Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ



Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления . С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит сниже­ние пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим плас­товым давлением.Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой за­лежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пла­стового давления тесно связано с глубиной залегания плас­та — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может сни­жаться, на других — стабилизироваться, на третьих — воз­растать. Рост давления после некоторого периода его сниже­ния может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Вы­явление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встре­чает значительные трудности. Поэтому при контроле за энер­гетическим состоянием залежи обычно пользуются значения­ми приведенного пластового давления.

Как уже отмечалось в главе VII, приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчи­танное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение по­верхности приведения сохраняется постоянным до заверше­ния разработки.

Приведенное давление вычисляют по формуле

(XIII. 1)

где — замеренное в скважине пластовое давление; hnрасстояние между точкой замера и условной плоскостью; ρ — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер).

Поправку вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоско­сти, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с уче­том плотности пластовой воды. По всем остальным скважи­нам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в про­цессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластово­го давления в пределах залежи можно показать в виде схема­тического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соот­ветствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по лога­рифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давле­ние остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

 

Рис. 80. Схема приведения пластового давления по глубине:

1 — газ; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи; 5 — точка замера давления в скважине; h — рас­стояние от точки замера до условной плоскости

 


Рис. 81. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при естественном водонапорном режиме:

а — залежь; б — интервал перфорации. Давление: 1 — начальное пластовое (приведенное), 2 — в пласте возле первых, введенных в разработку скважин, 3 — приведенное динамическое пластовое (после ввода многих скважин); забойное давление; К — контур питания

 

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе назы­вают забойным давлением .

По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рис. 81, проходящая через эти точки, характеризует текущее пласто­вое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее плас­товое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.

Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае — при разрезании залежи на блоки) показан на рис. 82. Локальные воронки действующих нагне­тательных скважин обращены вершинами вверх.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15 — 20%, а иногда и более. Положение каждого разрешаю­щего ряда соответствует искусственному контуру питания.

Динамическое пластовое давление в различных частях за­лежи можно определить путем замера его в имеющихся от­дельных простаивающих скважинах и в специально останав­ливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в останов­ленной скважине давление будет соответствовать динамичес­кому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значения забойного давления в скважине определяют в пе­риод установившегося режима ее работы, пластового — по­сле продолжительной остановки скважин (от нескольких ча­сов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважи­ну к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забой­ное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую вос­становления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию. При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкрет­ных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

 


Рис. 82. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды.Скважины: 1 — нагнета­тельные, 2 — добывающие; части пласта: 3 — нефтенасыщенные, 4 — промытые водой; 5 — динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давле­ния); 6 — локальные во­ронки депрессии (репрес­сии): - начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давле­ние: в нагнета­тельной скважине, — в добывающей скважине



Рис. 83. Кривая восстановления даления в остановленной скважине:

а — добывающей; б — нагнетательной. Давление: — пластовое динами­ческое, — забойное

 

Динамическое пластовое давление залежи в целом освеща­ется замерами его в скважинах, останавливаемых в последо­вательности, обеспечивающей неизменность условий дрени­рования залежи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на иссле­дуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пластового давления за­лежи на определенную дату данные о нем должны быть полу­чены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.

КАРТЫ ИЗОБАР

 

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки зале­жи проводят с помощью карт изобар.

Картой изобарназывают нанесенную на план расположе­ния забоев скважин систему линий (изобар) с равными зна­чениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределе­ния динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квар­тала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях — при резкой пересеченнос­ти рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.

При построении карты используют данные о приведен­ном пластовом давлении. Для решения некоторых специаль­ных задач могут быть построены карты абсолютного (за­меренного у пласта) динамического пластового давления. При построении карты на установленную дату следует ис­пользовать замеры давления в скважинах, максимально при­ближенные во времени к этой дате. Однако на практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени — до одного-двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время. Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенден­ции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 84, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исхо­дя из общего диапазона значений давления в пределах зале­жи.

Карта изобар (рис. 85) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определен­ную дату по залежи (или отдельным ее частям). Среднее ди­намическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекра­щения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).

Среднее динамическое пластовое давление залежи опреде­ляют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.

Рис. 84. Схема приведения замеренных значений в скв. 1 и 2 к дате построения карты изобар:

1 — средние значения пластового давления по площади по последним картам изобар; 2 — значения пластового давления по площади, получен­ные по скважинам в последнем квартале; 3 — приведенные во времени значения пластового давления в скв. 1 и 2 (аналогично приводятся по всем другим скважинам)

 


 

Рис. 85. Карта изобар:

1 — внешний контур нефтеносности; скважины: 2 — добывающие, 3 — законтурные (пьезометрические); 4 — изобары, м; 5 — элемент залежи между соседними изобарами

Среднее взвешенное давление по площади находят по формуле

где — среднее арифметическое значение давления в преде­лах i-го элемента залежи между соседними изобарами; — площадь i-го элемента залежи, замеряемая по карте; - площадь залежи; п — количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

Для определения среднего взвешенного давления по объе­му залежи последовательно выполняют следующие опе­рации.

1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения и hi для элементов площади между отдельными изопахитами.

2. Строят карту равных значений произведения ph, где р — приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.

3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов , между соседними изолиниями и соот­ветствующие элементам площади средние значения (ph)i

4. Находят среднее значение по формуле

где V — нефте(газо)насыщенный объем залежи; п — количе­ство элементов площади с разными средними значениями ph; т — количество элементов площади залежи с разными сред­ними значениями hi.

По нефтяным залежам среднее пластовое давление опреде­ляют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и пер­вые десятки метров), как среднее взвешенное по объему — при большой средней толщине (многие десятки и сотни мет­ров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значитель­ная толщина продуктивных пластов, для них определяют сред­нее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.

Средние значения давления определяют не только для за­лежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдель­ных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, со­ставленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных техно­логических мероприятий по совершенствованию процесса разработки. Карты изобар молено использовать для прогно­зирования поведения давления и перемещения контуров неф­теносности.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.