Коллекторами нефти и газа

Роль начального пластового давления.

Начальное пластовое давление залежи во многом определяет природную  энергетическую характеристику залежи, выбор и реализацию системы ее разработки, закономерности изменения  параметров залежи при ее эксплуатации, особенности годовой добычи нефти  и газа.

Начальное пластовое давление в значительной мере определяет природное  фазовое состояние УВ в недрах и, следовательно, также обусловливает  определение рациональных условий  разработки.

Значение начального пластового давления залежи необходимо учитывать  при оценке по керну значений пористости и проницаемости пластов в  их естественном залегании. Указанные  параметры, определенные по керну в  поверхностных условиях, могут быть существенно завышены, что приведет к неправильному определению  емкости резервуара и запасов  УВ.

Знание значения начального пластового давления залежей и всех вышележащих пластов-коллекторов  необходимо при обосновании технологии бурения и конструкции скважин. При этом следует исходить из двух основных требований: обеспечения нормальной проходки ствола скважины (без поглощений промывочной жидкости, выбросов, обвалов, прихватов труб) и повышения степени  совершенства вскрытия

пластов (минимального "загрязнения" продуктивных пластов промывочной  жидкостью), т.е. предотвращения снижения производительности пласта по сравнению  с его природными возможностями.

Природа пластового давления в залежи в значительной мере предопределяет изменение пластового давления в процессе разработки. Соответствие пластового давления гидростатическому может служить показателем приуроченности залежи к инфильтрационной водонапорной системе. В этих условиях можно ожидать, что в процессе разработки залежи пластовое давление будет снижаться относительно замедленно. СГПД свидетельствует о замкнутости элизионной водонапорной системы. Снижение пластового давления в залежах с СГПД происходит быстрее, темпы его падения возрастают с уменьшением размеров водонапорных систем. Таким образом, по значению начального пластового давления можно прогнозировать закономерности падения пластового давления в залежи при ее разработке, что позволяет обоснованно решать вопросы о целесообразности применения методов искусственного воздействия на пласты и о времени начала воздействия.

При составлении первого  проектного документа на разработку значение начального пластового давления используют для определения уровней  добычи в начальный период разработки залежи.

2. ТЕМПЕРАТУРА ПЛАСТА

Знание пластовой температуры  необходимо для изучения свойств  пластовых нефти, газа и воды (при  проектировании, осуществлении и  анализе разработки пласта), определения  режима пласта и динамики движения подземных вод, установления условий  формирования залежей нефти и  газа и размещения этих залежей в  пределах различных структур, а также  для изучения теплового поля земной коры (при геофизических исследованиях). Оно оказывает большую помощь и при решении различных технических  вопросов, связанных с тампонажем скважин, перфорацией и т. п.

Замеры температур в скважинах  производят либо максимальным термометром, либо электротермометром.

Замеры температуры можно  производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными  ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20—25сут  для того, чтобы в ней восстановился  нарушенный бурением или эксплуатацией  естественный температурный режим. Однако в промысловых условиях нередко  приступают к замерам по истечении  всего лишь 4—6 ч после остановки  скважины. В процессе бурения температуру  обычно замеряют в скважинах, временно остановленные по техническим причинам.

В эксплуатационных скважинах  замеры температуры производят после  подъема насоса; эти замеры оказываются  надежными лишь для интервала  глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных  данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым  раствором и остановить на более  или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели . удобнее  использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры  следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное  понижение естественной температуры.

Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую  ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле

где G—геотермическая ступень, м/°С; Н—глубина места замера температуры, м; h—глубина слоя с постоянной температурой, м; Т—-температура на глубине °С; t—средняя годовая температура воздуха на поверхности, ^oС.

Для более точной характеристики геотермической ступени необходимо иметь замеры температуры по всему  стволу скважины. Такие данные позволяют  вычислить величину геотермической ступени в различных интервалах разреза, а также определить геотермический градиент, т. е. прирост температуры  в °С при углублении на каждые 100 м. Величина геотермического градиента (Г) равна

следовательно, зависимость  между геотермической ступенью и  геотермическим градиентом выражается соотношением

Как уже указывалось, данные термических исследований могут  быть широко использованы для изучения не только разрезов скважин и выявления  в них нефтеносных, газоносных и  водоносных пластов, но и геологического строения нефтяного месторождения  в целом.

В. М. Николаев указывает  на возможность использования геотермических данных для прослеживания за динамикой  под земных вод и направлением их стока.

Г. М. Сухарев составил карту  геоизотерм по III группе песчаников чокракского горизонта для Терско-Дагестанской нефтегазоносной области с целью использования ее для прогнозо1 нефтегазоносности недр. Он установил, что в зонах затрудненного водообмена величина геотермической ступени в водоносною комплексе зависит от его гипсометрического положения. Если водоносный комплекс имеет низкую отметку, то величина геотермической ступени будет наименьшей и, наоборот. В зонах слабого движения вод, т.е. практически при отсутствии водообмена, геотермическая ступень является нормальной. В зонах ослабленного движения вод, связанного с литологическими или структурными условиями, величина геотермической ступени является промежуточной между ее величинами в зонах затрудненного водообмена и в зонах отсутствия водообмена. По карте геоизотерм можно судить о затухании подземного стока вследствие ухудшения проницаемости песчаников, а также наблюдать за динамикой и направлением движения подземных вод и т. п.

Величина геотермического  градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали—зонами  пониженной температуры.

Для верхних слоев земной коры (10—20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного  шара. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность  поглощать газ) резко меняются с  изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти  двигаться по пласту к забоям скважин.

3. ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:

• напор контурной воды под действием ее массы;
• напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды;
• давление газа газовой шапки;
• упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа;
• сила тяжести нефти.