ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 46

 

  Главная      Учебники - Разные     ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - 1970 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  44  45  46  47   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 46

 

 

Глава 9 Пластовые условия - давление и температура

Пластовое   давление:   измерение,   градиенты,   источники;   пределы

изменений. Температура: измерение; геотермический градиент; использование
температурных замеров; источники тепловой энергии; влияние тепла.

Давление и температура - два главных переменных условия, характеризующих

природный резервуар; изменения давления и температур - одна из форм накопления и

сохранения   энергии.   С   изменением   одного   или   обоих   параметров   изменяются   и

объемы пород и главным образом объемы флюидов, содержащихся в этих породах.

Разница   в   величинах   давления   и   температуры   флюидов   между   двумя   участками

определяет соответственно величины  градиентов  давлений и температур - основных

параметров,   используемых   при   решении   большинства   проблем,   касающихся

движения нефти и газа через горные породы. Этим движением может быть миграция,

способствующая аккумуляции нефти и газа в залежи, или продвижение нефти и газа

из залежи в скважину.

Нефтяники обычно имеют дело с соотношением между величинами давления,

объема и температуры, или, как это обычно называют, данными  PVT.  Наибольшие

изменения   объемов   характерны   для   газовых   скоплений,   достаточно   заметно   они

проявляются и у других типов флюидов, воды и нефти, и значительно меньше - в

самом   материале   горных   пород-коллекторов.   Аномальные   градиенты   давления   и

любые   градиенты   температуры   указывают   на   то,   что   произошло   превращение

потенциальной энергии в кинетическую.

Вязкость   и   плавучесть   -   свойства   нефти   и   газа,   которые   обусловливают

способность этих флюидов двигаться через заполненные водой сообщающиеся поры

горных   пород.   Та   и   другая   величины   меняются   с   изменением   температуры   и

давления,   возрастающих,   как   правило,   с   глубиной.   Из   двух   параметров,

характеризующих   пластовые   условия,   давление,   по-видимому,   имеет   большее

значение, чем температура. Оба этих фактора влияют на объемы, а следовательно, на

относительную   плавучесть   флюидов,   но   пластовое   давление,   видимо,   оказывает

значительно   большее   влияние   особенно   на   свойства   природного   газа.   Повышение

температуры   вызывает   главным   образом   снижение   вязкости   жидкостей   и,

следовательно, повышение их подвижности.

Пластовое давление 

Флюиды,   содержащиеся   в   порах-коллекторах,   находятся   под   определенным

давлением, обычно называемым пластовым (reservoir pressure) [l], давлением флюида

(fluid pressure) или формационным давлением (formation pressure). Можно определить

это давление, измеряя усилие на единицу площади, оказываемое флюидами на стенки

вскрытого   скважиной   коллектора.   Измеряется   пластовое   давление   в   фунтах   на

квадратный дюйм (psi) или в атмосферах (1 атм=14,7 psi)¹. Поскольку все флюиды в

системе   контактируют   друг   с   другом,   передача   давления   происходит   свободно,   и

величина   давления,   замеренная   для   одного   из   флюидов,   характеризует   давление

других флюидов.

Кроме   указанных   выше   терминов,   для   обозначения   различных   видов

пластового   давления   используются   термины:  забойное   давление  (bottom-hole

pressure),  гидравлическое давление  (water-pressure),  статическое давление  (closed-in

pressure),  скважинное давление  (welle-pressure) и  горное давление  («rock»  pressure).

Эти   термины   в   большинстве   случаев   можно   считать   эквивалентными   термину

«пластовое   давление»,   хотя   иногда   они   и   несколько   отличаются   от   последнего.

Термин «горное давление»  в некоторых  более ранних работах рассматривался  как

аналог   пластового   давления.   В   этих   случаях   не   имелась   в   виду   замеренная   или

расчетная величина давления, создаваемого весом толщи перекрывающих пород.

