Вопросы по геологии

     Повышенное  положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует  значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рис. 2, 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. 3. 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. 3. 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); Рпл.нач - начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давление: Рзаб.д - в нагнетательной скважине, Рзаб.наг. — в добывающей скважине от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 4. 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.

     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. 5, 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. 6) 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.

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 пласта h 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). 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 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 термин перепад давления в скважине.

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

Рис. 7. 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.