Меню

Как измерить давление пластового давление



Пластовое давление

Обычно прогноз пластового давления основан на предположении о том, что оно изменяется строго пропорционально глубине скважины, причем коэффициент пропорциональности называют часто коэффициентом (индексом) аномальности ka:

где rв плотность воды, кг/м 3 ,

lпл– глубина расположения пласта (в наклонно направленных скважинах вместо глубины по стволу берут вертикальную проекцию ствола на данной глубине.), м.

Тогда получается, что для определения пластового давления вполне достаточно знать только величину ka для различных интервалов бурения. Обычно принимают, что для некоторого интервала бурения ka величина постоянная. Однако то обстоятельство, что для всех интервалов бурения расчет пластового давления ведут с помощью формулы (1.1), представляющей собой уравнение прямой, исходящей их начала координат, означает, во-первых, что линии пластовых давлений являются отрезками прямых, а во-вторых, продолжения этих отрезков образуют лучи, исходящие из устья скважины.

На рис. 1 показаны четыре луча, соответствующие разным значениям индекса пластового давления ka . У луча 0а оно минимально, а у луча 0g – максимально. На глубине Lа изменяется индекс аномальности ka , и линия скачком переходит на другой луч и так далее. В результате образуется ломаная линия abcdefghi, включающая горизонтальные участки ab, cd, ef, hg. Известны случаи локального роста пластового давления на некотором интервале бурения (по сравнению с соседними пластами) с последующим возвратом на прежний (или близкий к прежнему) уровень давлений. На рис. 1. этому соответствует участок efghi.

Такой упрощенный, хотя и популярный в практике проектирования скважин, метод прогнозировании пластового давления привносит в расчеты значительные ошибки, особенно в верхних интервалах разреза и при расчетах давления для пластов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Но прежде чем перейти к обсуждению более точных методов прогнозирования пластовых давлений дадим определение понятия градиент пластового давления qпли сравним его с коэффициентом аномальности ka .

Величина qпл, в строгом смысле, характеризует изменение пластового давления в пределах некоторого интервала бурения или пласта, приходящееся на единицу длины (как правило, это 1 м) и вычисляется по формуле:

где pпл2 и pпл1 – пластовые давления соответственно на глубинах L2и L1 (например, в подошве и кровле пласта).

Если обнаружится, что для любых двух глубин в пределах данного интервала бурения (пласта) величина qпл постоянна (одна и та же), то это будет означать, что пластовое давление изменяется по линейному закону.

Но это совсем не означает, что продолжение прямой пройдет точно через устье скважины, как это имеет место на рис. 1. И здесь возможны варианты (рис. 2):

1. Участок 0′ a отражает изменение рпл в верхней части разреза, насыщенной пресными или маломинерализованными водами со статическим уровнем пластовой воды в скважине, как правило, ниже уровня земли («сухой» отрезок 0-0′). Предположим теперь, что каким-то образом удалось замерить пластовые давления в точках a’ и a. Вычисляя теперь по формуле (1.1) коэффициенты аномальности ka (при известных давлениях и глубинах), мы бы получили разные величины ka для указанных глубин (прямые 0а и 0а’ не совпадают). Но выше мы только что доказали, что наличие линейной связи между давлением и глубиной автоматически означает постоянство градиента давления. В этих условиях применение формулы (1.1) с коэффициентом ka, найденным по глубине La, приведет к завышению рпл для всех глубин, меньших La.

2. Если продолжение прямой линии пластового давления (прямая 0 с на рис. 2) проходит через устье скважины, то имеет место частный случай постоянства ka и qпл на всем интервале бурения. При этом расчеты по формуле (1.1) будут тоже точными.

3. Продолжение прямой пластовых давлений может пройти и выше устья (прямая 0″ е на рис. 2). Это может быть, например, в случае, когда высота области питания для данного водоносного горизонта находится намного выше того места, где бурится скважина (геологических причин формирования АВПД множество. Указанная причина — одна из возможных.). Расчет по формуле (1.1) будет отягощен ошибками, как и в случае 1, так как коэффициент аномальности, в отличие от градиента давления, будет переменным по длине интервала бурения.

4. Продуктивная толща газовых месторождений и некоторых, например, Прикаспийских, имеют большую протяженность (несколько сотен метров), и отдельные проницаемые участки (коллектора) имеют между собой гидродинамическую связь в вертикальном направлении. Такие залежи месторождений называют массивными. Пластовое давление в пределах продуктивных пластов распределяется не пропорционально глубине, а в соответствии с плотностью флюида в пластовых условиях. В продуктивной части газового месторождения – в зависимости от плотности сжатого газа, в нефтяных – от плотности нефти в пластовых условиях. На рис. 2 прямая fg иллюстрирует распределение давления в газовой залежи. Считается, что в подошве залежи давление близко к давлению в водоносных пластах на соответствующей глубине, зато в кровле оно существенно больше «нормального» и воспринимается как АВПД. Для таких случаев прогнозный расчет по формуле (1.1) в принципе возможен только для подошвы залежи. Что касается давления в кровле, то оно определяется по формулам (соответственно для газа и нефти):

где pпд и pкр – пластовое давление в подошве и в кровле пласта;

bг — относительная сжимаемость природного газа;

rн— плотность нефти в пластовых условиях;

Lпд и Lкр — глубины расположения подошвы и кровли пласта соответственно.

Для многопластовых месторождений нефти, когда каждый нефтеносный пласт может рассматриваться как самостоятельная залежь малой мощности (единицы метров) с собственным водонефтяным контактом, в пределах нефтеносной части распределение тоже будет по закону, описанному формулой (1.4). Однако, в связи с малой мощностью пластов, описанным эффектом аномальности в кровле пренебрегают, и пластовые давления определяют либо по формуле (1.1), либо через градиент давления qпл, если известно давление для одной из глубин в пределах рассматриваемого интервала бурения.

На линии пластовых давлений выделяются горизонтальные площадки, что свидетельствует о скачкообразном изменении пластового давления при достижении определенных глубин. Если подходить формально, то получается, что в одной точке пласта существуют два давления, что абсурдно. Все дело в том, что в реалии переход от одного давления к другому происходит не сразу, а на некотором, относительно коротком (в несколько метров) интервале. Вследствие малости интервала переход на новое давление показывают в виде ступенек.

Существует еще один способ оценки пластового давления и его изменения, суть которого сводится к определению эквивалентной плотности жидкости, которая, находясь (условно) в скважине от рассматриваемой точки пласта на глубине Li до устья, создает гидростатическое давление, численно равное пластовому на данной глубине:

Понятие «эквивалентная плотность» применяется не только к пластовому давлению, но используется и для описания всех других давлений, представленных в ТПД: гидростатического, давления гидроразрыва и горного. Вычисляются они по формуле (1.5) с заменой числителя на значения соответствующих давлений.

А теперь сравним размерности и величины параметров ka , qпл , rэкв , которые служат исключительно для оценки уровня давлений и их изменения с глубиной скважины.

Из формулы (1.1) следует, что коэффициент ka — величина безразмерная. Он призван показать, во сколько раз пластовое давление превышает давление столба воды на той же глубине в предположении, что скважина полностью ею заполнена (условно, конечно). Нередко величина ka превышает 1,8, что требует применения утяжеленных растворов соответствующей плотности.

Предположим, что в кровле пласта на глубине 2000 м пластовое давление оказалось равным 21,6 МПа, а в подошве, на глубине 2500 м – 27 МПа.

— коэффициент аномальности ka = 21,6*10 6 / (1000*9,81*2000)=1,1 (на глубине 2000 м),

— коэффициент аномальности ka = 27*10 6 / (1000*9,81*2500)=1,1 (на глубине 2500 м),

— градиент пластового давления в интервале 2000-2500 м:
qпл = (27-21,6)/ (2500-2000) = 0,0108 МПа/м,

— эквивалентная плотность по пластовому давлению на глубине 2500 м:
rэкв = 27*10 6 / (9,81*2500) = 1100 кг/м 3 .

По величинам ka иrэкв можно заключить, что пластовые давления в указанном интервале на 10 % превышают давление воды с плотностью 1000 кг/м 3 .

Приближенный, но весьма распространенный метод прогнозирования пластового давления, предполагает использование формулы (1.1).

