6 Продуктивная характеристика залежей и скважин 6.1 Термобарическая характеристика залежей углеводородов Одним из основных показателей, характеризующих статическое состояние залежи, является горное давление, которое делится на геостатическое и геотектоническое. Геостатическое давление – это давление на пласт, оказываемое весом лежащей выше толщи горных пород. Величина его зависит от толщины и плотности вышезалегающих горных пород. Геотектоническое давление – это давление, возникающее за счет напряжений, образующихся в результате тектонических процессов. Оно наиболее характерно для геосинклинальных областей. Таким образом, горное давление является следствием суммарного влияния геостатического и геотектонического давлений. Гидростатическое давление – это давление в пласте – коллекторе, создаваемое гидростатической нагрузкой пластовых вод. Оно характерно для инфильтрационных водонапорных систем и соответствует приблизительно 1 МПа (10 атм) на 100 м глубины. Давление в залежи, под которым в продуктивном пласте находится нефть, газ, вода до начала разработки, называется начальным пластовым давлением. Если вскрыть скважиной водоносный пласт – коллектор, то под действием пластового давления в скважину начнет поступать вода до тех пор, пока столб воды в скважине не уравновесит пластовое давление (принцип сообщающихся сосудов). То же самое происходит при вскрытии нефтенасыщенного пласта. Следовательно, величина пластового давления может быть определена по величине столба жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт – скважина. При практических расчетах для определения пластового давления используется формула: PПЛ = H ⋅γ , 102 где PПЛ - пластовое давление, МПа; 3 γ - плотность жидкости, т/м ; Н - высота столба жидкости над пластом, м. Установившийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называется статическим (пьезометрическим) уровнем. Он соответствует расстоянию от устья скважины до уровня жидкости. Измеряется в метрах. 62 Приведенное пластовое давление. Для сопоставления замеров пластового давления в различных скважинах, расположенных на отличающихся гипсометрических отметках, рассчитывается для каждой скважины приведенное пластовое давление, привязанное к единой абсолютной отметке (чаще к отметке ВНК, ГВК). Такой прием позволяет изучить распределение пластового давления в пределах залежи нефти (газа). Расчет приведенного давления производится по формуле: PПЛ . ПРИВ = H ⋅ γ ∆H ⋅ γ , ± 102 102 где Н - высота столба жидкости от статического уровня в скважине до интервала вскрытия пласта, м; ∆Н - расстояние от интервала вскрытия пласта в скважине до принятой при сопоставлении давлений абсолютной отметки (ВНК, ГВК), м; 3 γ - плотность жидкости, т/м . При замере давления в пределах залежи второй член уравнения плюсуется к первому, а в случае если скважина находится за пределами залежи – вычитается. Избыточное пластовое давление – разница между значениями пластового давления в нефтяной или газовой залежи и гидростатическим давлением (т.е. превышение) на одной и той же абсолютной отметке. Текущее пластовое давление в залежи – это давление, сформировавшееся в залежи в процессе разработки на какую-либо дату. Обозначается символом Рпл. тек, измеряется в МПа. Забойное давление – давление в пласте у забоя действующей скважины при установившемся режиме эксплуатации – Рзаб. Пластовое и забойное давления в скважинах определяется путем замера глубинными манометрами или рассчитываются соответственно по статическому или динамическому уровню. Схема приведения давлений по скважинам к ВНК показана на рисунке 28: 63 1 – нефть; 2 – газ; 3 – вода; 4 – зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи; 5 – точка замера давления в скважине; h – расстояние от точки замера по условной плоскости. Рисунок 28 – Схема приведения пластового давления по глубине Депрессия давления в скважине – разность между текущим пластовым и забойным давлениями в скважине добывающей, в нагнетательной скважине эта разность называется репрессией. Депрессия ∆Ρ, МПа, определяется по уравнению: ∆Ρ = ΡПЛ .ТЕК . - ΡЗАБ . Кроме давления большое влияние на состояние залежей оказывает температура пласта. Температура увеличивается с глубиной залегания залежи. Для ориентировочного определения температуры на заданной глубине используются геотермический градиент и геотермическая ступень. Геотермический градиент – изменение температуры в недрах в 0С на каждые 100 м глубины. Среднее значение градиента 2-3 0С /100 м. Геотермическая ступень – число метров глубины недр, соответствующее изменению температуры в 1 0С. Подводя итог термобарической характеристике залежей, необходимо отметить, что она является одним из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом, а также условия бурения скважин и выбор системы разработки. 6.2 Продуктивность скважин и залежей Под продуктивностью скважины, а также залежи понимается количество нефти (газа), добываемое за единицу времени. Продуктивность скважин даже в пределах залежи сильно, иногда на порядок отличается. 64 Основным показателем продуктивности скважины является дебит, который показывает, какое количество нефти или газа дает скважина в сутки при работе на установившемся режиме. Обозначается дебит индексом Q или q, выражается в тыс. м 3 м3 - для нефти и - для газа. сут сут Под продуктивностью залежи понимается суммарное количество продукта, получаемое при эксплуатации за месяц, квартал, год. Другим показателем эффективности скважины является коэффициент продуктивности, К ПРОД , м3 , равный отношению дебита к депрессии, при сут ⋅ МПа которой работает скважина: К ПРОД = Q м3 , ∆Ρ сут ⋅ МПа В нагнетательных скважинах этот показатель называется коэффициентом приемистости. Коэффициент продуктивности более полно характеризует добывные возможности скважины, т.к. учитывает режим работы скважины. На дебит влияет также эффективная толщина пласта. Чтобы учесть ее влияние вводится понятие удельного коэффициента продуктивности (приемистости) скважины, представляющее отношение Кпрод к эффективной толщине пласта: KУД . ПРОД = К ПРОД м = м3 сут ⋅ МПа ⋅ м Гидропроводность пласта – зависит от комплексного влияния на дебит скважины проницаемости, эффективной толщины пласта и вязкости нефти: ε= h ⋅ K ПРОН где ε - гидропроводность, µ , 10 −9 ⋅ м 3 , Па ⋅ с K ПРОН - проницаемость, мкм , 2 h - толщина эффективной части пласта, м; µ - вязкость нефти, мПа с. . На практике используются также такие понятия как подвижность, равная K ПРОН µ , и проводимость - K ПРОН ⋅ h . Гидропроводность наиболее полно характеризует свойства пласта и насыщающей его жидкости. Для характеристики скорости распространения импульса давления вокруг скважины используется такой параметр, как пьезопроводность пласта: 65 χ= K ПРОН , µ (К П β Ж + β С ) где K П - пористость; β Ж , β С - коэффициенты сжимаемости соответственно жидкости и среды (породы). Пьезопроводность определяет скорость охвата импульсом давления площади вокруг скважины, выражается м2 . с 6.3 Законы фильтрации жидкости и газа в пласте Законы фильтрации жидкости в пласте описываются уравнениями Дарси и Дюпюи. Закон Дарси описывает линейную фильтрацию жидкости в пласте. По закону Дарси скорость фильтрации прямо пропорциональна объемному расходу жидкости, депрессии и обратно пропорциональна площади образца, его длине и вязкости жидкости (см. раздел 3.2.3). На практике при разработке залежей движение жидкости в пласте к скважине происходит по закону радиальной фильтрации, который описывается уравнением Дюпюи: Q= 2π ⋅ K ПРОН ⋅ h ⋅ ∆p , RK µ ⋅ ln + C1 + C 2 rC где Q - дебит скважины; K ПРОН - коэффициент проницаемости; h – эффективная толщина пласта; ∆p - депрессия на пласт; µ - вязкость нефти; R K - расстояние до контура питания от скважины; rc – радиус скважины; C1 ,C 2 - поправки, учитывающие степень и характер вскрытия пласта. Решая уравнение Дюпюи относительно проницаемости пласта, получим: К ПРОН = ln RK rc Q μ + C1 + C 2 Δp h 2 π . Замерив в работающей скважине дебит, депрессию, имея данные лабораторного исследования вязкости нефти и сведения об эффективной толщине пласта по результатам ГИС, получаем возможность рассчитать 66 основной параметр – гидропроводность пласта. Параметры с1 и с2 определяются по графикам Щурова, R K - радиус контура питания принимается на половинном расстоянии между работающими скважинами. Для получения необходимой информации на скважине проводят специальные гидродинамические исследования различными методами. Закон, по которому происходит фильтрация газа, описывается уравнением: 2 2 PПЛ − РЗАБ = A⋅Q + B ⋅Q , где PПЛ ., Р ЗАБ . - собственно пластовое и забойное давления; Q – дебит газа; А, В – коэффициенты, характеризующие фильтрационные свойства пласта. Контрольные вопросы 1 Горное давление, его виды. 2 Гидростатическое давление, инфильтрационная, элизионная водонапорные системы. 3 Начальное пластовое давление, приведение давления к абсолютной отметке. 4 Понятие депрессии, забойного давления. 5 Температурный режим недр. 6 Продуктивность скважин и залежей. 7 Законы фильтрации жидкости, фильтрационная характеристика пласта-коллектора. 8 Закон фильтрации газа. 67
