Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
QZklv \lhjZy .
=?HEH=BQ?KDB? HKGH<U J:AJ:;H
=:AH<UO F?KLHJH@
LDB G?NLYGUO B
>?GBC
_______________
1. WG?J=?LBQ?KD:Y O:J:DL?JBKLBD: A:E?@?C G?NLB
B =:A:
Все залежи УВ обладают большим или меньшим запасом различ-
ных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин.
Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разно-
видностей природных режимов залежей. В проявлении режимов боль-
шое место занимают значение начального пластового давления и пове-
дение давления в процессе разработки.
Различают два вида давления в земной коре – ]hjgh_ и ]b^jhklZ -
lbq_kdh_ .
=hjgh_ ^Z\e_gb_ – kha^Z_lky kmffZjguf ^_ckl\b_f gZ ihjh^u
]_hklZlbq_kdh]h b ]_hl_dlhgbq_kdh]h ^Z\e_gby .
=_hklZlbq_kdbf gZau\Z_lky ^Z\e_gb_ \ur_e_‘Zsbo ]hjguo
ihjh^ (hl ih\_joghklb a_feb ^h lhqdb aZf_jZ ).
=_hl_dlhgbq_kdh_ ^Z\e_gb_ – hljZ‘_gb_ gZijy‘_gbc , kha^Z-
\Z_fuo \ a_fghc dhj_ jZaebqgufb g_ij_ju\gh -ij_ju\bklufb
l_dlhgbq_kdbfb ijhp_kkZfb . Его величина и вектор в каждой точке
не поддаются замеру.
Горное давление Р
гор
– давление в жестком каркасе пород, их мат-
рице, оно передается и жидкости, заполняющей пустотное пространст-
во пород.
1.1 GZqZevgh_ ieZklh\h_ ^Z\e_gb_
IeZklh\h_ ^Z\e_gb_ – один из важнейших факторов, определяю-
щих энергетические возможности продуктивного пласта, производи-
тельность скважин и залежи в целом.
Ih^ ieZklh\uf ihgbfZxl ^Z\e_gb_ , ijb dhlhjhf \ ijh^md -
lb\ghf ieZkl_ g_nlv , ]Za, \h^Z, Z \ \h^hghkghf – \h^Z gZoh^ylky \
imklhlZo ieZklh\ -dhee_dlhjh\.
Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить
в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пла-
стового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее
приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пласто-
вое давление.
103
Аналогичный процесс – кважину нефти, газа – про-
те о,
пл -
вой жидкости в равновесия в
системе пласт-скважина:
давлени , м; ρ – плотность скважине, кг/м
3
; g – ускорение
сво
середины пласта коллектора – такой
называют пьезо-
той (рис. 43) –
альн пло
поступление в с
кает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательн
астовое давление может быть определено по высоте столба пласто
скважине при установлении статического
J
ie
= h⋅ρ⋅g, (32)
где h – высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое
жидкости в е
бодного падения, м/с
2
.
При практических расчетах формулу используют в следующем виде:
J
ie
= h⋅ρ/k, (33)
где С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.
Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответст-
вующий пластовому давлению, на-
зывают пьезометрическим уровнем.
Его положение фиксируют расстоя-
нием от устья скважины или вели-
чиной абсолютной отметки.
хПовер ность, проходящая через
пьезометрические уровни в различ-
ных о точках в донапорной системы
(в скважинах), называют пьезомет-
рической поверхностью.
Высоту столба жидкости h в за-
висимости от решаемой задачи
обычно определяют как расстояние
от пьезометрического уровня до
столб жидкости h
1
метрической высо
или как расстояние от пьезометри-
ческого уровня до условно приня-
той горизонт ой скости –
этот столб жидкости высотой h
2
=
h
1
+ z, где z – расстояние между
серединой пласта и условной плос-
костью, называют пьезометриче-
ским напором.