Более строгий метод расчета пластового давления предусматривает точное знание давления на одной из глубин в пределах пласта (интервала бурения), например, прямым измерением глубинными манометрами, и расчет давления для других глубин с использованием величины градиента давления(По определению пластовое давление – фактор природный, и его величина в принципе не может зависеть от человека. Однако бывает пластовое давление «рукотворным». Например, в результате добычи нефти имеет место уменьшение давления в продуктивных пластах. При закачке в пласт жидкости или газа для восстановления пластовой энергии оно, наоборот, увеличивается и может превысить первоначальное давление. ).

Изменение пластового давления в зависимости от глубины можно отобразить с помощью графика «глубина — эквивалентная плотность».

Читайте также:  Измерение уровня солнечного света

Источник

Определение пластового давления

Пластовое давление ‑ это давление флюидов против середины перфорированного интервала в длительно простаивающих скважинах и в скважинах действующих, но остановленных на период стабилизации забойного давления. Оно определяется:

1) путем прямых измерений глубинными манометрами;

2) путем пересчета с помощью формул по величине устьевого статического давления;

3) по глубине статического уровня;

4) по величине дроссельной тепловой аномалии работающих пластов.

Различают начальное и текущее пластовые давления. Начальное пластовое давление определяют до начала интенсивной разработки, когда не нарушены начальные термодинамические условия пласта из скважин, не было существенного отбора флюидов. Текущее пластовое давление определяют на определенную дату разработки залежи.

Забойное давление ‑ это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. Его определяют:

1) прямым измерением глубинными манометрами на забое всех видов скважин, оборудованных для спуска глубинных приборов через затрубное пространство;

2) измерением глубины динамического уровня;

3) измерением давлений на устье скважин.

В добывающих скважинах рзаб рпл. Основным требованием к определению забойного давления является обеспечение замеров при установившемся режиме работы скважин.

В чисто газовых скважинах пластовое давление рГ не определяют прямыми замерами, а рассчитывают в соответствии с величиной устьевого давления ρу и относительной плотности газа по воздуху δГ по барометрической формуле

,

где Нп ‑ глубина средней точки интервала перфорации; zср ‑ средний коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре Тср в стволе скважины.

В газовых скважинах со столбом жидкости на забое пластовое давление определяют по соотношению

,

где ρг ‑ давление газа на глубине статического уровня, рассчитываемое по формуле, МПа; Нст ‑ глубина статического уровня, м; δЖ ‑ средняя плотность жидкости в интервале глубин от Нп до Нст.

Наличие сведений о давлениях в отдельных пластах, разрабатываемых совместно, позволяет устанавливать интервалы повышенного воздействия на них закачиваемых вод и тем самым прогнозировать опережающее обводнение этих интервалов.

Особого подхода требуют исследования малодебитных фонтанирующих скважин (до 40 м 3 /сут). По режиму работы их можно разделить на работающие стационарно и периодически (в пульсирующем режиме). В первом случае исследования проводят обычным способом с дополнительным контролем постоянства режима дистанционным манометром. Периодически фонтанирующие скважины должны исследоваться по специальной методике, базирующейся на предварительном изучении режима их работы. Изучение проводится в три цикла.

Первый цикл (в закрытой скважине) предусматривает определение положения забоя, интервала перфорации, башмака насосно-комнрессорных труб, нефтеводораздела и получение фоновых кривых температуры и давления.

Второй цикл включает регистрацию давления и притока при пуске скважины в работу. Комплексный прибор, имеющий датчики расхода и давления, помещают над объектом и снимают их показания по времени после пуска скважины в работу до прекращения ее работы. После этого скважину закрывают для восстановления забойного давления.

Третий цикл исследований проводится после следующего пуска скважины в работу в период стабильного дебита. Регистрируются диаграммы расходометрии и барометрии, затем ‑ индикации притока и состава жидкости, термометрии. Обработка результатов исследований при стабильном режиме работы скважины проводится в обычном порядке.

Пластовые давления в эксплуатируемой многопластовой залежи в каждом отдельном пласте определяют по результатам комплексных исследований расходометрией и забойным манометром, проведенных на разных установившихся режимах работы скважины. Режим работы скважины изменяют путем смены штуцера, который создает разное давление на забое или депрессию. Одновременно с измерением забойного давления в установившемся режиме работы скважины проводят определение профилей притока или приемистости над всеми пластами и каждым из них в отдельности. По результатам этих исследований строят графики зависимости дебита (расхода) пласта Q от величины забойного давления ρзаб – индикаторные диаграммы (рис. 22).

Рис. 22. Индикаторные диаграммы, полученные при исследовании многопластового объекта:

1-3 индикаторные диаграммы для трех отдельных пластов, 4 суммарная индикаторная диаграмма;

суммарное давление ρ4 =16,2 МПа

Начальный участок индикаторной линии на графике Q =f(ρзаб) часто близок к линейному. Экстраполируя индикаторные линии до нулевого дебита (Q = 0), т.е. до пересечения с осью абсцисс, получают величину пластового давления для каждого пласта в отдельности. Если давления в пластах получают различные, то это указывает на перетоки жидкости между ними в начальный период. Перетоки могут быть продолжительными, если в окружающих скважинах отбор ведется из одного пласта, а закачка — в другой пласт.

Из рис. 22 видно, что индикаторные линии, снятые на четырех режимах работы скважины, имеют линейный вид, что свидетельствует об установившихся режимах их работы. Пластовое давление, определенное по суммарной кривой 4 для всех трех пластов, оказалось меньше пластового давления, найденного по диаграмме для нижнего пласта (кривая 3). Следовательно, в закрытой скважине вероятен переток из нижнего пла­ста в верхние. Для установления перетока расходомер необходимо поместить между пластами и после закрытия скважины снять кривую изменения дебита во времени.

Результаты измерения пластового давления могут использоваться как для построения карт изобар на определенную дату, так и при интерпретации материалов других методов исследования скважин.

1. Какими способами можно измерить пластовое давление?

2. Какими способами измеряется забойное давление?

3. Какие задачи решаются по данным измерения давления?

Источник

Контроль пластового давления и температуры при разработке залежей

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рплтек.

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рплтек.

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.

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 Рпл.пр. вычисляют по формуле:

где Рпл.з — замеренное в скважине пластовое давление; h- расстояние между точкой замера и условной плоскостью; r — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g — ускорение свободного падения

Поправку rgh 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 скважине 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 скважине 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скважине 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

Читайте также:  Определить действительное значение измеренного сопротивления записать результаты измерения

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.

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

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 некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (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); Р пл.нач — начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давление: Р заб.д — в нагнетательной скважине, Р заб.наг. — в добывающей скважине

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.

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.

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

Картой изобар называют 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.

На практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени — до 1-2 месяцев, 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 85 Карта изобар

1- внешний контур нефтеносности; 2 — добывающие скважины; 3 — законтурные (пъезометрические); 4 — изобары, атм; 5- элемент залежи между соседними изобарами

Среднее взвешенное давление по площади находят по формуле

где pi — среднее арифметическое значение давления в пределах i-го элемента залежи между соседними изобарами; fi — площадь i-го элемента залежи, замеряемая по карте; F -площадь залежи; n — 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 пластаh и по ней определяют значения fi, 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 s, между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)i

4. Находят среднее значение по формуле

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

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).

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 можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.

Перепады давления в пласте при добыче нефти и газа. комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов

Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления — общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины.

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины DРскв.д, применительно к нагнетательной скважине -репрессией на забое скважины DРскв.д. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют терминперепад давления в скважине.

Читайте также:  Что означают вторые цифры при измерении давления у человека

В добывающей скважине забойное давление DРзаб.д
меньше текущего пластового давления DРпл.тек
величину депрессии, в нагнетательной скважине DРзаб.н больше DРпл.тек
на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости qж и приемистостью W:

Здесь К’ и К- коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 MПа и в (м3/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. Коэффициенты К’ и К. для одной и той же скважины обычно имеют разные значения.

Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента.

Дебит скважины по жидкости qж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:

где kпр — проницаемость пласта; h — толщина пласта; DРскв.д(н) =Рпл-Рзаб в добывающей (нагнетательной) скважине; Rк — радиус условного контура питания скважины: rпр — приведенный радиус скважины; и m,- соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины Rк принимают равным половине расстояния между скважинами.

Приведенный радиус скважины rпр — радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Соответственно : коэффициенты продуктивности и приемистости
представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис 86).

При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

рис 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:

q» — дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; Др — депрессия (репрессия) на забое скважины

По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K'(K»)остается постоянным в интервале исследованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.

