Пластовая температура и давление

Понятие о пластовом давлении. Пластовое давление определяет состояние жидкости, а также тот запас естественной энергии, в результате использования которого пластовые жидкости извлекаются на поверхность. Значения его в различных точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются также во времени и в процессе разработки.

жидкость энергия скважина нефтяной пласт

Пластовые давления

Основными источниками энергии в пластах являются: напор краевой воды, подошвенной воды, газа газовой шапки, давление растворенного газа в нефти в момент выделения газа из раствора, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его нефти, воды и газа. Эти силы могут проявляться раздельно или совместно. Таким образом, энергетические ресурсы нефтеносного пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем выше давление, тем больше при прочих равных условиях запасы энергии и тем полнее может быть использована залежь нефти.

Значительное снижение пластового давления в процессе разработки нефтяной залежи при наличии в ней еще больших остаточных запасов нефти указывает на быстрое истощение пластовой энергии. Это приводит к большому недобору нефти, которая из-за отсутствия энергии не способна двигаться по пласту к забоям скважин.

Для осуществления рациональной системы разработки необходимы систематическое изучение характера и динамики изменения пластового давления и его регулирование в целях наилучшего использования энергии пласта.

Систематическое изучение пластового давления имеет большое практическое значение, так как эксплуатационная и гидродинамическая характеристики пласта и содержащихся в нем жидкостей и газов в значительной мере зависят от изменения пластового давлений.

Многочисленные замеры начального пластового давления в нефтяных месторождениях Советского Союза и за рубежом показали, что пластовое давление увеличивается с глубиной, подчиняясь определенной закономерности; оно изменяется в пределах 0,8—1,2 кГ/см 2 на каждые 10 м глубины (от Н/12 до Н/8, где Н — глубина скважины в м) и в среднем составляет 1 кГ/см2 на 10 м (Н/10), что соответствует гидростатическому давлению воды.

Таким образом, величина пластового давления в большинстве нефтяных месторождений находится в прямой зависимости от глубины залегания пластов и обычно не превышает давления столба воды, соответствующего глубине вскрытия пласта.

3 стр., 1296 слов

Источники пластовой энергии. Силы, действующие в пласте

... пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны. Запасы пластовой энергии ... поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик ...

Однако имеются нефтяные месторождения в Азербайджане, Туркмении, Западной Украине, на Северном Кавказе и в ряде других районов СССР и зарубежных стран, где установлено пластовое давление значительно выше гидростатического давления. В Азербаиджане основными причинами аномально высоких пластовых давлений, по данным В. С. Мелик-Пашаева, специфическое строение грязевулканических структур и наличие в продольных нарушениях, проходящих в осевых частях складок, огромных масс жидкой сопочной грязи, имеющей плотность около 2.

Повышение пластового давления по сравнению с гидростатическим в ряде случаев может быть вызвано тектоническими силами, приведшими к росту складок после формирования залежей и в связи с этим к уменьшению глубины залегания нефтеносных пластов, сохранивших первоначальное пластовое давление.

Аномально повышенное давление может явиться также следствием связи данного пласта по тектоническим трещинам с нижележащим газоносным пластом, обладающим высоким пластовым давлением. Наконец, аномально высокое пластовое давление может быть вызвано большой высотой газовой залежи, так как давление во всей залежи определяется в основном величиной пластового давления в зоне контакта газ — вода. Если, например, газо-водяной контакт залегает на глубине 1500 м и наивысшая точка газоносного пласта расположена на глубине 1000 м, то в сводовой части залежи пластовое давление будет превышать гидростатическое в 1,5 раза. Пример распределения давлений в газо-нефтяной залежи с высоким этажом нефтегазоносности. Здесь мы имеем на глубине 2000 м (водо-нефтяной контакт) давление 200 кГ/см2

Появление аномально высоких пластовых давлений вызывает осложнения в бурении и затрудняет разведку нефтяных и газовых месторождений. Для предотвращения проявления высоконапорных горизонтов при бурении в пределах подобных структур требуется применение утяжеленных растворов. Между тем применение утяжеленных растворов вызывает нежелательные последствия — затрудняется создание сплошного цементного кольца в затрубном пространстве, что способствует прорыву вод. Кроме того, проникая в поры пласта, утяжеленный глинистый раствор создает исключительно неблагоприятные условия для испытания нефтеносных и газоносных пластов, так как в этом случае приходится создавать значительные депрессии в скважинах, что в ряде случаев может привести к слому эксплуатационной колонны. Поэтому бурение скважин на месторождениях, характеризующихся избыточным пластовым давлением, необходимо производить под давлением, однако этот прогрессивный метод проходки скважин, к сожалению, пока остается неразработанным. Для более успешного преодоления в процессе разведки затруднений, связанных с аномально высоким пластовым давлением, следует изучать причины, вызывающие повышенное давление.