Величину давления, соответст-
вующую пьезометрической высоте,
называют абсолютным пластовым
0
0
h
1
h
2
z
21
Jbk . 43. Iv_ahf_ljbq_kdb_ \ukhlZ
b gZihj \ kd\Z‘bg_ :
1 – пласт-коллектор; 2 – пьезометри-
ческий уровень в скважине;
О – О – условная плоскость; h
1
–
пьезометрическая высота;
h
2
– пьезометрический напор; z –
расстояние от середины пласта до
условной плоскости
104
дав
сти
зная
уро
J
ie 1
= [(H
1
-h
1
)/102] ρ
\ .
В скважинах с устьями, совп
верхностью (рис. 44, скв2):
J
ie 2
= H
2
ρ
\
/102.
лением (Р
пл.а
); величину давления, соответствующую пьезометриче-
скому напору, – приведенным пластовым давлением (Р
пл.пр
), зная рас-
стояние z и плотность жидкости в скважине ρ, при необходимости все-
гда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенно-
му (и наоборот):
J
ie .ij
= J
ie .Z
+ z ⋅ρ/k = (h
1
+ z) ⋅ρ/k. (34)
В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья сква-
жин, пробуренных в разных точках на водоносный пласт, обладающий
давлением, могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической по-
верхности. В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхно-
ри ( с. 44, скв1) абсолютное пластовое давление можно определить,
о глубину скв. Н
1
до середины пласта и глубину пьезометрическог
h п ь онвня от устья скважины
1,
а также лотност воды ρ
в
( а обычно
больше 1 вследствие того, что пластовые воды минерализованы):
(35)
адающими с пьезометрической по-
(36)
Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис.
астовое давление в таких скважинах 44, скв 3) будут фонтанировать. Пл
Область
питания
Н
1
+h
3
Н
2
Н
3
Скв.2 Скв.3
Область
разгрузки
-h
1
Скв.1
ия
напора и стока
Область создан
4 5
6
7
1
2
3
Jbk . 44. Ko_fZ bgnbevljZp
1 – водонасыщенный пласт-коллек
ская поверхность; 4 – земная по
вой воды, 6 – нап
bhgghc
тор
верхн
равление движения
\h^hgZihjghc kbkl_fu :
; 2 – залежь нефти; 3 – пьезометриче-
ость; 5 – скважина со столбом пласто-
жидкости; 7 – водоупорные породы
105
можно опред лить, замерив манометром давление p
у
на их герметизи-е
рованных устьях:
J
ie 3
= [(H
3
ρ
\
/102)]+p
m
, (37)
где р
у
= h
3
p
в
/102, h
3
– превышение пьезометрического уровня над
устьем скважины.
Для рактеха ристики изменения пластового давления в водонапор-
икальнымных
жин
пор
В проц зработ алежи пластовое давление обычно снижается,
соответст , разли ают начальное (статическое) и текущее (дина-
мическое) пластовое вление.
GZqZevgh_ (klZlbq_kdh_ ) ieZklh\h_ ^Z\e_gb_ – wlh ^Z\e_gb_ \
ieZkl_ -dhee_dlhj_ \ ijbjh^guo mkeh\byo . ^h ZeZ q_-
gby ba g_]h b^dhkl_c beb ]ZaZ. Значение начального
давления в за и за ее пределами определяетс собенностями при-
родной водонапорной системы.
системах и залежах пользуются верт градиентом пласто-
вого давления grad p, отражающим величину изменения p
пл
на 1 м глу-
бины скважины: grad p = p
пл
/Н.
Из рисунка видно, что на величину grad p в различных скважинах
заметное влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезомет-
рической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых
находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad p
меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхно-
сти, значения grad p больше по сравнению с его значениями в сква-
ах, 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 водона-
ной системы, взаимного расположения поверхности земли и пье-
зометрической поверхности.
Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление.
ессе ра
венно
ки з
ч
да
, l ._ gZq ba\e_
‘
лежи
пластового
я о
Ijbjh^ghc \h^hgZihjghc систе называют систему гидродина-мой
мически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещин-
ных зон с заключенными в них напорными водами, которая характери-
зуется едиными условиями возникновения подземных вод.
В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены
три основных элемента:
• h[eZklv ibl в которых в систему поступают во-Z , gby – зоны
ды, за счет чего создается , о словл вающ движе ие воды; давление бу и ее н
• h[eZkl klhd – осн ая площади часть резервуара, где v Z овн по
происходит движение пластовых вод;
• на земную h[eZklv jZa]jmadb – части резервуара, выходящие
пове ые с рхность или расположенные в недрах (например, связанн
106
Геогидродинамические
си
с
темы
водонапорные грунтовые
инфильтрационные
элизионные
(гидростатические)
Jbk . 45. DeZkkbnbdZpby ]_h]b^jh^bgZfbq_kdbo kbkl_f
дизъюнктивным нарушением), в которых происходит разгрузка под-
земных вод.
Природные водонапорные системы подразделяют на bgnbevljZ -
pbhggu_ b webabhggu_ (рис. 45). Залежи УВ, приуроченные к водона-
порным системам указанных видов, обычно обладают различными по
величине значениями начального пластового давления при одинаковой
глубине залегания продуктивных пластов.
В зависимости от степени соответствия начального пластового
давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы
залежей УВ:
¾ залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим
гидростатическому давлению;
¾ залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от
гидростатического.
В геолого-промысловой практике принято называть залежи перво-
го вида залежами с ghjfZevguf ieZklh\uf ^Z\e_gb_f , второго вида
– aZe_‘Zfb k ZghfZevguf ieZklh\uf ^Z\e_gb_f . Подобное разде-
ление следует считать условным, так как любое значение начального
пластового давления связано с геологическими особенностями района
и для рассматриваемых геологических условий является нормальным.
1.1.1. AZe_‘b k gZqZevguf ieZklh\uf ^Z\e_gb_f ,
khhl\_lkl\mxsbf ]b^jhklZlbq_kdhfm
=b^jhklZlbq_kdbf ieZklh\uf ^Z\e_gb_f (=I> ) gZau\Zxl
^Z\e_gb_ \ ieZkl_ -dhee_dlhj_ , \hagbdZxs__ ih^ ^_ckl\b_f ]b^jh -
klZlbq_kdhc gZ]jmadb \h^ , i_j_f_sZxsboky ih wlhfm ieZklm \ klh-
jhgm _]h j_]bhgZevgh]h ih]jm‘_gby .
107
В водоносном пласте начальное пластовое давление считают рав-
ным гидростатическому щая ему пьезометриче-
ская высота в каждой его то ерно соответствует глубине
залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому,
характ фильтрационных водонапорных уро-
ченных .
, когда соответствую
чке прим
ерно для ин
к ним залежей
систем и при
За пределами залежей нефти и газа, т.е. в основной по площади во-
доносной части инфильтрационных систем, значение вертикального
градиента пластового давления обычно не выходит за пределы 0,008 –
0,0 м составляет около 0,01 МП склю-13 МПа/м и в средне а/м. Редкие и
че ловлены весьма резким ра лютных ния могут быть обус зличием абсо
отметок устьев скважин и пьезометрической поверхности.
ационных водонапорных системах начальное
воды, нефти и газа и от рас-
сто
сол
1)
guf
В инфильтр пластовое
давление возр ию глуби-
ны залегания всегда
намного ниже значений геостатического давления, т.е. давления на
пласт массы вышележащей толщи пород.
астает практически пропорционально увеличен
водоносных пластов-коллекторов. Его значения
< ij_^_eZo g_nl_]Zah\uo aZe_‘_c agZq_gby gZqZevgh]h ieZ -
klh\h]h ^Z\e_gby b klZlbq_kdbo mjh\g_c ij_\urZxl agZq_gby
wlbo ihdZaZl_e_c \ \h^hghkghc qZklb ieZklZ ijb l_o ‘_ Z[khexl -
guo hlf_ldZo aZe_]Zgby ieZklh\ . Величина превышения зависит от
степени различий плотности пластовой
яния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК.
Уменьшение пластового давления от перефирии к сводовой части
залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению аб-
ютных отметок залегания пласта.
Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при р
в
=
на одной абсолютной отметке пласта принято называть ba[ulhq-
ieZklh\uf ^Z\e_gb_f Р
изб
.
В инфильтрационных системах вертикальный градиент пласто-
вого давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного дав-
ления, обычно не выходит за указанные пределы 0,008 – 0,013
МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высо-
ты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к ин-
фильтрационной системе, значение градиента может выходить за
названн ых час-ый предел. Повышенное пластовое давление в сводов
тях залежей следует инфильтрационных водонапорных систем не
смешивать со
сверхгидростатическим давлением.
О соответствии или несоответствии пластового давления гидро-
статическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по зна-
чению давления в водоносной части пласта непосредственно у гра-
108
ниц залежи или, если замеров давления здесь нет, по значению дав-
ления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизон-
тальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК.
1.1.2. AZe_‘b k gZqZevguf ieZklh\uf ^Z\e_gb_f ,
hlebqZxsbfky hl ]b^jhklZlbq_kdh]h
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 давлени-
ем, отличающимся от гидростатического. При gradp > 0,013 пласто-
вое давление обычно считают
k\_jo]b^jhklZlbq_kdbf (K=I>
).
Наличие в пластах-коллекторах СГПД можно объяснить тем, что
на определенном этапе геологической истории резервуар получает по-
вышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее
поступления над скоростью оттока. Сверхгидростатическое пластовое
давл ктернение хара о для webabhgguo водонапорных систем. В таких
системах напор создается за счет выжимания вод из вмещающих пла-
сты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет
уплотнения самого коллектора под влиянием геостатического давле-
ния, возрастающего в процессе осадконакопления (геостатические эли-
зионные системы) или в результате геодинамического давления при
тектонических напряжениях (геодинамические элизионные системы).
В элизионной системе областью питания является наиболее погру-
женная часть пласта-коллектора. Отсюда вода, поступившая в нее, пе-
ремещается в направлении восстания пласта к областям разгрузки.
СГПД наиболее характерно для пластов, залегающих на больших
глубинах между мощными толщами глинистых пород.
Образование СГПД связывают также с уплотнением пород-
коллекторов в результате цементации, с освобождением дополнитель-
ного объема воды при переходе монтмориллонита в иллит, с тепловым
расширением воды и другими процессами, протекающими в недрах
земли. СГПД, являющееся следствием тектонических напряжений, мо-
жет быть свойственно пластам-коллекторам в пределах локальных тек-
тонических СГПД или даже отдельных тектонических блоков. СГПД
характерно для районов с повышенной неотектонической активностью
и соответственно с высокой скоростью осадкообразования – для Се-
верного Кавказа, Азербайджана, Средней Азии, Предкарпатья. В этих
районах СГПД встречается и на малых глубинах. Градиент СГПД мо-
жет достигать 0,017 – 0,025 МПа/м и более.
109
Пластовое давление, меньшее гидростатического, т.е. с вертикаль-
ным 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,
приводя з таких
условий выщелачи-
вании пе уменьшение
объ
щие к дефициту пластовой воды в резервуаре. Одним и
может быть увеличение пористости, например, при
рекристаллизации пород. Возможно такжеили
ема жидкости, насыщающей пустотное пространство, например,
вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате
их перемещения при тектонических движениях на меньшие глубины.
1.2. L_fi_jZlmjZ \ g_^jZo g_nlyguo b ]Zah\uo f_klhjh‘^_gbc
чИзвестно, то в недрах месторождений температура возрастает с
глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной
температурой.
Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое
влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость
пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтра-
ции.
В процессе разработки залежей природные термические условия
могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с
нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имею-
щих температуру, большую или меньшую начальной пластовой.
Замеры температур в скважинах производят либо максимальным
термометром, либо электротермометром. Перед замером скважина
должна быть оставлена в покое на 20 – 25 сут для того, чтобы в ней
восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный
температурный режим. В промысловых условиях нередко приступают
к замерам по истечении всего лишь 4 – 6 ч после остановки скважины.
В п е яроцессе бурения темп ратуру обычно замер ют в скважинах, вре-
менно остановленных по техническим причинам.
В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят
после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для
интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пла-
ста. Для получения надежных температурных данных в других интер-
валах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и
остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для
этой цели удобнее использовать бездействующие или временно закон-
сервированные эксплуатационные скважины. При замерах температу-
ры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное
понижение естественной температуры.
110
Данные замеров температур могут быть использованы для опреде-
ления ]_hl_jfbq_kdhc klmi_gb и ]_hl_jfbq_kdh]h ]jZ^b_glZ .
=_hl_jfbq_kdmx klmi_gv , т. е. jZkklhygb_ \ f_ljZo , ijb m]em[-
e_gbb gZ dhlhjh_ l_fi_jZlmjZ ihjh^ aZdhghf_jgh ih\urZ_lky gZ 1
°K, определяют по формуле:
t
T
hH
G
−
−
= , (38)
где G – геотермическая ступень, м/°С;
Н – глубина места замера температуры, м;
h – глубина слоя с постоянной температурой, м;
Т – температура на глубине °С;
t – средняя годовая температура воздуха на поверхности,
o
С.
Процесс изучения природного теплового режима месторождения
включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм
и геотермических разрезов скважин, определение значений геотерми-
ческого градиента и геотермической ступени, определение температу-
ры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-
геотермических профилей и геотермических карт.
Для получения природной геотермической характеристики темпе-
ратурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале
разработки залежей по возможно
большему числу скважин, равно-
мерно размещенных по площади.
Сверху вниз по стволу скважины
высокоточным электрическим, са-
мопишущим и другими приборами, а
также максимальным ртутным тер-
мометром проводят измерение тем-
пературы с определенным шагом,
равным единицам метров в продук-
тивных интервалах разреза и десят-
кам метров в остальной его части.
По данным температурных ис-
следований строят термограмму, т.е.
кривую, отражающую рост естест-
венной температуры пород с увели-
чением глубины. Такие термограммы
называют
геотермами
Г
0
. Сочетание
геотермы с литолого-стратиграфи-
ческой колонкой скважины представ-
ляет собой
геолого-геотермический
Jbk . 46. =_heh]h- ]_hl_jfbq_kdbc
jZaj_a kd\Z‘bgu (ih <.: .Emldh\m ):
а, б, в – литолого-стратиграфи-
ческие пачки пород
111
раз
_gb_ l_fi_jZlmju ijb baf_g_gbb
]em[bgu gZ 100
рез
скважины (рис.46). На геотерме обычно выделяются прямоли-
нейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого-
стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.
С помощью геолого-геотерми-ческого разреза скважины опреде-
ляют значения геотермического градиента.
=_hl_jfbq_kdbc ]jZ^b -
_gl ∆= oZjZdl_jbam_l baf_g
f .
Величина геотермического градиента (Г) равна
h
H
tТ − )(
(39)
ской ступенью и
гео
Г
−
=
,
100
следовательно, зависимость между геотермиче
ется соотношениемтермическим градиентом выража
G
. ( 40)
Г
100
=
Наиболее полная температурная характеристика геологического
разреза месторождения в целом или его определенной части может
быть получена с помощью серии геолого-геотермических профилей
(рис 47).
Изменение температуры продуктивного пласта по площади хо-
рошо иллюстрируется геотермической картой (картой изотерм) по
кровле пласта.
Величина геотермического градиента возрастает в антикли-
нальных зонах и уменьшается в с
Для верхних сло-
ев земной коры (10 –
20км) величина гео-
термической ступени
в среднем равна 33
м/°С и колеблется в
значительных преде-
лах для различных
участков земного ша-
ра. Как уже отмеча-
лось, физическое со-
стояние и свойства
нефти резко меняются
с изменением темпе-
ратуры, а, следова-
тельно, изменяется и
сп
за
инклинальных.
особность нефти
двигаться по пласту к
.
Jbk . 47. Ko_fZlbq_kdbc ]_heh]h -]_hl_jfbq_kdbc ijh -
nbev f_
1 – непр
зоте
klhjh‘^_gby Ma_gv (ih <.: . Emldh\m ):
оницаемые разделы между горизонтами,
рмы, °С; XIII – XVII – продуктивные горизонты
боям скважин
2 – и
112