Основа промысловой геологии. 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)

• Название: 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)
• Анкор: Основа промысловой геологии
• Дата: 26.08.2020
• Размер: 1.55 Mb.
• Имя файла: opg.docx
• Тип: Документы; #136093
• страница: 9 из 10

Рис. 42. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме

давление: Рпл ‑ пластовое, Рнас ‑ насыщение;

годовые отборы: q_к ‑ нефти, q_ж ‑ жидкость;

В ‑ обводненность продукции;

G ‑ промысловый газовый фактор;

k_извл.н‑ коэффициент извлечения нефти
динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения.

Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи. Кривая 1 на рис. 43 соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры. Кривая 2 отражает случай с относительно небольшой законтурной областью, что характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость резко снижается в законтурной области, или имеются дизъюнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи.

З



Рис. 43. Зависимость динамического пластового давления Рпл от накопленной добычи жидкости Qж при упруговодонапорном режиме нефтяной залежи с начала ее разработки

Размеры законтурной области: 1 ‑ большие; 2 ‑ небольшие; 3 ‑ законтурная область практически отсутствует

ависимость, представленная прямой линией 3, указывает на то, что добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной области (залежь литологического типа или запечатанная). Такой режим залежей в практике называют упругим.

При элизионном характере водонапорной системы, когда залежь обладает СГПД, упруговодонапорный режим, соответствует кривой 2. При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные коэффициенты извлечения нефти и темпы разработки.

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5-7% в год от НИЗ (рис. 42). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2-3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5-0,55. В связи со значительными различиями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем довольно широк.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых залежей Грозненского района, Восточной Украины и других районов.

36. Проницаемость пород-коллекторов. Понятие абсолютной, фазовой и относительной проницаемости. (стр. 10)

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т.е к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью.

Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазовая фильтрация ‑ совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.
Промыслово-геологическая классификация коллекторов нефти и газа

(по М.И. Максимову, с изменениями)
Таблица 1.

Коллектор			Литологический состав
Тип	Порода
Поровый	Пористая	Гранулярные коллекторы, несцементированные и сцементированные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки)
Каверновый	Кавернозная	Карбонатные крупно- и мелкокавернозные породы (известняки, доломитизированные известняки, доломиты)
Трещинный	Трещиноватая	Плотные породы (плотные известняки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы)
Трещинно-поровый	Трещиновато- пористая	Гранулярные коллекторы, сцементированные (песчаники, алевролиты, переотложенные карбонатные породы)
Трещинно-каверновый	Трещиновато- кавернозная	Карбонатные породы
Трещинно-порово-каверновый	Трещиновато- пористо- кавернозная	То же
Каверново-поровый	Кавернозно-пористая	То же

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящий сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути



где Q ‑ объемный расход жидкости в м³/с; k_пр – коэффициент проницаемости в м²; F ‑ площадь поперечного сечения в м²;  ‑ вязкость флюида в Пас; L ‑ длина пути в см; (P₁-P₂) ‑ перепад давления в Па;

В международной системе единиц (СИ) за единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па с составляет 1 м³/с. Размерность единиц ‑ 1 м². Физический смысл размерности k_пр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

На практике, учитывая небольшие значения проницаемости в м², используют размерность мкм² или 10^-3 мкм², для большинства нефтяных месторождений коэффициент проницаемости колеблется в пределах 0,1  2 мкм², т.е. 10^-13  2^.10^-12 м², газ добывают из продуктивных пластов с проницаемостью 5^.10^-15м².

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости k_пр.

Значение коэффициента проницаемостив лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

v= Q/F = (k_пр/μ )(_∆р/∆ L), (9)

где v ‑ скорость фильтрации; Q ‑ объемный расход жидкости через образец в единицу времени; F площадь фильтрации (поперечного сечения образца); μ ‑ вязкость газа (жидкости); ∆р ‑ перепад давления; ∆L ‑ длина образца. В этом уравнении способность породы пропускать жидкость и газ характеризуется коэффициентом пропорциональности k_np, который и называется коэффициентом проницаемости.

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

Эффективной (фазовая) называется проницаемость k_пр._эф. пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы ‑ нефть, газ, вода, ‑ эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т.е. через пористую породу движется только чистая вода.

Н а рисунке 11 приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (k_в) и нефти (k_н) от водонасыщенности порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, а при достижении водонасыщенности около 85 % фильтрация нефти прекращается вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к уменьшению площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что обводнение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче.

Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин:

1) от размера поперечного сечения пор (трубок). Последний же зависит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации. Следовательно, проницаемость горных пород также обусловлена этими четырьмя факторами.

Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно, меньше и ее проницаемость.

Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо проницаемых.

В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало проницаемыми;

2) от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и, следовательно, тем меньше проницаемость такой породы;

3) от характера сообщения между порами. Если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;

4) от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности когда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;

5) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенное значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами. В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.

37. Расчет и картирование приведенного пластового давления.

Р_пл.пр = Р_пл.а + z /с, где

 - плотность жидкости в скважине, кг/м³

С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа

z ‑ расстояние между серединой пласта и условной плоскостью, называют пьезометрическим напором.

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар. Картой изобарназывают 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.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях ‑ при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.

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 в
Рис. 54. Схема приведения замеренных значений Рпл в скв.1 и 2 к дате построения карты изобар:

1 – средние значения пластового давления по площади по последним картам изобар; 2 ‑ значения пластового давления по площади, полученные по скважинам в последнем квартале; 3 – приведенные во времени значения пластового давления в скв. 1 и 2 (аналогично приводяттся по всем скважинам)
носить поправку на время. Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 54, 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. 55) 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 p_i ‑ среднее арифметическое значение давления в пределах i-го элемента залежи между соседними изобарами; f_i ‑ площадь i-го элемента залежи, замеряемая по карте; F ‑ площадь залежи; n ‑ количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

Д
Рис. 55. Карта изобар

1 ‑ внешний контур нефтеносности; 2 ‑ добывающие скважины; 3 ‑ законтурные (пъезометрические); 4 – изобары, атм;

5 ‑ элемент залежи между соседними изобарами

ля 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 f_i, и h_i, 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

(55)

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.

В настоящее время расчеты средневзвешенных давлений осуществляются на компьютерах.