Понятие о пластовом давлении. Пластовое давление определяет состояние жидкости, а также тот запас естественной энергии, в результате использования которого пластовые жидкости извлекаются на поверхность. Значения его в различных точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются также во времени и в процессе разработки.

Виды давлений

статическое забойное

За начальное пластовое давление обычно принимается статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт замеренное до нарушения статического равновесия т е до отбора из пласта сколько-нибудь значительного количества пластовой жидкости. Естественно, что этот один или несколько замеров характеризуют начальное пластовое давление лишь в определенных точках пласта и не могут быть приняты для залежи в целом. Для определения среднего начального пластового давления полученные замеры по первой скважине (или по первым скважинам) должны быть пересчитаны на среднюю точку объема залежи на середину этажа нефтеносности, или приведены к поверхности начального водо-нефтяного контакта. В случае значительных размеров залежи желательно иметь данные о начальном пластовом давлении по скважинам, расположенным в центральной ее части, а также замеры пластовых давлений по каждой скважине, пробуренной в период пробной эксплуатации.

10 стр., 4663 слов

Природные режимы нефтегазоносных залежей

... режима — значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии. Водонапорный режим ...

По мере извлечения из залежи нефти или газа пластовое давление падает и в любой последующий момент окажется ниже начального (имеется в виду естественный процесс разработки, без применения мер по воздействию на пласт).

Для характеристики пластового давления на любую дату обычно определяют текущее пластовое давление, под которым понимается статическое забойное давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в скважине, в которой после ее остановки установилось относительное статическое равновесие. При этом, поскольку все другие скважины: работают и в пласте не установилось абсолютного статического равновесия, в качестве текущего пластового давления замеряется по существу динамическое пластовое давление. Для определения статического текущего пластового давления требуется одновременная остановка всех скважин для замеров забойных давлений, чего практически никогда не бывает.

По отдельному замеру начального давления без соответствующих расчетов невозможно получить значение среднего начального пластового давления. Точно так же и по отдельным замерам текущего давления без соответствующей обработки данных нельзя судить о среднем текущем пластовом давлении. Среднее текущее пластовое давление представляет собой осредненное давление, определенное на основании ряда отдельных замеров статических забойных давлений, приведенных к одной дате.

Аналогично среднему начальному пластовому давлению среднее текущее пластовое давление должно быть отнесено к определенной поверхности, объему или площади, ограниченной известным и четким контуром. Часто за границу площади, в пределах которой определяется среднее начальное или среднее текущее пластовое давление, принимается линия, проходящая за пределами внешнего ряда эксплуатационных скважин на расстоянии, равном принятому расстоянию между скважинами. Эта площадь в практике разработки носит название зоны отбора. Таким образом:, рассчитанные в пределах этой площади пластовые давления характеризуют средние давления лишь в зоне отбора, что более важно для анализа разработки, чем для подсчета запасов. При подсчете запасов как объемным методом, так и методом материального баланса необходимо получение значений среднего начального и среднего текущего пластовых давлений в пределах площади, ограниченной начальным внешним контуром нефтеносности.

20 стр., 9557 слов

Анализ строения залежи нефти пласта П Лозового месторождения ...

... 26.03.98 г. «Построение постоянно действующих геолого-технологических компьютерных моделей нефтяных месторождений»). Курсовая работа по анализу строения месторождения позволит уточнить исходные составляющие геологической модели и ... лет на площади месторождения месторождения было пробурено 43 разведочные скважин, результаты которых позволили построить геологическую модель месторождения и провести ...

Замеры пластовых давлений. Для наблюдения за процессом раз работки пласта необходимо систематически замерять пластовые давления в эксплуатируемых скважинах. Эти замеры лучше всего производить глубинными манометрами. Существуют глубинные манометры двух типов: 1) максимальные и 2) регистрирующие с непрерывной записью показаний. На промыслах Советского Союза широко распространен регистрирующий глубинный манометр марки МГГ — 1. Измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водо-нефтяной, смеси. Это может оказать помощь при построении карт изобар.

В тех случаях, когда при фонтанном или компрессорном способе эксплуатации невозможно применить глубинный манометр, пластовые (забойные) давления определяют расчетным путем по формулам (приводимым в курсе «Эксплуатация нефтяных месторождений»), Эти формулы позволяют получить величины, приближающиеся к действительным пластовым давлениям.

При глубиннонасосной эксплуатации для определения забойных давлений расчетным путем используют данные о статических уровнях в скважинах. Уровни в скважинах (в затрубном пространстве) замеряют либо специальной желонкой, спускаемой при помохци лебедки Яковлева, либо эхолотом.

Таким образом, при данном гидростатическом напоре в пласте в различных точках структуры устанавливаются различные пластовые давления. Для сравнения их пользуются приведенными давлениями (или приведенными напорами), отнесенными к некоторой условной поверхности. При построении карт изобар (карт равных пластовых давлений) удобно за условную поверхность принимать уровень моря (или поверхность водо-нефтяного контакта), к которому следует приводить все давления по скважинам (об этом будет подробно сказано ниже).

При проектировании разработки и различных гидродинамических расчетах за условную поверхность принимают начальное положение водо-нефтяного контакта, к которому и приводят все давления по скважинам. Такие же расчеты делают и в дальнейшем по отношению к изменившемуся (текущему) положению водо-нефтяного контакта.

Для газовой залежи можно довольно точно определить положение газо-водяного контакта, имея данные о давлениях в скважинах, вскрывших газовую (скв. 1) и водяную (скв. 2) части пласта. Положе аффект в зависимости от свойств коллектора и насыщающих его жидкостей. Эти формулы действительны при наличии в залежах нефти и газа малоподвижной пластовой воды или при установившемся в пластах естественном движении пластовой воды от области питания к ооласти разгрузки. Совершенно очевидно, что данные формулы действительны лишь для начальной стадии разработки пласта и не могут быть применены в тех случаях, когда начальное равновесие в пласте нарушено разработкой или длительной пробной эксплуатацией залежи.

Точность установления контактов по расчетным данным зависит от точности определения давлений в скважинах в первую очередь манометрами. Определение контакта нефть — вода расчетным путем не может претендовать на такую точность, которая может быть достигнута при установлении контакта газ — нефть и особенно газ —

10 стр., 4548 слов

Курсовая работа бурение скважин на воду

... скважины; 3) углом наклона скважины; 4) азимутом скважины; 5) глубиной (рис. 1.2.). По направлению бурения скважины, форме ствола и их количеству скважины делятся на ... осадочных пород на больших глубинах под действием высоких давлений и температур.. Для бурения важны ... скважине и производство гидрогеологических исследований (замеры уровня воды в скважине, отборы проб воды, определение дебита скважины ...

вода по данным замеров давлений в скважинах газовой и водяной зон пласта.

Рис. 93. Смещение залежи нефти

При изучении распределения давления в нефтяных и газовых месторождениях, не затронутых еще разработкой, обнаружено, что начальное давление в различных частях месторождения неодинаково.

Различие в начальной величине давления вызывается региональным движением вод в пласте, причем наличие даже небольшого градиента давления приводит к нарушению горизонтальной плоскости контактов нефть — вода или газ — вода.

Наклон поверхности водо-нефтяного контакта весьма четко прослеживается в месторождениях девонской нефти западной Башкирии и юго-восточной Татарии: Туймазинском, Бавлинском, Ромашкинском; причем во всех месторождениях поверхность контакта наклонена с северо-востока на юго-запад, в сторону регионального движения вод. Наклонное положение контакта газ — вода отмечается по газовым — месторождениям Ставропольского края, Куйбышевской и Оренбургской областей.

Высоту смещения залежей в зависимости от перепада давления на пути потока можно определить, пользуясь уравнением гидростатического давления.

Заключение

Таким образом, величина пластового давления в большинстве нефтяных месторождений находится в прямой зависимости от глубины залегания пластов и обычно не превышает давления столба воды, соответствующего глубине вскрытия пласта.

статическое забойное