11.НАЧАЛЬНОЕ  ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ  И УСЛОВИЕ ЕГО  ФОРМИРОВАНИЯ

  Энергетические  ресурсы залежей продуктивных пластов  создаются напором краевой и  подошвенной воды, газа газовой шапки, давления растворенного в нефти газа, упругостью пласта

и жидкости, силой  тяжести. Перечисленные силы обычно проявляются в различных комбинациях  друг с другом. Об энергетических ресурсах той или иной залежи судят по величине начального пластового давления. Пластовое давление - это внутреннее давление, возникающее в поровом пространстве пород и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газоносных пластов. Пластовое давление может проявляться в скважинах, других горных выработках, в естественных источниках и т.д.

  Наличие пластового давления, являющегося движущей силой нефти, газа в пласте - это  одна из важнейших особенностей нефтяных и газовых месторождений, принципиально  отличающая их от скоплений других полезных ископаемых.

  Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей. Перепад давления в пласте является той силой, которая продвигает нефть и газ по пласту к забоям скважин.

  В практике разработки нефтяных и газовых месторождений начальное пластовое давление обычно принимают равным гидростатическому (это давление столба жидкости высотой, равной глубине залегания пласта). Многочисленные примеры величин начального пластового давления в нашей стране и за рубежом показали, что оно увеличивается с глубиной на 0,8-0,12 МПа через каждые 10 м, а в среднем - 0,1 МПа на 10 м, что соответствует гидростатическому давлению, т.е. давлению столба пресной воды плотностью 1 г/см³ высотой от изучаемого пласта до устья скважины.

  К природным  факторам, определяющим состояние и  величину пластового давления в данном резервуаре, относятся: 1) горное давление;  2)  гидростатическое давление;  3) сообщение между пластами; 4) химическое взаимодействие пластовых вод и  пород.

  Горное  давление . В нефтегазодобывающей промышленности   с необходимостью учета горного давления впервые встретились при бурении и креплении скважин, а позже при решении вопросов разработки и эксплуатации скважин. Горное давление   обычно   подразделяют   на   геостатическое   и геотектоническое.  

   Геостатическое давление   -   это давление, оказываемое на пласт весом лежащей выше толщи горных пород. Величина его зависит от толщины и плотности вышезалегающих горных пород. Оно передается породами, а внутри породы - зернами, т.е. скелетом породы. Геостатическому давлению противодействует внутреннее пластовое давление, которое передается пластовой жидкостью. Механизм передачи геостатического давления и распределение его между скелетом породы   и   жидкостью   выяснен   пока   недостаточно. Геотектоническое давление - это давление, возникающее за счет напряжений, образующихся в пластах в результате тектонических процессов, их деформации. Однако до сих пор не изучено, какая часть этого давления передается на жидкость и газы, насыщающие пласты, т.е. повышает в них давление, а какая часть идет на деформацию пластов.

  Гидростатическое  давление - это давление в пласте-коллекторе, создаваемое в результате гидростатической нагрузки пластовых вод, перемещающихся  в сторону регионального погружения пласта и возрастающее пропорционально глубине (градиент давления около 0,01 МПа на 1 м глубины). Величина гидростатического давления в данной точке зависит также от способности породы передавать давление. Например, кварцевые пески и песчаники, имеющие высокую проницаемость, хорошо передают давление. Гидростатическое давление определяет потенциальную энергию напора контурных вод пласта, в котором пластовые жидкости находятся в состоянии покоя. Вероятно, гидростатическое давление уравновешивает геостатическое и определяется следующим соотношением:

Ргидр=0.8Ргеостат

  В процессе разработки пластовое давление снижается; в то же время увеличивается доля геостатического давления, за счет чего уменьшается объем перового пространства и соответственно понижаются пористость, проницаемость пород. За счет этого фактора возможны проседания земной поверхности, локальные землетрясения, особенно в районе газовых месторождений (например Газли; землетрясения в районе г.Нефтеюганска в Западной Сибири; проседание земной поверхности на площади 26 км на месторождении Уилмингтон, Калифорния).