Градиент гидростатического давления системы, представленной пресной водой

(условная плотность 1,0), равен 0,433  фунт/кв. дюйм/фут  (0,1  атм/м).  Графическое

выражение этого градиента в виде диаграммы давление - глубина показано на фиг. 9-

1,  А.  Если в воде растворены соли, ее плотность окажется выше плотности пресной

воды   (см.   Приложение,   табл.  А-1),   а   следовательно,   и   гидростатический   градиент

минерализованной воды будет больше, чем градиент пресной воды; графически это

выразится меньшим наклоном линии.

На   поверхности   открытой   водной   системы,   например   озера,   давление   воды

равно   нулю,   т.е.   давление   флюида   на   поверхности   открытой   системы   равно

атмосферному   давлению.   В   закрытой   гидростатической   системе   (фиг.   9-1,  Б),

состоящей только из воды с плотностью, равной плотности этой воды в открытой

системе,   гидравлический   градиент   давления   будет   таким   же,   как   и   в   открытой

системе.   Однако   уровень,   на   котором   давление   флюида   будет   равным   нулю

(атмосферному   давлению),   может   оказаться   выше   или   ниже   земной   поверхности.

Высота замера давления флюида, соответствующая уровню моря, называется нулевой

высотой.  Графическое   изображение   давления   флюидов   на   диаграммах   давление   -

глубина с учетом соответствующих нулевых высот является очень удобным методом

изучения  характера  потенциала  флюида в тех или иных природных резервуарах  в

пределах бассейна или отдельной перспективной площади.

Обычно под пластовым давлением, если его не рассматривают в каком-либо

ином плане, подразумевают начальное давление - давление, существовавшее до того,

¹Путем прибавления к пластовому давлению в атмосферах величины атмосферного

давления на поверхности получаем величину пластового давления в абсолютных единицах
(psia,  или  ата).  Средние   значения   атмосферного   давления   для   различных   альтитуд
приведены ниже.

Альтитуда, футы

Атмосферное
давление,  

фунт/кв.

дюйм

Альтитуда, футы

Атмосферное   давление,

фунт/кв. дюйм

0

14,7

6000

12,7

1000

14,2

7000

11,7

2000

13,6

8000

11,3

3000

13,1

9000

10,9

4000

12,6

10000

10,1

5000

12,1

Пластовое   давление   в   технических   единицах  (psi)  представляет   собой   давление,

замеренное   на   уровне,   соответствующем   положению   в   скважине   глубинного   манометра.
Пластовое   давление   в   абсолютных   величинах  (psia)  используется   в   точных   инженерных
расчетах, в особенности при подсчетах объемов газа.

как  естественное   равновесие  в   пласте   было   нарушено   разработкой   залежи.

Начальное   пластовое   давление   может   быть   непосредственно   измерено   только   в

первой продуктивной скважине, пробуренной на данный пласт, поскольку по мере

извлечения   из   залежи   нефти   и   газа   пластовое   давление   начнет   снижаться

соответственно   темпу   отбора   флюидов.   Если   работающую   скважину   остановить,

пластовое   давление   начнет   подниматься.   Восстановление   давления,   вначале   очень

быстрое, постепенно замедляется, пока не будет достигнута максимальная величина

давления. Это максимальное давление называется статическим забойным давлением

(static   bottom-hole   pressure),   просто  статическим   давлением  (shut-in   pressure)   или

статическим  формационным   давлением  (static   formation   pressure).   Если

продолжительность остановки скважины недостаточна для достижения

Фиг. 9-1. Давление флюидов в открытой системе.
А  -  давление   на   единицу   площади,   оказываемое   столбом   воды   высотой   от

точки замера пластового давления до поверхности контакта с воздухом (например, до
уровня   моря   или   озера);  Б  -  закрытая   система,   давление   на   любой   глубине
характеризует давление на единицу площади, оказываемое столбом воды высотой от
точки замера пластового давления до условной поверхности раздела вода - воздух, так
называемой потенциометрической поверхности, которая может быть и выше, и ниже
земной поверхности. Чистая  вода (плотность 1,0) создает давление 0,433  фунт/кв.
дюйм/фут
 (0,1 атм/м).

максимальной   величины   статического   давления,   эту   величину   можно   рассчитать

путем   экстраполяции   кривой   восстановления   давления.   Статическое   забойное

давление   в   эксплуатирующейся   скважине   обычно   ниже   начального   пластового

давления в залежи. Разница между статическим и начальным пластовым давлением

характеризует   степень   снижения   последнего   в   процессе   разработки   залежи.

Динамическое давление (flowing pressure), называемое также забойным динамическим

давлением  (bottom-hole   flowing-pressure),   замеряется   во   время   работы   скважины.

Разница   между   динамическим   и   статическим   давлением   называется

дифференциальным давлением или депрессией на пластЗатрубное давление (casing

pressure), или давление на устье (surface pressure), - это статическое давление на устье

скважины,   создающееся   внутри   эксплуатационной   колонны,   между   ее   стенками   и

насос-но-компрессорными   трубахчи,   когда   скважина   остановлена   и   давление

восстановилось   до   максимально   возможной   величины.   Прибавив   к   величине

затрубного давления вес столба воздуха, газа, нефти и воды, находящихся в скважине,

получим   расчетную   величину   пластового   давления.  Буферное   давление  (tubing

pressure) - это давление на устье скважины внутри насосно-компрессорных труб. Оно

может быть статическим, т.е. замеренным в остановленной скважине, и в этом случае

равно   затрубному   давлению,   или   динамическим,   замеренным   во   время

фонтанирования скважины. Если газ при этом обгоняет нефть, проскальзывая сквозь

нее, буферное давление будет возрастать, поскольку плотность газа много меньше

плотности   нефти.  Противодавление  (back   pressure)  -  давление,   создаваемое

работающей   скважиной   на   пласт,   иными   словами,   величина   сопротивления

динамическому давлению. Оно равно манометрическому давлению на поверхности (у

устья скважины) плюс вес столба жидкости в скважине.

Изменения величины пластового давления, связанные с разработкой залежи,

весьма важны   для эксплуатационников.  В  общем  случае  давление   падает   по  мере

извлечения пластовых флюидов, и величина снижения давления на единицу объема

добываемых   газа   или   нефти¹   служит   надежной   основой   качественной   и

количественной   оценки   их  запасов,   максимального   рационального   темпа   отбора   и

эффективности разработки. Если снижение давления на единицу добытых из залежи

нефти   и   газа   быстрое,   объем   резервуара   скорее   всего   невелик;   и   наоборот,   если

падение давления медленное, резервуар может оказаться очень большим. В связи с

этим   крайне   важно   как   можно   раньше   получить   сведения   о   скорости   снижения

пластового давления для объективной оценки пластовой энергии и, следовательно,

потенциальных   возможностей   резервуара.   Таким   образом,   замеры   давления   -

совершенно   необходимый   элемент   в   работе   эксплуатационников.   Ниже   мы

рассмотрим   главным   образом   начальное   пластовое   давление,   факторы,

обусловливающие величину этого параметра, и некоторые результаты его влияния.

Изменения давления в процессе разработки залежи более полно рассмотрены в гл. 10,

посвященной механике природного резервуара.

Начальное   пластовое   давление   непосредственно   связано   с   динамикой   воды,

насыщающей горные породы. В широком плане количество нефти и газа в породах

бесконечно   мало   по   сравнению   с   количеством   воды   -   большая   часть   нефтяных   и

газовых залежей  фактически  «затеряна»  в водоносных пластах. Вода действует  не

только как среда, сквозь которую нефть и газ должны двигаться, чтобы скопиться в

залежах, но и как основной агент, передающий давление от одного участка к другому.

Иными   словами,   вода   является   своего   рода   соединительной   тканью,   непрерывной

фазой,   пропитывающей   проницаемые   горные   породы.  В   глинах   и   тонкозернистых

породах с крайне низкой  проницаемостью вода представлена  лишь в виде пленки

(вокруг   частиц)   толщиной   в   несколько   молекул.   В   более   проницаемых   породах,

называемых   водоносными,   она   занимает   от   10   до   40%   объема   породы.   Так   как

нефтяные   и  газовые   залежи   почти   всегда   непосредственно   связаны   с  подземными

водами, многие особенности пластового давления изучаются как в гидрогеологии, так

и в геологии нефти и газа.

Измерение давления

Пластовое давление может проявляться различными способами. В скважинах,

пробуренных канатным способом, это проявление особенно наглядно. Обычно оно во

всех водоносных пластах оказывается достаточным для поддержания столба воды в

скважине на некоторой высоте или даже для перелива ее через устье. При бурении

таких скважин пластовые воды практически имеют свободный доступ в скважину, так

как разбуриваемые пласты подвергаются воздействию только атмосферного давления

и   веса   небольшого   количества   буровой   жидкости.   Скорость   поступления   воды   в

скважину может быть замерена тартанием и выражена количеством желонок, которое

¹В СССР обычно рассчитывают обратную величину  -  коэффициент продуктивности,

который   выражается   в   количестве   нефти   или   газа,   полученном   на   единицу   снижения
пластового давления. - Прим. перев.

необходимо   поднимать   в   единицу   времени   для   того,   чтобы   вода   удалялась   из

скважины с той же скоростью, с какой она поступает в нее. Уровень, до которого

поднимается   вода   в   скважине   после   прекращения   тартания,   обычно   является

функцией пластового давления и называется  гидростатическим  уровнем. Если вода

заполняет   скважину   полностью,   гидростатический   уровень   совпадает   с   земной

поверхностью. Многие породы характеризуются небольшой водоотдачей вследствие

своей низкой  проницаемости,  тем  не менее  вода может  заполнить  большую часть

скважины или даже всю ее, но при условии более длительного времени дренажа, чем

это обычно возможно в короткий период бурения скважины.

При роторном бурении скважина все время заполнена глинистым раствором и

измерение   пластового   давления   должно   производиться   иначе.   Глинистый   раствор

значительно   тяжелее   воды,   в   связи   с   чем   давление,   оказываемое   им   на   стенки

скважины, выше, чем пластовое давление. Если бы этого не было, пластовые флюиды

выдавили  бы  раствор  из  скважины. Разработан  ряд способов  установки  приборов,

замеряющих пластовое давление, против исследуемого пласта и записи пластового

давления   даже   в   том   случае,   если   скважина   заполнена   глинистым   раствором   [2].

Обычно   это   самозаписывающие   и   высокоточные   манометры,   иногда   называемые

бомбами   (pressure   bombs),   спускаемые   в   скважину   на   испытателе   пластов.   Пакер

устанавливается   над   испытателем   пластов   так,   чтобы   вес   глинистого   раствора   не

оказывал влияния на водоносные или нефтегазоносные пласты и замер пластового

давления проводился с учетом атмосферных условий на земной поверхности. После

того как буровой раствор из скважины будет извлечен и скважина начнет работать,

пластовое   давление   может   быть   замерено   с   помощью   глубинного   манометра,

спущенного в насосно-компрессорные трубы до интервала исследуемого пласта.

Для   расчета   статического   давления   необходимо   к   величине   затрубного

давления на устье скважины прибавить вес столба, заполняющего скважину флюида

высотой   от   кровли   пласта   до   поверхности.   Если   уровень   жидкости   в   скважине

располагается на некотором расстоянии от устья, то к весу ее столба нужно прибавить

вес   столба   воздуха   между   уровнем   жидкости   и   поверхностью.   Если   скважина

целиком заполнена газом, забойное или пластовое давление [3] представляет собой

сумму веса столба газа, рассчитываемого для каждого конкретного газа при данной

температуре в скважине и манометрическом давлении, замеренном на поверхности.

