НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ

Пластовое давление - один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности про­дуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — во­да находятся в пустотах пластов-коллекторов.

Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта нач­нет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.

Аналогичный процесс — поступление в скважину нефти, газа - протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пла­ста. Следовательно, пластовое давление может быть опре­делено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт — скважина:

(VII. 1)

где h — высота столба жидкости, уравновешивающего плас­товое давление, м; ρ — плотность жидкости в скважине, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с². При практи­ческих расчетах давление определяют в МПа и формулу ис­пользуют в следующем виде:

(VII.2)

В этой формуле значение р принимается в г/см³.

Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соот­ветствующий пластовому давлению, называется пьезометри­ческим уровнем. Его положение фиксируется расстоянием от устья скважины или значением его абсолютной отметки.

Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.

Высоту столба жидкости h в (VII. 1) и (VII.2) в зависимости от решаемой задачи определяют по всем скважинам или как расстояние от пьезометрического уровня до середины плас­та-коллектора — такой столб жидкости h называют пьезо­метрической высотой, или как расстояние от пьезометричес­кого уровня до условно принятой для всех скважин горизон­тальной плоскости — этот столб жидкости h₂ = h₁ + z, где z — расстояние между серединой пласта и условной плоско­стью, называют пьезометрическим напором (рис. 44).

Давление, соответствующее пьезометрической высоте, на­зывают абсолютным пластовым давлением р_пл.а; давление, со­ответствующее пьезометрическому напору, — приведенным пластовым давлением р_пл.пр. Зная расстояние z и плотность

Рис. 44. Пьезометрические высота и напор в скважине:

1 - пласт-коллектор; 2 -пьезометрический уровень в скважине; О-О - услов­ная плоскость; h₁ - пьезометрическая высота; z — расстояние от середины пласта до условной плоскости; h2 — пьезометрический напор

жидкости в скважине ρ, при необходимости всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот):

(VII.3)

В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин, пробуренных в разных точках на водоносный пласт, обладающий давлением, могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. Это можно видеть на примере водонапорной системы, показанной на рис. 45. В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв. 1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скважины Н₁ до середины пласта и глубину пье­зометрического уровня h₁ от устья скважины, а также плот­ность воды ρ_в (она обычно больше единицы вследствие того, что пластовые воды минерализованы):

(VII.4)

В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометричес­кой поверхностью (рис. 45, скв. 2),

(VII.5)

Рис. 45. Схема инфильтрационной водонапорной системы:

1 — водонасыщенный пласт-коллектор; 2 — залежь нефти; 3 — пьезометри­ческая поверхность; 4 — земная поверхность; 5 — скважина со столбом пластовой воды, уравновешивающим начальное пластовое давление; 6 — направление движения жидкости; 7 — водоупорные породы

Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 45, скв. 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление р_у на их герметизированных устьях:

(VII.6)

где ; h₃ — превышение пьезометрического уровня над устьем скважины.

Для характеристики изменения пластового давления в во­донапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p, отражающим вели­чину изменения р_пл на 1 м глубины скважины:

(VII.7)

Из рис. 45 видно, что на величину grad p в различных скважинах заметное влияние оказывает разность абсолют­ных отметок пьезометрической поверхности и устьев сква­жин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезомет­рической поверхности, значения grad p меньше, а в скважи­нах, устья которых находятся ниже этой поверхности, зна­чения grad p больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической по­верхностью. Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более. Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.

Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Соответственно различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление. В настоящем разделе освещаются вопросы, связанные с на­чальным пластовым давлением (динамическое пластовое дав­ление рассмотрено в главе XIII).

Начальное (статическое) пластовое давление- это дав­ление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до на­чала извлечения из него жидкостей или газа. Значение на­чального пластового давления в залежи и за ее пределами оп­ределяется особенностями природной водонапорной систе­мы, к которой приурочена залежь, и местоположением за­лежи в этой системе.

Природной водонапорной системойназывают систему гид­родинамически сообщающихся между собой пластов-кол­лекторов и трещинных зон с заключенными в них напорны­ми водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения и общим механизмом непрерывного движе­ния подземных вод, т.е. единым генезисом напора. Изучению водонапорных систем посвящены исследования А.А. Карцева, С.Б. Вагина и других гидрогеологов.

В пределах каждой водонапорной системы могут быть вы­делены три основных элемента (см. рис. 45; рис. 46):

1. область питания — зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее дви­жение воды;

2. область стока — основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;

3. область разгрузки — части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых про­исходит разгрузка подземных вод.

Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационныеи элизионные,различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значе­ниями напора (см. следующие разделы настоящей главы). Соответственно залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

Рис. 46. Схема элизионной водонапорной системы.

Условные обозначения см. на рис. 45

В зависимости от степени соответствия начального плас­тового давления глубине залегания пластов-коллекторов вы­деляют две группы залежей УВ:

Ø залежи с начальным пластовым давлением, соответствую­щим гидростатическому давлению;

Ø залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

В геолого-промысловой практике принято называть зале­жи первого вида залежами с нормальным пластовым давле­нием, второго вида — залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления свя­зано с геологическими особенностями района и для рассмат­риваемых геологических условий является нормальным.

Залежи с начальным пластовым давлением, соответст­вующим гидростатическому.Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его региональ­ного погружения.

В водоносном пласте начальное пластовое давление счита­ют равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно со­ответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей (см. рис. 45).

Инфильтрационную систему отличают следующие особен­ности. Она является “открытой”, т.е. сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так и питания. Об­ласть питания системы расположена гипсометрически выше области разгрузки. Природный резервуар пополняется атмо­сферными и поверхностными водами. Движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в сторону регионального по­гружения пластов. Пьезометрическая поверхность системы условно (в предположении, что пласты содержат пресную воду плотностью 1 г/см³) представляется в виде наклонной плоскости, соединяющей области питания и разгрузки. Фак­тически вследствие изменчивости плотности пластовых вод в системе (обычно в пределах 1-1,25 г/см³) она имеет не­сколько более сложный характер.

За пределами залежей нефти и газа, т.е. в основной по площади водоносной части инфильтрационных систем, зна­чение вертикального градиента пластового давления обычно не выходит за пределы 0,008 — 0,013 МПа/м и в среднем со­ставляет около 0,01 МПа/м. Редкие исключения могут быть обусловлены весьма резким различием абсолютных отметок устьев скважин и пьезометрической поверхности.

В инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов-коллекторов. Его значения всегда намного ниже значений геостати­ческого давления, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород. Это иллюстрируется рис. 47. Инфильтрационные водонапорные системы наиболее характерны для древ­них платформ.

В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней превышают зна­чения этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина пре­вышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК. На рис. 48 приведена схема

.

Рис.47. График изменения пласто­вого давления с глубиной в инфильтрационной водонапорной си­стеме терригенных отложений де­вона Волго-Уральской нефтегазо­носной провинции (по Ю.П. Гаттенбергеру).

Давление: 1 — гидростатическое в различных точках системы; 2 — геостатическое

Рис. 48. Схема распределения пластового давления и пьезометриче­ских высот в районе расположения нефтегазовой залежи:

1 — 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; V_B — об­щий 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.

Поиск по сайту: