ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 21.11.2023
Просмотров: 296
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
24
2.1. Внешние и внутренние границы пластового давления
За начальное пластовое давление обычно принимается статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до нарушения статического равновесия, т.е. до отбора из пласта сколько-нибудь значительного количества пластовой жидкости. Естественно, что этот один или несколько замеров характеризуют начальное пластовое давление лишь в определенных точках пласта и не могут быть приняты для залежи в целом. Для определения среднего начального пластового давления полученные замеры по первой скважине (или по первым скважинам) должны быть пересчитаны на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности, или приведены к поверхности начального водонефтяного контакта.
При вводе каждой новой скважины в эксплуатацию в пласте начинается радиальное движение жидкости (газа) по направлению к еѐ забою. Вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии (или перевернутая воронка репрессии) давления (рисунок 2.1, верхняя часть). На рисунке также можно увидеть эпюру давлений, построенную через забои скважин. Видны резкие, пиковые отклонения в районе работы добывающих и нагнетательных.
Однако, как показала практика, анализ распределения полей пластового давления в виде воронок, не вполне оправдан, так как на картах все скважины выглядят обособленно (рисунок 2.2, верхняя часть). А при отключении скважины, информацию по давлению в ней необходимо уже отображать как среднюю по области дренирования. Таким образом, для предотвращения постоянных перестроений и путаницы карту изобар строят не по «истинному» пластовому давлению в районе забоя работающей скважины, а по максимальному уровню восстановления давления в области еѐ текущего дренирования. Данный подход позволяет оценивать не только текущее состояние района дренирования скважины, но и энергетический потенциал участка на перспективу.
25
Рис. 2.1. Объемная диаграмма распределения пластового давления в районе работы скважин, дополненная эпюрами продольного разреза
26
Рис. 2.2. Пример карты «истинных» изобар (вверху) и обычной карты изобар (внизу). Шкала имеет отметками по давлению насыщения и начальному пластовому давлению
27
При принятии решений по организации системы поддержания пластового давления (ППД) или еѐ регулированию наряду с картой остаточных запасов нефти, карта изобар является основной картой содержащей информацию о распределении остаточных запасов пластовой энергии.
С появлением вычислительной техники и моделей пласта, позволяющих постоянно вносить коррективы в данные и перестраивать карты, значение
«истинной» карты для анализа разработки залежей может быть пересмотрено. К примеру, при массовой эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения (видны участки, где происходит внутрипластовое выделение газа).
Обычная же карта изобар строится по данным полученным в результате остановок скважин и восстановления давления по ним до максимально возможного в текущих условиях уровня (рисунок 2.1, нижняя часть и рисунок
2.2, нижняя часть).
Любая информация имеет область своего наилучшего применения, а так же всегда имеется возможность сочетания нескольких взаимодополняющих параметров. На рисунке 2.3. приведен пример совмещения двух эпюр распределения пластового давления с учетом и без учета текущего забойного давления. Прослеживаются как локальные воронки от единичных скважин, так и общая гидродинамическая воронка (яма) от работы всей залежи. Приведенное текущее пластовое давление по залежи снижается от аквифера к центральной части.
Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи (рисунок 2.3).
28
Рис. 2.3. Эпюры продольного разреза карты изобар и карты «истинных изобар» учитывающей забойное давление
Характер распределения давления по пласту при внутриконтурном заводнении, характеризуется избирательными пиками на эпюре. Высота пиковых значений иногда может превышать уровень начального пластового давления (рисунок 2.3). При размещении нагнетательных скважин разрезающими залежь на блоки рядами, формируется «искусственный» контур питания блока.
29
2.2. Учет поля аквифера при построении карт изобар
Водоносный горизонт или «Аквифер» (англ. aquifer) – осадочная горная порода, представленная одним или несколькими переслаивающимися подземными слоями горных пород с различной степенью водопроницаемости.
Слои частично состоят из рыхлых материалов: гравия, доломита, ила, известняка, мергеля или песка. Трещины или пустоты между слоями заполнены подземными водами. Горизонт ограничен либо двумя водоупорными пластами
(обычно глиной), либо водоупорным пластом и зоной аэрации.
Основные характеристики аквифера:
статический уровень или пьезометрический уровень в скважине, пробуренной на определенный водоносный горизонт. Измеряется в метрах от поверхности земли;
динамический уровень, появляющийся в том случае, когда из скважины проводится водоотбор, например, погружным насосом. Измеряется в метрах от поверхности земли;
забор воды из водоносного горизонта или дебит скважины измеряется в л/с, м
3
/час, м
3
/сут, тыс.м
3
/год;
коэффициент водопроводимости измеряется в м
2
/сут;
скорость сработки статического уровня измеряется в метрах в год, показывает скорость падения уровня воды при заданном заборе воды;
годовая амплитуда колебания уровня воды измеряется в метрах;
глубина залегания подошвы слоя водоносного горизонта. Измеряется в метрах от поверхности земли.
30
1 2 3 4 5 6
Типы аквиферов
Геологические материалы аквифера могут быть классифицированы как сцементированные породы или неуплотнѐнные (свободные) отложения.
Сцементированные породы могут быть образованы песчаником, сланцеватой глиной, гранитом или базальтом. Неуплотнѐнные породы содержат зернистые материалы: песок, галечник или глину. Четырьмя главными типами аквифера являются: аллювий (отложенные реками песок, галечник и ил), пласт осадочных пород (уплотнѐнные отложения), ледниковые отложения
(неуплотнѐнные отложения, созданные ледниками), вулканические метаморфические породы.
Подземные воды в аллювиях находятся в поровом пространстве между частицами, а в уплотнѐнных породах — в трещинах. Количество воды, которое может вмещать аквифер, зависит от его пористости, являющейся поровым пространством между зѐрнами отложений или объѐмом трещин в породе. Для движения воды в породе необходимо, чтобы поровые пространства были соединены между собой. Подземные воды движутся очень медленно внутри аквифера, и скорость движения зависит от размера пространств внутри грунта или породы, соединенности между собой этих пространств и градиента давления водной поверхности.
Крупнозернистые отложения как песок и гравий обладают более высокой пористостью, чем мелкозернистые отложения как глина и ил, и лучшей соединенностью пор. Крупнозернистые материалы более проницаемы в виду того, что они обладают большими связанными пространствами или трещинами, позволяющими воде протекать.
В некоторых случаях поровые пространства могут быть заполнены мелкозернистыми отложениями, что уменьшает пористость и затрудняет движение воды, характеризуя аквифер слабопроницаемым. Очень важно уметь определять такие характеристики аквифера, как проницаемость для прогнозирования поведения подземных вод в аквифере.
31
Оценка расстояния до границы поля аквифера
с начальным пластовым давлением
Снижение давления в зоне отбора жидкости скважинами при разработке нефтяной залежи вызывает расширение пластовых флюидов и пористой среды за счет упругих сил, что вызывает процессы перераспределения давления, как по площади залежи, так и за еѐ пределами.
На рисунке 2.4 приведена характерная, как для единичных скважин, так и для залежей в целом кривая падения пластового давления. Темп изменения давления при отборе постоянного количества жидкости из пласта неравномерен. На начальной стадии разработки происходит быстрое понижение давления (проявление упругих сил пласта и пластовых флюидов, жидкость течет в пласте по радиальному закону, т.е. происходит ускорение к центру), а затем снижение давления замедляется, что связано с ограничениями отборов жидкости при достижении величины давления насыщения нефти газом. Кривая восстановления давления в единичных скважинах имеет схожий характер.
Рис. 2.4. Типовая кривая падения пластового давления
0 2
4 6
8 10 12 14 16 0
5 10 15 20 25 30
П
ласт ов ое дав лен ие,
МП
а
Годы
Давление насыщения нефти газом
Начальное пластовое давление
Кривая падения пластового даления
Период стабилизации давления из за ограничений по давлению насыщения
32
При остановке добывающей скважины давление на забое сначала резко поднимается (при условии не ухудшенной в процессе эксплуатации проницаемости призабойной зоны пласта), а затем постепенно скорость роста замедляется.
Экспериментально, расстояние до точки в законтурной области от контура питания, можно оценить, проведя исследование на неустановившемся режиме (снятие кривой восстановления (падения) уровня (КВУ, КПУ)) по группе приконтурных добывающих и нагнетательных скважин.
Как правило, в условиях высокой водопроводимости аквифера, исследование КВУ (КПУ) в приконтурных скважинах длятся относительно дольше, чем в скважинах купольной части (рисунок 2.5).
Рис. 2.5. Необработанные данные КВУ по добывающим скважинам одной залежи. Выделяется три обособленные группы замеров
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 0
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
У
ро вен ь
жи дк ости в за тр уб но м пр ост ран ств е скв ажи ны
, м
Время, сек
Тысячи
КВУ характерные для приконтурных скважин
КВУ характерные для скважин купольной части с высокой степенью интерференции
КВУ характерные для скважин в близи нагнетательных скважин
33
Зная гидродинамические характеристики пласта можно рассчитать расстояние до контура питания скважины, в том числе и по скважинам находящимся в приконтурной области. Однако, если залежь имеет подпитку со стороны аквифера, область дренирования с таким радиусом контура питания будет выходить за принятые границы залежи. Это делает возможным введение
«фиктивных» значений (точек) за контуром залежи при построении карты изобар.
Значение «фиктивной» точки может быть равно максимальному зафиксированному в приконтурной скважине на границе контура питания. Так же можно экстраполировать КВУ пограничных скважин до начального пластового давления и получить величину расстояния до участка аквифера, где давление в нем, за счет восполнения извне, является равным начальному пластовому давлению. Такая «нулевая» граница аквифера опоясывает всю залежь, как правило, на расстоянии от одного до трех средних межскважинных расстояний от приконтурных скважин.
На рисунках 2.6 и 2.7 представлены карты изобар с «фиктивными» точками на «нулевой» границе аквифера и без них.
На рисунках 2.8 и 2.9 представлен окончательный вид карты изобар с прикрытой законтурной областью с «фиктивными» точками на «нулевой» границе аквифера и без них. На рисунке 2.9 особенно видно, что в восточной и западной частях залежи изолинии перпендикулярно пересекают контур залежи.
Это возможно лишь в условиях отсутствия аквифера, когда залежь ограничена непроницаемыми границами.
На рисунке 2.10 представлены эпюры продольного разреза карты изобар с учетом и без учета «фиктивных» точек на «нулевой» границе аквифера. Эпюра уходит за пределы границ залежи до «нулевой» границы аквифера.