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; h_n — расстояние 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 h_i 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 h_i.

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.

Поиск по сайту: