16.Условия залегания нефти, газа и воды в горных породах.
Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий.
Первое условие: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушки).
Коллекторами называются горные породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке (извлечении на дневную поверхность). Любая порода, содержащая поры, пустоты и трещины, может считаться коллектором нефти и газа.
По происхождению эта порода может быть осадочной, магматической или метаморфической. Однако выявленные в земной коре скопления нефти и газа в подавляющем большинстве (более 99 %) содержатся в осадочных породах.
Роль покрышек выполняют глины, но кроме них могут быть каменная соль и известняки
Второе условие формирования скопления нефти и газа - это миграция нефти и газа. Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород - покрышек. Попав в ловушку, нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются: газ, как самый легкий уходит вверх, вода как самая тяжелая, - вниз, а нефть занимает промежуточное положение.
17. Давление в земной коре.
Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рплтек.
С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.
Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.
Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи - важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта - оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других - стабилизироваться, на третьих - возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.
Приведенное пластовое давление - это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки первоначального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи - плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется неизменным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:
Рпл.пр =Рпл.з ± rgh, где
Рпл.з - замеренное в скважине пластовое давление;
h - расстояние между точкой замера и условной плоскостью;
r - плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине - нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер),
g - ускорение свободного падения
Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис.3 в законтурных водяных скважинах №№ 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скважине № 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скважине № 4, где пласт обводнен в процессе разработки,- воды, по скважине № 5 - нефти.
Рис 19. Схема приведения пластового давления по глубине:
1- газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи; 5 – точка замера давления в скважине; h – расстояние от точки замера до условной плоскости.
Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Pзаб. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.
Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на (15—20)%, а иногда и более.
Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.
Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового - после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД)