Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Вода; 2 — нефть; 3 — газ; поверхности: 4 — пьезометрическая, 5 — земная; — давление на устье скважины






фрагмента инфильтрационной системы с приуроченной к ней газонефтяной залежью.

Область питания водонапорной системы расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе газонефтяной залежи 400 м, отметки ВНК — 700 м, ГНК — 400 м, кровли пласта в своде залежи — 300 м.

Проследим распределение начальных значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе за­лежи. Примем, что плотность пластовых вод, нефти и газа (в г/см3) соответственно равна: = 1,0, = 0,85, = 0,1 г/см3.

В водяной скв. 1 пьезометрическая высота = 600 м. Соответственно .

В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте = 900 м; = 900·1,0/102 = 8,82 МПа; < на 2,94 МПа, т.е. на величину, соответствующую разнице в глубинах залегания пласта в рассмотренных скважинах.

В нефтяной скв. 2 при той же абсолютной отметке залега­ния пласта, что и в скв. 1, пластовое давление тоже меньше, чем в скв. 4, но на иную величину, поскольку столб жидкос­ти, соответствующий разнице их глубин, состоит на 100 м из воды и на 200 м из нефти. Определяя пластовое давление в скв. 2, исходя из величины , получим = 8,82 — (100·1,0 + 200·0,85)/102 = 6,17 МПа, что на 0,29 МПа больше, чем в водяной скв. 1. Пьезометрическая высота в нефтяной скв. 2 составляет: h2 = 6,17 — 102/0,85 = 740 м, что на 140 м больше, чем в водяной скв. 1 при той же абсо­лютной отметке пласта. При значительной абсолютной от­метке устья скв. 2 пьезометрический уровень в ней находится на отметке 240 м.

Нефтяная скв. 2а с той же абсолютной отметкой пласта, что и скв. 2, но с меньшей отметкой устья (100 м) при таком же пластовом давлении будет фонтанировать, поскольку пье­зометрическая высота на 140 м выше устья скважины. Дав­ление на ее устье при герметизации = 140 • 0,85/102 = = 1,17 МПа.

Пластовое давление в газовой скв. 3 можно определить, исходя из : = 6,17 - (100·0,85 + 100·0,1)/102 = = 5,24 МПа. В скв. 3 в условиях насыщенности пласта водой пьезометрическая высота составила бы 400 м, а пластовое давление 3,92 МПа, т.е. пластовое давление газонасыщенной части пласта в своде структуры в рассматриваемом случае на 1,32 МПа больше, чем оно могло бы быть при заполнении резервуара водой.



Таким образом, уменьшение начального пластового давления от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта.

Особенно большое превышение значений фактических пьезометрических высот h и значений начального пластового давления над гидростатическими и имеется в сво­довых частях газовых залежей с большой высотой.

Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при = 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением .

В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за указанные ра­нее пределы 0,008 — 0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смеши­вать со сверхгидростатическим давлением.

О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует су­дить по значению давления в водоносной части пласта, непо­средственно у границ залежи, или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах за­лежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответ­ствующей средней отметке ВНК или ГВК (см. главу XIII).

Залежи с начальным пластовым давлением, отличаю­щимся от гидростатического.Начальное пластовое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей, вер­тикальный градиент которого выходит за пределы значений этого показателя, характерных для пластового давления, со­ответствующего гидростатическому, называется давлением, отличающимся от гидростатического. При gradp > 0,013 пла­стовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при gradp < 0,008 — меньшим гидростатического (МГПД).

Наличие в пластах-коллекторах СГПД можно объяснить тем, что на определенном этапе геологической истории ре­зервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью отто­ка. Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для элизионных водонапорных систем. В таких системах на­пор создается за счет выжимания вод из вмещающих пласты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геоста­тического давления, возрастающего в процессе осадконакопления (геостатические элизионные системы), или в результате геодинамического давления при тектонических напряжениях (геодинамические элизионные системы). Более распростране­ны геостатические системы (см. рис. 46).



В элизионной системе областью питания является наибо­лее погруженная часть пласта-коллектора. Отсюда вода, по­ступившая в нее, перемещается в направлении восстания пла­ста к областям разгрузки, когда имеется связь пласта-коллектора с земной поверхностью, или к границам распро­странения пласта-коллектора, если такой связи нет. В первом случае принято называть элизионные системы полузакрыты­ми, во втором — закрытыми. Вместе с водами, выжимаемы­ми из породы-коллектора, последним передается часть гео­статического давления. При этом пластовое давление повы­шается по сравнению с нормальным гидростатическим на величину :

(VII.8)

где

(VII.9)

- превышение количества поступающей в пласт-коллектор воды над количеством ее, удаляющимся в область разгрузки; — коэффициент сжимаемости воды; VBоб­щий объем воды в пласте-коллекторе.

С увеличением закрытости водонапорной системы и объ­емов выжимаемой в нее воды возрастает и СГПД при­ближается по величине к геостатическому давлению. СГПД наиболее характерно для пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород, в меж­солевых и подсолевых отложениях.

Образование СГПД связывают также с уплотнением по­род-коллекторов в результате цементации, с освобождением дополнительного объема воды при переходе монтмориллони­та в иллит, с тепловым расширением воды и другими про­цессами, протекающими в недрах земли. СГПД, являющееся следствием тектонических напряжений, может быть свойст­венно пластам-коллекторам в пределах локальных тектониче­ских СГПД или даже отдельных тектонических блоков.

СГПД характерно для районов с повышенной неотекто­нической активностью и соответственно с высокой скоростью осадкообразования — для Северного Кавказа, Азербай­джана, Средней Азии, Предкарпатья. В этих районах СГПД встречается и на малых глубинах. Градиент СГПД может до­стигать 0,017-0,025 МПа/м и более.

В пределах элизионных водонапорных систем давление в гипсометрически высоких частях залежей нефти и газа, так же как и в пределах инфильтрационных систем, несколько повышено за счет избыточного давления.

Пластовое давление, меньшее гидростатического, т.е. с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м встречается относительно редко. Наличие в пластах-коллекторах МГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе гео­логической истории создавались условия, приводящие к де­фициту пластовой воды в резервуаре. Одним из таких усло­вий может быть увеличение пористости, например при вы­щелачивании или перекристаллизации пород. Возможно так­же уменьшение объема жидкости, насыщающей пустотное пространство, например вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тек­тонических движениях на меньшие глубины.

Роль начального пластового давления.Начальное пласто­вое давление залежи во многом определяет природную энер­гетическую характеристику залежи, выбор и реализацию си­стемы ее разработки, закономерности изменения параметров залежи при ее эксплуатации, особенности годовой добычи нефти и газа.

Начальное пластовое давление в значительной мере опре­деляет природное фазовое состояние УВ в недрах и, следова­тельно, также обусловливает определение рациональных ус­ловий разработки.

Значение начального пластового давления залежи необхо­димо учитывать при оценке по керну значений пористости и проницаемости пластов в их естественном залегании. Ука­занные параметры, определенные по керну в поверхностных условиях, могут быть существенно завышены, что приведет к неправильному определению емкости резервуара и запасов УВ.

Знание значения начального пластового давления залежей и всех вышележащих пластов-коллекторов необходимо при обосновании технологии бурения и конструкции скважин. При этом следует исходить из двух основных требований: обеспечения нормальной проходки ствола скважины (без по­глощений промывочной жидкости, выбросов, обвалов, при­хватов труб) и повышения степени совершенства вскрытия пластов (минимального "загрязнения" продуктивных пластов промывочной жидкостью), т.е. предотвращения снижения производительности пласта по сравнению с его природными возможностями.

Природа пластового давления в залежи в значительной ме­ре предопределяет изменение пластового давления в процессе разработки. Соответствие пластового давления гидростатиче­скому может служить показателем приуроченности залежи к инфильтрационной водонапорной системе. В этих условиях можно ожидать, что в процессе разработки залежи пласто­вое давление будет снижаться относительно замедленно. СГПД1 свидетельствует о замкнутости элизионной водона­порной системы. Снижение пластового давления в залежах с СГПД происходит быстрее, темпы его падения возрастают с уменьшением размеров водонапорных систем. Таким обра­зом, по значению начального пластового давления можно прогнозировать закономерности падения пластового давления в залежи при ее разработке, что позволяет обоснованно ре­шать вопросы о целесообразности применения методов ис­кусственного воздействия на пласты и о времени начала воз­действия.

При составлении первого проектного документа на разра­ботку значение начального пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разра­ботки залежи.

1 Соответствие пластового давления гидростатическому может отличать­ся и в древних элизионных системах, СГПД которых постепенно расфор­мировалось.






Date: 2015-04-23; view: 637; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2019 year. (0.028 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию