Основа промысловой геологии. 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)
 Скачать 1.55 Mb.
|
|
1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29) Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Аналогичный процесс поступление в скважину нефти, газа протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина: Рпл = рgh, где h - высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м; р - плотность жидкости в скважине, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2. П  ри практических расчетах формулу используют в следующем виде: Рпл = hр/с, где С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа. Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины или величиной абсолютной отметки. Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных скважинах, называют пьезометрической поверхностью. Высоту столба жидкости h в зависимости от решаемой задачи обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора, такой столб жидкости h1 называют пьезометрической высотой (рис. 35) или как расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой горизонтальной плоскости. Этот столб жидкости высотой h2 = h1 + z, где z - расстояние между серединой пласта и условной плоскостью, называют пьезометрическим напором. Величину давления, соответствующую пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Рпл.а); величину давления, соответствующую пьезометрическому напору, приведенным пластовым давлением (Рпл.пр). зная расстояние z и плотность жидкости в скважине р, при необходимости всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот): Рпл.пр = Рпл.а + z р/с = (h1 + z) р/с. 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 поверхности. В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (рис. 36, скв1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скв. Н1 до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h1, а также плотность воды в (она обычно больше 1 в следствии того, что пластовые воды минерализованы): Рпл1 = [(H1-h1)/102] в. В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической по-верхностью (рис. 36, скв2), Рпл2 = H2в /102 Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 36, скв 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление pу на их герметизированных устьях: Рпл3 = [(H3 в /102)]+pу, где ру = h3в /102, h3 – превышение пьезометрического уровня над устьем скважины.  2. АВПД, причины возникновения. (стр. 31) 3. Аномальные пластовые давления и их влияние на освоение залежей. (стр. 32) 4. Виды вод нефтяных и газовых месторождений (стр. 18) С  позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте). Собственные пластовые воды - один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные. Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи. Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК). К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов. К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические. Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними - воды всех горизонтов (пластов), залегающих ниже его. К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность. Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей. Положение грунтовых пластовых и тектонических вод в разрезе месторождения схематично показано на рис. 15. Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах. Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют более или менее минерализованные воды. Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более эффективные мероприятия по контролю и регулированию разработки и эксплуатации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое внимание вопросам состава и физических свойств подземных вод. 5. Виды геологической неоднородности. Показатели, характеризующие неоднородность.(стр.25) 8. Геологическая неоднородность: характеристика и методы изучения. 29. Понятие геологической неоднородности. Характеристика и методы изучения различных видов неоднородности. (стр. 25) Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр ‑ на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности ‑ макронеоднородность и микронеоднородность. Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин. Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями. Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади). П  о толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов ‑ обычно в разном количестве на различных участках залежей ‑ вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов. Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями. Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 31) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 32), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов. Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади: коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи,  , где ni ‑ число прослоев коллекторов в i-й скважине; N ‑ число скважин;коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи,  , где hэф – эффективная толщина пласта в скважине; N – число скважин; коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов, Ксв = Fсв /Fк, где Fсв ‑ суммарная площадь участков слияния; Fк – площадь распространения коллекторов в пределах залежи; коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания, Красп = Fк/F, где Fк – суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта; коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта, Ксл = Lкол / П, где Lкол ‑ суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; П – периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности); три коэффициента, характеризующие зоны распространения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти: Кспл = Fспл/Fк; Кпл = Fпл/Fк; Кл= Fл/Fк, где Кспл, Кпл, Кл, ‑ соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; F – суммарная площадь зон распространения коллекторов; Fспл ‑ площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; Fпл ‑ площадь полулинз, т.е. зон, получающих одностороннее воздействие;Fл ‑ площадь линз, не испытывающих воздействия; Кспл + Кпл + Кп =1. Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки: моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа; выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи; определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект; обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин; прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой; подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных обаъектов. Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным. Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа ‑ вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин. Для количественной оценки микронеоднородности широко используются также числовые характеристики распределений случайных величин, такие как среднее квадратическое отклонение, коэффициент вариации, среднее абсолютное отклонение, вероятное отклонение, энтропия. Графически микронеоднородность отображают на детальных профилях и картах, характеризующих и макронеоднородность. На рис. 33 показано распределение проницаемости по толщине и по линии профиля. В границах залегания пород-коллекторов выделены пять интервалов зон с разной проницаемостью. Видно большое несоответствие зон с различной проницаемостью пластов в плане, что создает сложности для извлечения запасов из всех пластов горизонта при осуществляемой совместной их разработке одной серией скважин. П  оскольку геологический профиль не дает представления об изменении свойств пластов по площади, для каждого из них строят специальную карту.На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (проницаемость, пористость и др.) или изолинии значений изучаемого параметра, что позволяет показать их изменение по площади залежи. Н  а рис. 34 приведен фрагмент карты для одного из пластов на которой показано распространение коллекторов с разной продуктивностью. Из карты следует, что по периферии залежи пласт в основном сложен среднепродуктивными породами, в центре располагается зона высокопродуктивных коллекторов, а по большой части площади залежи без четко выраженной закономерности фиксируются сравнительно небольшие участки с низкопродуктивными или непродуктивными коллекторами и зоны отсутствия коллекторов.Серия таких карт, построенных для всех пластов продуктивного горизонта, дает объемное представление о характере изменения свойств пластов в пределах залежи. Изучение микронеоднородности позволяет: определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород; прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом; оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр. 6. Водо-, нефте-, газонасыщенность пород-коллекторов. (стр. 11) Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефте-газонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора. Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве. Определение коэффициентов нефте-, газо-, водонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии. Коэффициентом нефтенасыщенности Кн(газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. Коэффициентом водонасыщенности Квколлектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот. Иногда Кн, Кг, Кквыражают в процентах от объема открытого пустотного пространства. Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями: для нефтенасыщенного коллектора Кн + Кв = 1; для газонасыщенного коллектора Кг+ Кв = 1; для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть Кг + Кн+ Кв= 1 Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С.Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. При кипении вода испаряется вместе с растворителем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых углеводородных растворителей, то она накапливается в нижней части градуированной ловушки. Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. Образец, полностью насыщенный водой, помещают в центрифугу, в которой под действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Поэтому по мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сначала из более крупных пустот, в которых силы слабее, а затем из все более и более мелких. По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщенности определяют через величину Рн, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления: Рн = ρнп/ρвп, где ρн.п. ‑ удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; ρв.п. ‑ удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей. Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными. По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (Кв ≤ 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными. Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых. В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки. В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97-50 % при соответствующей начальной водонасыщенности 3-50 %. |