Контрольная работа по "Нефтегазопромысловая геология"

МИНОБРНАУКИ РОССИИ 

УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 
 

КАФЕДРА ГНГ  
 

Контрольная работа № 1

по  дисциплине

Нефтегазопромысловая  геология 

Выполнил: 
 
 
 
 
 

Вариант 9 
 
 

Ухта 2011 г.

 

Вариант 9 

СОДЕРЖАНИЕ 

   

1. Понятие о  горном и пластовом давлении. Распределение  давления

      в пределах нефтяных и газовых месторождений. 3 

   

2. Режимы  работы газовых залежей 10 

 
   

3. Составить геологический профиль по данным бурения скважин 13

 

   Библиографический список 15

 

1. ПОНЯТИЕ О ГОРНОМ  И ПЛАСТОВОМ ДАВЛЕНИИ. РАСПРЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ПРЕДЕЛАХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 

     Горное  давление обусловлено весом вышележащих пород, интенсивностью и продолжительностью тектонических процессов, физико-химическими превращениями пород и т.п.

     Различают вертикальную и горизонтальную компоненты горного давления, которые называют соответственно полным и боковым. Полное (геостатическое) давление соответствует суммарному весу вышележащей толщи, боковое (геотектоническое) давление, возникающее за счет напряжений, образующихся в пластах в результате тектонических процессов, их деформации обусловливающих релаксацию напряжений.

     При известной мощности h и ρ плотности каждого слоя пород вертикальная компонента горного давления (в Па) определяется следующим уравнением: 

     где g – ускорение свободного падения; n - число слоев.

     Значение  бокового горного давления определяется величиной вертикальной компоненты давления, коэффициентом Пуассона пород и геологическими свойствами пород. Коэффициент пропорциональности между вертикальной и горизонтальной (боковой) составляющими горного давления изменяется в зависимости от типа пород от 0,33 (для песчаников) до 0,70 (для прочных пород типа алевролитов).

    Пластовое давление — один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом. Под пластовым понимают давление, при котором нефть, газ, вода находятся в пустотах пластов-коллекторов в геологическом разрезе месторождения.

    Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор водонапорной системы 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 протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, величина пластового давления p_пл может быть определена по высоте столба пластовой жидкости и скважине при установлении статического равновесия в системе пласт — скважина:

    p_пл = hρg, (2)

    где h высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление; ρ — плотность жидкости в скважине; g — ускорение свободного падения. 

    При практических расчетах формулу используют в следующем виде:

    p_пл = hρ/c, (3)

    где c — 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, проходящую через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.

    Высоту  столба жидкости h в (2) и (3) в зависимости от решаемой задачи обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта-коллектора. Такой столб жидкости h называют пьезометрической высотой (рис. 1). 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 (p_пл.а.); величину давления, соответствующую пьезометрическому напору, — приведенным пластовым давлением (p_пл.пр.).

    В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (рис. 2, скв. 1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скважины H₁ до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h₁ а также плотность воды ρ_в (она обычно больше единицы вследствие того, что пластовые воды минерализованы):

    p_пл1 = [(H₁ – h₁)/102] ρ_в . (4)

    В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (рис. 2, скв. 2),

    p_пл2 = H₂ ρ_в /102. (5)

    Скважины  с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 2, скв. 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление р_у на их герметизированных устьях:

    p_пл3 = (H₃ ρ_в/102) + р_у , (6)

    где p_у = h₃ρ_в/102, h₃ — превышение пьезометрического уровня над устьем скважины. 

Рис. 1. Пьезометрические высота и напор в скважине.

1 —  пласт-коллектор; 2 — пьезометрический уровень в скважине; О—О — условная плоскость; h₁ — пьезометрическая высота; z — расстояние от середины пласта до условной плоскости; h₂ — пьезометрический напор 
 

Рис. 2. Схема  инфильтрационной водонапорной системы.

1 — водонасыщенный  пласт-коллектор; 2 — залежь нефти; 3 — пьезометрическая поверхность; 4 — земная поверхность; 5 — скважина со столбом пластовой воды, уравновешивающим начальное пластовое давление; 6 — направление движения жидкости; 7 — водоупорные породы.

 

    Для характеристики изменения пластового давления в водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad р, отражающим величину изменения р_пл на 1 м глубины скважины:

    grad р = p_пл/Н   (7)

    Из  рис. 2 видно, что на величину grad р в различных скважинах заметное влияние оказывает различие в разности абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad р меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad р больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью. Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более. Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.

    При grad р > 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при grad р < 0,008 — меньшим гидростатического (МГПД).

    Наличие в пластах-коллекторах СГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории резервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью оттока. Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для элизионных водонапорных систем. В таких системах напор создается за счет выжимания вод из вмещающих пласты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геостатического давления, возрастающего в процессе осадконакопления (геостатические элизионные системы), или в результате геодинамического давления при тектонических напряжениях (геодинамические элизионные системы).

    Пластовое давление, меньшее гидростатического, т. е. с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м, встречается относительно редко. Наличие в пластах-коллекторах МГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории создавались условия, приводящие к дефициту пластовой воды в резервуаре. Одним из таких условий может быть увеличение пористости, например при выщелачивании или перекристаллизации пород. Возможно также уменьшение объема жидкости, насыщающей пустотное пространство, например вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тектонических движениях на меньшие глубины.

    Каждая  залежь УВ обладает некоторым природным  пластовым давлением. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Соответственно различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление залежей.

    Начальное (статическое) пластовое давление — это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т. е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Величина начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

    В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней отличаются от значений этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина разности этих значений зависит от степени различий в плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали рассматриваемой точки залежи до ВНК. На рис. 3 приведена схема инфильтрационной водонапорной системы, область питания которой расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе залежи 400 м, отметка ВНК — 700 м, ГНК — 400 м, кровли пласта в своде залежи —300 м.

    Проследим изменение начальных (статических) значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе залежи. Примем плотность пластовых вод, нефти и газа соответственно: ρ_в = 1,0, ρ_н = 0,85, ρ_г = 0,1 г/см³.

    В водяной скв. 1 пьезометрическая высота h_в = 600 м. Соответственно p_пл1 = h_вρ_в/102 = 600∙1,0/102 = 5,88 МПа.

    В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте h_в = 900 м p_пл1 = 900∙1,0/102 = 8,82 МПа. p_пл1< p_пл4 на 2,94 МПа, т. е. на величину, соответствующую разнице в глубинах залегания пласта в рассмотренных скважинах.

    В скв. 2 при той же абсолютной отметке  залегания пласта, что и в скв. 1, пластовое давление тоже меньше, чем  в скв. 4, но на иную величину, поскольку  столб жидкости, соответствующий  разнице их глубин, состоит на 100 м из воды и на 200 м из нефти. Определяя  пластовое давление в скв. 2, исходя из величины p_пл4, получим p_пл2 = 8,82—(100∙1,0 + 200∙0,85)/102 = 6,17 МПа. В нефтяной скв. 2 пластовое давление на 0,29МПа больше, чем в водяной скв. 1, вскрывшей пласт на той же абсолютной отметке. Пьезометрическая высота в нефтяной скв. 2 составляет: h₂ = 6,17∙102/0,85 = 740 м. Это на 140 м больше, чем в водяной скв. 1 при той же абсолютной отметке пласта. При значительной абсолютной отметке устья скв. 2 пьезометрический уровень в ней находится на отметке 240 м.

    Нефтяная  скв. 2а с той же абсолютной отметкой пласта, что и скв. 2, но с меньшей  отметкой устья (100 м) будет фонтанировать. Давление на ее устье при герметизации     p_у2а = 140×0,85:102=1,17 МПа.

    Рис. 3. Схема распределения пластового давления р_пл и пьезометрических высот в районе расположения нефтегазовой залежи: 1 — вода; 2 — нефть; 3 — газ; поверхности: 4 — пьезометрическая;      5 — земная; p_у — давление на устье скважины. 

    Пластовое давление в газовой скв. 3 может быть определено исходя из р_пл2:р_пл3 = 6,17–(100×0,85+100×0,1)/102=5,24 МПа. В скв. 3 в условиях насыщенности пласта водой пьезометрическая высота составила бы 400 м, а пластовое давление 3,92 МПа. Таким образом, пластовое давление газонасыщенного пласта в своде структуры в рассматриваемом случае на 1,32 МПа больше, чем оно могло бы быть при заполнении резервуара водой.

    Для приведенного примера изменение  значений начального пластового давления и соответственно пьезометрических уровней в районе залежи может быть изображено в виде профиля (рис. 4).