На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях.

В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) К’ ( К) на 1 м работающей толщины пласта h:

Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.

Дебит газа qг в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P2пл — P2заб

где kпр — коэффициент проницаемости; h — эффективная толщина; Тст = 273 К; Тст
— (273 — tпл); Pат = 105
Па; m -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Rк — условный радиус контура питания; rпр — приведенный радиус скважины.

В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в координатах qг и (P2пл.тек — Р2заб)/ qг (рис 87). Уравнение индикаторной линии имеет вид

где А и В-
коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В).

Коэффициент А
численно равен значению (P2пл.тек — Р2заб)/ qг в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е.

По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов)оценивается основная фильтрационная характеристика пласта -коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Наиболее применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.

1. Коэффициент гидропроводности

где kпр — проницаемость пласта в районе исследуемой скважины; h -работающая толщина пласта; m — вязкость жидкости или газа. Размерность коэффициента м5/(Н×с).

Коэффициент e — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

2. Коэффициент проводимости

Размерность коэффициента м4/(Н×с): он характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

3. Коэффициент пьезопроводности

где kп — коэффициент пористости пласта; bж и bс — коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; kпbж — bс — коэффициент упругоемкости пласта b*.

Размерность коэффициента пьезопроводности м2/с.

Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).

Значения параметров пласта, необходимые для получения комплексных характеристик указанным путем, получают другими независимыми методами. Коэффициент проницаемости и комплексные характеристики пласта можно определить с помощью других гидрогазодинамических методов исследования скважин и пластов

Основными источниками пластовой энергии являются: напор краевой и подошвенной вод, давление газа газовой шапки и растворенного газа в нефти после его выделения из раствора, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его флюидов (нефти, воды, газа). Эти силы проявляются совместно или раздельно.
Таким образом энергетические ресурсы пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем оно выше, тем полнее может быть использована залежь нефти.
В процессе эксплуатации для рационального использования энергии пласта необходим постоянный контроль распределения пластового давления в залежи.

Осуществляется это путем систематических замеров забойных и пластовых давлений и построением карт изобар.

Изобара — это линия, соединяющая точки с одинаковыми значениями пластовых давлений, приведенных к условной уровенной поверхности.

Под забойным давлением понимается давление на забое скважины, которое замеряется во время установившейся работы скважины.

Ему соответствует динамический уровень в скважине.

Под пластовым давлением понимают давление в пласте между скважинами, установившееся во время работы всех скважин.

Это давление берется за основу при вычислении коэффициента продуктивности скважины и проницаемости пласта, а также используется при анализе разработки месторождения и в гидродинамических расчетах.

Значения Рпласт. в различных точках залежи неодинаковы.

Они меняются во времени и в процессе разработки.

За начальное пластовое давление принимают статистическое забойное давление 1й скважины, вскрывшей пласт, замеренное до отбора из пласта какого-нибудь значительного количества пластовой жидкости.

Эти единичные замеры, возможные лишь в определенных точках залежи не могут быть приняты для всей залежи в целом.

Поэтому для определения среднего Р пласт. , полученные замеры по первым скважинам пересчитывают на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности .

Когда размеры залежи значительны — желательно иметь данные о начальном Р пласт. по скважинам , расположенным в центральной ее части и замеры Р пласт. по каждой скважине , пробуренной в период пробной эксплуатации.

При извлечении из залежи нефти или газа Р пласт. падает и оказывается ниже начального ( в случае естественной разработки, без воздействия на пласт).

Поэтому, чтобы определить Р пласт. на любую дату определяют текущее пластовое давление, т.е. статистическое забойное давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в скважине, в которой после ее остановки установилось относительное статистическое давление.

Все другие скважины являются рабочими, в пласте не устанавливается относительное статистическое равновесие.

Поэтому в качестве текущего пластового давления замеряют динамическое пластовое давление.

Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовое давление в эксплуатационных скважинах.

Эти замеры производятся глубинными манометрами.

Их использование (когда измерение идет манометром по стволу скважины ) дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водонефтяной смеси.

При фонтанном или компрессорном способе эксплуатации, когда невозможно применять глубинный манометр, Р пласт. определяют по формулам расчетным путем.

Источник