Пластовое и забойное давление при разработке залежей

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рпл_тек..

С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

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. 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 начального 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 постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Р_пл.пр. вычисляют по формуле:

Р_пл.пр=Р_пл.з±ρgh,

где Р_пл.з – замеренное в скважине пластовое давление;

h – расстояние между точкой замера и условной плоскостью;

ρ – плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине – нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой – сделан замер);

g – ускорение свободного падения.

Поправку ρgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рисунке 6.1 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины.

Рис. 6.1. Схема приведения пластового давления по глубине

1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части; 5 – точка замера давления в скважине; h – расстояние от точки замера до условной плоскости

В водяной законтурной скв. 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 скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, – воды, по скв. 5 – нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рисунке 6.2 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней и вокруг скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2.

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением P_заб. 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.

Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления.

Кривая 3 на рисунке 6.2, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.

 

 

Рис. 6.2. Схематический профиль приведенного давления залежи при естественном водонапорном режиме

а – залежь; б – интервал перфорации. Давление: 1 – начальное пластовое (приведенное), 2 – в пласте возле первых, введенных в разработку скважин, 3 – приведенное динамическое пластовое (после ввода многих скважин); Р_заб. – забойное давление; К – контур питания

 

Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае – при разрезании залежи на блоки) показан на рисунке 6.3. Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15 – 20%, а иногда и более.

 

Рис. 6.3. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды

Скважины: 1 – нагнетательные, 2 – добывающие; части пласта: 3 – нефтенасыщенные, 4 – промытые водой, 5 – динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давления); 6 – локальные воронки депрессии (репрессии); Р_пл.нач – начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давление: Р_{заб.наг} – в нагнетательной скважине; Р_заб.д – в добывающей скважине

Значениязабойного давленияв 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) от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважине показан на рисунке 6.4.

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины.

Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин.

 

Рис. 6.4. Кривая восстановления давления в остановленной скважине

а – добывающей; б – нагнетательной. Давления: Р_пл._д. – пластовое динамическое; Р_заб – забойное

Карты изобар

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар. Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях – при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.

На практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени – до одного – двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время.

Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 6.5, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи.

Рис. 6.5. Схема приведения замеренных значений Р_пл в скв.1 и 2 к дате построения карты изобар

1 – средние значения пластового давления по площади по последним картам изобар; 2 ‑ значения пластового давления по площади, полученные по скважинам в последнем квартале; 3 – приведенные во времени значения пластового давления в скв. 1 и 2 (аналогично приводятся по всем скважинам)

Карта изобар (рис. 6.6) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям).

Рис. 6.6. Карта изобар

1 – внешний контур нефтеносности; 2 – добывающие скважины; 3 – законтурные (пъезометрические) скважины; 4 – изобары, атм; 5 – элемент залежи между соседними изобарами

Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).

Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему. Среднее взвешенное давление по площади находят по формуле

,

где p_i – среднее арифметическое давления в пределах i -го элемента залежи между соседними изобарами; f_i – площадь i -го элемента залежи, замеряемая по карте; F – площадь залежи; n – количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи – последовательно выполняют следующие операции.

1. Строят карту равных значений нефте-, газонасыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения f_i, и h_i для элементов площади между отдельными изопахитами.

2. Строят карту равных значений произведения ph, где р – приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефте-, газонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.

3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов s, между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)_i.

4. Находят среднее значение по формуле

,

где V – нефте-, газонасыщенный объем залежи; n – количество элементов площади с разными средними значениями ph; т – количество элементов площади залежи с разными средними значениями h.

В настоящее время расчеты средневзвешенных давлений осуществляются на компьютерах.

По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему – при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.

Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки. Карты изобар можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.