расскажите о составе нефти.

2.Охарактеризуйте состав природных газов.

3.Понятие о коэффициенте нефтенасыщенности породыколлектора и факторах, его определяющих.

4.Основные свойства нефти, используемые при промысловых исследованиях.

5.Основные свойства пластовых газов, используемые при промысловых исследованиях.

6.Основные свойства пластовых вод.

7.Охарактеризуйте основные методы определения водонефтяного контакта.

8.Способы определения газонефтяного контакта.

9.Характеристика водонефтяных контактов в зависимости от геологического строения объекта разработки.

10.Расскажите о строении переходной зоны пласта и о причинах ее

образования.

11. Как Вы понимаете роль переходной зоны в процессе эксплуатации ?

Глава О

Энергетическая характеристика залежей нефти и газа

6.1. Пластовое давление

Энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов создаются напором краевой и подошвенной воды, газа газовой шапки, давления растворенного в нефти газа, упругостью пласта

-132-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ижидкости, силой тяжести. Перечисленные силы обычно проявляются в различных комбинациях друг с другом. Об энергетических ресурсах той или иной залежи судят по величине начального пластового давления. Пластовое давление - это внутреннее давление, возникающее в поровом пространстве пород и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газоносных пластов. Пластовое давление может проявляться в скважинах, других горных выработках, в естественных источниках и т.д.

Наличие пластового давления, являющегося движущей силой нефти, газа в пласте - это одна из важнейших особенностей нефтяных

игазовых месторождений, принципиально отличающая их от скоплений других полезных ископаемых.

Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей. Перепад давления в пласте является той силой, которая продвигает нефть и газ по пласту к забоям скважин.

Впрактике разработки нефтяных и газовых месторождений начальное пластовое давление обычно принимают равным гидростатическому (это давление столба жидкости высотой, равной глубине залегания пласта). Многочисленные примеры величин начального пластового давления в нашей стране и за рубежом показали, что оно увеличивается с глубиной на 0,8-0,12 МПа через каждые 10 м, а в среднем - 0,1 МПа на 10 м, что соответствует гидростатическому давлению, т.е. давлению столба пресной воды плотностью 1 г/см3 высотой от изучаемого пласта до устья скважины.

К природным факторам, определяющим состояние и величину пластового давления в данном резервуаре, относятся: 1) горное

давление; 2) гидростатическое давление; 3) сообщение между пластами; 4) химическое взаимодействие пластовых вод и пород.

Горное давление , В нефтегазодобывающей промышленности с необходимостью учета горного давления впервые встретились при бурении и креплении скважин, а позже при решении вопросов

весом лежащей выше толщи горных пород. Величина его зависит от толщины и плотности вышезалегающих горных пород. Оно передается породами, а внутри породы - зернами, т.е. скелетом породы. Геостатическому Давлению противодействует внутреннее пластовое давление, которое передается пластовой жидкостью. Механизм передачи геостатического давления и распределение его между скелетом

-133-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

породы и жидкостью выяснен пока недостаточно. Геотектоническое давление - это давление, возникающее за счет напряжений, образующихся в пластах в результате тектонических процессов, их деформации. Однако до сих пор не изучено, какая часть этого давления передается на жидкость и газы, насыщающие пласты, т.е. повышает в них давление, а какая часть идет на деформацию пластов.

Гидростатическое давление - это давление в пласте-коллекторе, создаваемое в результате гидростатической нагрузки пластовых вод, перемещающихся в сторону регионального погружения пласта и возрастающее пропорционально глубине (градиент давления около 0,01 МПа на 1 м глубины). Величина гидростатического давления в данной точке зависит также от способности породы передавать давление. Например, кварцевые пески и песчаники, имеющие высокую проницаемость, хорошо передают давление. Гидростатическое давление определяет потенциальную энергию напора контурных вод пласта, в котором пластовые жидкости находятся в состоянии покоя. Вероятно, гидростатическое давление уравновешивает геостатическое и определяется следующим соотношением:

Ргид 0,в геостат •

гр' Рт

В процессе разработки пластовое давление снижается; в то же время увеличивается доля геостатического давления, за счет чего уменьшается объем перового пространства и соответственно понижаются пористость, проницаемость пород. За счет этого фактора возможны проседания земной поверхности, локальные землетрясения, особенно в районе газовых месторождений (например Газли; землетрясения в районе г.Нефтеюганска в Западной Сибири; проседание земной поверхности на площади 26 км на месторождении Уилмингтон, Калифорния).

Сообщение между пластами осуществляется за счет тектонических нарушений, стволов грязевых вулканов, иногда скважин. При перетоках из пластов с высоким пластовым давлением в пласты с низким давлением пластовое давление увеличивается в 1,5- 2 раза. Это одна из причин существования превышения пластового давления над гидростатическим (сверхгидростатическое пластовое давление). Оно проявляется на ряде нефтяных и газовых месторождений Азербайджана, Северного Кавказа, Средней Азии.

Химическое взаимодействие пластовых вод и горных пород. В

результате выщелачивания с.олей из горных пород их концентрация в глубинных пластовых водах возрастает, при этом

-134-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

объем перового пространства увеличивается, а величина пластового

пространства, локализует отдельные участки, пластовое давление при этом резко увеличивается.

В течение всей истории геологического развития осадочной толщи земной коры перечисленные факторы действовали непрерывно, однако с различной интенсивностью, постоянно меняющейся не только во времени, но и в пространстве. Преобладающее воздействие того или иного фактора определяет величину начального пластового давления месторождений, расположенных в различных геологических условиях.

Знание величины пластового давления, особенно в тех случаях, когда оно превышает гидростатическое (сверхгидростатическое пластовое давление), чрезвычайно важно для нормальной проводки скважин, проектирования и разработки нефтяных и газовых залежей. В настоящее время разработаны различные методы прогноза величин сверхгидростатических пластовых давлений. Некоторые из них (В.М.Добрынин, В.А.Серебряков) позволяют на основе промысловогеофизических исследований с достаточной точностью находить величину пластового давления до вскрытия продуктивного пласта.

В промысловой практике пластовое давление измеряют на забое скважины. При этом следует различать начальное, текущее, статическое и динамическое пластовое давление, забойное давление.

Начальное пластовое давление - давление, замеренное на забое первой скважины, вскрывшей продуктивный пласт.

Текущее пластовое давление - это давление в залежи на определенную дату.

Статическое пластовое давление - это давление в залежи, когда в ней устанавливается статическое равновесие. Обычно это происходит до начала разработки залежи, либо в процессе разработки, когда все скважины работают на одном и том же режиме.

Динамическое пластовое давление - давление в залежи, когда в ней в процессе разработки отсутствует состояние покоя.

Забойное давление - давление на забое работающей скважины. Депрессия - разница между пластовым и забойным давлениями. Статический уровень - максимальный уровень при остановке

скважины, соответствующий внутреннему пластовому давлению в залежи.

-135-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Динамический уровень - уровень при работе скважины. В скважинах, вскрывших продуктивный пласт на различных отметках, величины пластовых давлений будут различными еще до начала разработки залежи. Поэтому при подсчете запасов, проектировании и анализе разработки, при гидродинамических расчетах пользуются приведенными давлениями, отнесенными к некоторой условной поверхности. Обычно за такую поверхность принимают начальное положение ВНК или ГВК. Для нефтяных скважин приведенные пластовые давления рассчитывают по формуле:

„ _ _ .(нwшiI{)Pн_ Рн.пр ~ Рн • ———.„—

—— •

где р^ - фактическое пластовое давление в нефтяной скважине, Мпа; йднк - абсолютная отметка поверхности начального водонефтяного контакта, м; Н - абсолютная отметка в точке замера пластового давления в скважине, м; рц,- плотность

нефти, кг/м3.

Данные о приведенном к ВНК пластовом давлении по отдельным скважинам используют для построения карт пластовых давлений (карт изобар). Эти карты строят на определенные даты, причем для их построения необходимо иметь достаточное количество одновременных замеров пластовых давлений по всей площади залежи. Под одновременными следует понимать замеры, сделанные в течение нескольких суток. Карты изобар строят путем линейной интерполяции значений пластовых давлений между точками скважин.