Оборудование   для   замера   пластового   давления   должно   соответствовать

постоянно   увеличивающейся   потребности   измерения   высоких   давлений   на   очень

больших   глубинах.   В   южной   Луизиане   [4]   в   скважине   глубиной   16 112   футов

(4 920 м), где мощность песчаника составляла 18 футов (5,5 м), замеренное давление

газоконденсата было 11 690 фунт/кв. дюйм (822 атм), а расчетное забойное давление -

около 15 000 фунт/кв. дюйм (~1050 атм).

Градиенты давления 

Мы рассматриваем два вида градиентов давления. Гидростатический градиент

характеризует  увеличение  давления флюида с глубиной,  обусловленное давлением

столба   воды   высотой   от   точки   замера   пластового   давления   до   поверхности.

Гидродинамический градиент давления, или градиент потенциала флюида, возникает

в   водоносных   горизонтах   при   движении   воды.   Если   потенциометрическая

поверхность   данного   водоносного   пласта   горизонтальная,   то   говорят,   что   система

находится в гидростатическом равновесии. Пластовая вода в этом случае неподвижна.

Если   потенциометрическая   поверхность   наклонная,   то   система   находится   в

гидродинамическом равновесии, а вода - в движении.

Статические градиенты. В большинстве природных резервуаров статический

градиент   изменения   пластового   давления   с   глубиной   составляет   в   среднем   45

фунт/квдюйм/100  фут  (0,1  атм/м).   Это   характерно   для   воды,   содержащей

растворенные соли в количестве 55 000 ч. на млн. (5,5%) (см. Приложение, табл. А-1).

Иногда наблюдаются градиенты давления, достигающие 100 фунт/квдюйм/100 фут

(0,23 атм/м). По-видимому, такие градиенты обусловлены уже не весом столба воды,

а   весом   перекрывающих   горных   пород,   для   которых   градиент   давления   равен

примерно этой величине.

Несколько   примеров   пластовых   давлений,   замеренных   по   десяти   нефтяным

залежам в продуктивных известняках Смаковер в южном Арканзасе, приведены на

фиг.   9-2.   Градиенты   давления   составляют   в   среднем   52  фунт/кв. дюйм/100  фут.

Плотность   пластовых   вод   формации   Смаковер   равна   1,22,   что   соответствует

градиенту 52 фунт/кв. дюйм/100 фут и расположению потенциометрического уровня

приблизительно у земной поверхности. Средний статический градиент давления для

Фиг.  9-2.  Изменение   начального  пластового   давления  с  глубиной  в  юрских

известняках   Смаковер,   южный   Арканзас.   Плотность   пластовых   вод   1,22,   что
соответствует градиенту давления 0,52  фунт/кв. дюйм/фут  (0,12  атм/м). Пластовое
давление - гидростатическое.

провинции Галф-Кост в США обычно принимается равным 46,5  фунт/кв. дюйм/100

фут. Но известны  градиенты,  превышающие эту величину. Пластовые давления в

группе залежей Большая Офисина в восточной Венесуэле показаны на фиг. 9-15.

Пластовое давление может быть настолько большим, что вода, содержащаяся в

пласте,   поднимается   выше   его   кровли   при   вскрытии   скважиной;   такая   вода

называется артезианской. Если вода при этом переливается через устье скважины, то

скважина   называется  фонтанирующей   артезианской   скважиной.   Вода   в   скважине

поднимается   до   тех   пор,   пока   вес   столба   жидкости   не   уравновесит   пластовое

давление;   таким   образом,   скважина   может   рассматриваться   в  качестве   манометра.

Высота,   до   которой   поднимается   пластовая   вода   в   скважинах,   пробуренных   в

различных   точках   площади   распространения   пласта,   может   быть   изображена

графически   как   условная   поверхность   равновесия   (поверхность   воздух  -  вода   при

давлении   в   1  атм),   называемая  потенциометрической  или  пьезометрической

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  44  45  46  47   ..