  Сообщение между пластами осуществляется за счет тектонических нарушений, стволов грязевых вулканов, иногда скважин. При перетоках из пластов с высоким пластовым давлением в пласты с низким давлением пластовое давление увеличивается в 1,5-2 раза. Это одна из причин существования превышения  пластового  давления  над  гидростатическим (сверхгидростатическое пластовое давление). Оно проявляется на ряде нефтяных и газовых месторождений Азербайджана, Северного Кавказа, Средней Азии.

  Химическое  взаимодействие пластовых  вод и горных пород. В результате выщелачивания солей из горных пород их концентрация в глубинных пластовых водах возрастает, при этом

объем порового пространства увеличивается, а величина пластового давления понижается. Наоборот, выпадение солей из перенасыщенных   растворов   понижает   объем   порового пространства, локализует отдельные участки, пластовое давление при этом резко увеличивается.

В течение всей истории геологического развития осадочной толщи земной коры перечисленные факторы действовали непрерывно, однако с различной интенсивностью, постоянно меняющейся не только во времени, но и в пространстве. Преобладающее воздействие того или иного фактора определяет величину начального пластового давления месторождений, расположенных в различных геологических условиях.

Знание величины пластового давления, особенно в тех  случаях,   когда   оно       превышает   гидростатическое (сверхгидростатическое  пластовое давление), чрезвычайно важно для нормальной проводки скважин, проектирования и разработки нефтяных и газовых залежей. В настоящее время разработаны различные методы прогноза величин сверхгидростатических пластовых давлений.  Некоторые из них  (В.М.Добрынин, В.А.Серебряков) позволяют на основе промыслово-геофизических исследований с достаточной точностью находить величину пластового давления до вскрытия продуктивного пласта.

В промысловой  практике пластовое давление измеряют на забое скважины. При этом следует различать начальное, текущее, статическое и динамическое пластовое давление,   забойное давление.

Начальное пластовое давление - давление, замеренное на забое первой скважины, вскрывшей продуктивный пласт.

Текущее пластовое давление - это давление в залежи на определенную дату.

Статическое пластовое давление - это давление в залежи, когда в ней устанавливается статическое равновесие. Обычно это происходит до начала разработки залежи, либо в процессе разработки, когда все скважины работают на одном и том же режиме.

Динамическое  пластовое давление - давление в залежи, когда в ней в процессе разработки отсутствует состояние покоя.

Забойное  давление - давление на забое работающей скважины.

Депрессия - разница между пластовым и забойным давлениями.

Статический уровень - максимальный уровень при остановке скважины, соответствующий внутреннему пластовому давлению в залежи.

Динамический  уровень - уровень при работе скважины. В скважинах, вскрывших продуктивный пласт на различных отметках, величины пластовых давлений будут различными еще до начала разработки залежи. Поэтому при подсчете запасов, проектировании и анализе разработки, при гидродинамических расчетах пользуются приведенными давлениями, отнесенными к некоторой условной поверхности. Обычно за такую поверхность принимают начальное положение ВНК или ГВК. Для нефтяных скважин приведенные пластовые давления рассчитывают по формуле:

Рн.пр=Рн+(Нвнк-Н)рн/10 ,

  где Рн - фактическое пластовое давление в нефтяной скважине,  Мпа;  Нвнк - абсолютная отметка поверхности начального водо-нефтяного контакта, м; Н - абсолютная отметка в точке замера пластового давления в скважине, м; рн- плотность нефти, кг/м³.

Данные о приведенном  к ВНК пластовом давлении по отдельным  скважинам    используют для  построения карт пластовых давлений (карт изобар). Эти карты строят на определенные даты, причем для их построения необходимо иметь достаточное количество одновременных замеров пластовых давлений по всей площади залежи. Под одновременными следует понимать замеры, сделанные в течение нескольких суток. Карты изобар строят путем линейной интерполяции значений пластовых давлений между точками скважин.

Карты изобар используют для контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей, по ним рассчитывают значения среднего взвешенного пластового давления по залежи в целом (в пределах внешнего контура нефтеносности), по зонам отбора (включаются точки скважин, по которым производится отбор нефти и газа) или по блокам разработки. Основная задача изучения карт изобар - определение режима работы залежи, т.е. изменения пластового давления в связи с отбором жидкости, газа, пластовой воды, воздействием на пласт, с учетом геолого-промысловых особенностей продуктивных пластов по площади залежи.

Кроме карты  изобар строят карты разницы пластовых  давлений. При этом берут разницу в пластовых давлениях в скважине на последнюю и предыдущую даты. Анализ таких карт позволяет установить различные экраны между нагнетательными и добывающими скважинами, определить эффективность закачки воды, например, при законтурном заводнении. 

4. Кровля и подошва  продуктивных пластов.  Методы их обоснования  и изучения.Отображают в горизонталях подземный рельеф кровли, подошвы какого либо горизонта. Применяют 2 основных способа:

1. Способ треугольников, который эффективно используют в случае малонарушенных или не имеющих нарушений структур.
2. Способ профилей, который применяется в случае сильнонагруженных структур.

Для составления  карты выполняют следующее:

• изучают разрез скв. и выбирают горизонт, горизонт должен быть развит по всей площади и хорошо выделятся в разрезах скважин, убедиться, что выбранный горизонт находится в нормальном залегании и кровля его не размыта;
• проверяют соответствие положений скв. на карте, положению их на местности, а так же их альтитуды;

выбирают сечение  изогипс в зависимости от требуемой детальности изучения структур и сложности его строения.

12.13 ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ  НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ  ЗАЛЕЖЕЙ. ХАРАКТЕРИСТИКА  РЕЖИМОВ НЕФТЯНЫХ  ЗАЛЕЖЕЙ 

  Режимом называется характер проявления преобладающего вида пластовой энергии, продвигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий и мероприятий по воздействию на пласт. Продвижение и вытеснение флюидов из залежи к забоям скважин происходит под действием природных сил, которые являются основными носителями пластовой энергии. Источники пластовой энергии в нефтяных и газовых залежах следующие:

1) напор краевых  вод;

2) упругие силы  нефти, газа, воды и породы;

3) расширение  газа, растворенного в нефти; (н)

4) давление сжатого  газа (газовые шапки нефтегазовых и газонефтяных залежей, газовые залежи);

5) сила тяжести;,(н)

6) закачка воды, газа, воздуха в процессе разработки  нефтяных залежей.

На каждом этапе  разработки добыча нефти и газа производится под преимущественным воздействием одного, а иногда и нескольких источников пластовой энергии. Продолжительность каждого этапа зависит от запасов пластовой энергии основного источника, а также от мероприятий по воздействию на пласт, направленных на сохранение затрачиваемой пластовой энергии. Поэтому в процессе разработки залежи в зависимости от характера проявления источников пластовой энергии может проявляться  последовательно и  несколько  режимов.  В соответствии с этим выделяют следующие режимы:

.Для нефтяных залежей:

1) жесткий водонапорный;

2) упруго-водонапорный;

3) газонапорный (режим газовой шапки);

4) режим растворенного  газа;

5) гравитационный.

Для газовых залежей:

1) газовый (режим  расширяющегося газа);

2) газо-упруго-водонапорный;

3) газоводонапорный.. 

Характеристика  режимов нефтяных залежей

Водонапорный режим - это режим залежи, при котором нефть или газ перемещаются в пласте к забоям скважин под воздействием гидростатического напора воды в условиях активного восполнения отбора жидкости или газа природной (природный режим) или нагнетаемой (искусственный режим) в пласт водой. Основным источником пластовой энергии, обеспечивающей продвижение нефти из пласта к забоям скважин, является напор краевых или подошвенных вод. Пластовые воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из нее нефти, обеспечивая в процессе разработки постоянное пластовое давление.