Карты изобар используют для контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей, по ним рассчитывают значения среднего взвешенного пластового давления по залежи в целом (в пределах внешнего контура нефтеносности), по зонам отбора (включаются точки скважин, по которым производится отбор нефти и газа) или по блокам разработки. Основная задача изучения карт изобар - определение режима работы залежи, т.е. изменения пластового давления в связи с отбором жидкости, газа, пластовой воды, воздействием на пласт, с учетом геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов по площади залежи.

Кроме карты изобар строят карты разницы пластовых давлений. При этом берут разницу в пластовых давлениях в скважине на последнюю и предыдущую даты. Анализ таких карт позволяет установить различные экраны между нагнетательными и добывающими скважинами, определить эффективность закачки воды, например, при законтурном заводнении.

-136-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6.2. Пластовая температура

Изучение изменения пластовой температуры необходимо для изучения свойств пластовых флюидов, подсчета запасов нефти и газа, проектирования и осуществления разработки продуктивного пласта, установления режима его работы, динамики пластовых вод, для исследования теплового поля земной коры, а также для решения различных технических задач, связанных с цементированием скважин и их перфорацией.

Многочисленные исследования в СНГ и за его пределами показали, что с увеличением глубины температура недр повышается. Было отмечено также, что в различных районах земного шара скорости возрастания температуры с глубиной различны. Так, в Грозненском нефтеносном районе температура увеличивается на 1°С при погружении на 8-12 м, в Апшеронском - на 21-37 м, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции - на 80100 м и т.п. В среднем для верхних слоев земной коры (10-20 км) температура повышается на 1° С с погружением на 33 м.

Вгеосинклинальных областях температуры нарастают быстрее, чем на платформенных; на молодых платформах - быстрее, чем на древних.

Температуру можно замерять как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. Перед замером скважину надо закрыть на 20-25 сут. для того, чтобы в ней установился естественный температурный режим, нарушенный бурением или эксплуатацией. Однако чаще всего замеры делают по истечении 4-6 ч после остановки скважины. При бурении температуру определяют обычно в скважинах, временно остановленных по техническим причинам.

Вдобывающих (действующих) насосных скважинах

получения надежных данных по другим интервалам скважину

используют бездействующие или временно законсервированные

газопроявления и связанное с ними возможное понижение естественной температуры.

-137-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6.3. Режимы нефтяных и газовых залежей

6.3.1. Понятие о режимах работы нефтяных и газовых залежей

Режимом называется характер проявления преобладающего вида пластовой энергии, продвигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий и мероприятий по воздействию на пласт. О характере проявления того или иного режима судят по изменению во времени дебитов нефти и газа, пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению краевых и подошвенных вод.

Продвижение и вытеснение флюидов из залежи к забоям скважин происходит под действием природных сил, которые являются основными носителями пластовой энергии. Источники пластовой энергии в нефтяных и газовых залежах следующие:

1) напор краевых вод; 2) упругие силы нефти, газа, воды и породы; 3) расширение газа, растворенного в нефти; 4) давление сжатого газа

(газовые шапки нефтегазовых и газонефтяных залежей, газовые залежи); 5) сила тяжести; 6) закачка воды, газа, воздуха в процессе разработки нефтяных залежей. Проявление этих сил обусловливается характером подземного резервуара, этапом и формой залежи, коллекторскими свойствами, составом и соотношением флюидов в залежи, удаленностью залежи от области питания пластовых вод, условиями разработки залежей.

На каждом этапе разработки добыча нефти и газа производится под преимущественным воздействием одного, а иногда и нескольких источников пластовой энергии. Продолжительность каждого этапа зависит от запасов пластовой энергии основного источника, а также от мероприятий по воздействию на пласт, направленных на сохранение затрачиваемой пластовой энергии Поэтому в процессе разработки залежи в зависимости от характера проявления источников пластовой энергии может проявляться последовательно и несколько режимов.

Взависимости от морфологии залежи, изменения литолого-

фациальных и коллекторских свойств в ее пределах одновременно в процессе разработки может отмечаться несколько режимов (например, на Ярино-Каменноложском месторождении Пермской области одновременно было два режима: упруговодонапорный и растворенного газа).

Названия режимам принято давать по характеру проявления основных источников пластовой энергии в определенный период

-138-