Лекция 6: Пластовая энергия, температура и давление в скважине. Режимы эксплуатации залежей

Пластовая энергия

Пластовая энергия – совокупность тех видов механической и тепловой энергии флюида (нефть, газ и вода в горных породах, характеризующиеся текучестью) и горной породы, которые могут быть практически использованы при отборе нефти и газа. Главные из них:

1. Энергия напора законтурных вод залежей нефти и газа.
2. Энергия упругого сжатия горной породы и флюида, в том числе газа, выделившегося в свободную фазу из растворенного состояния при снижении давления.
3. Часть гравитационной энергии вышележащих толщ, расходуемая на пластические деформации коллектора, вызванные снижением пластового давления в коллекторе в результате отбора флюида из него.
4. Тепло флюида, выносимое им на поверхность при эксплуатации скважин. Практически значима не вся энергия пласта, а лишь та ее часть, которая может быть использована с достаточной эффективностью при эксплуатации скважин.

Температура и давление в горных породах и скважинах

Повышение температуры горных пород с глубиной характеризуется геотермическим градиентом (величиной приращения температуры на 100 м глубины, начиная от пояса постоянной температуры):

где – температура горных пород на глубине , м (в ); – средняя температура на уровне пояса постоянной годовой температуры в данном районе, ; – глубина пояса постоянной годовой температуры, м (на нефтегазовых месторождениях = 25 30 м).

Геотермический градиент для различных районов меняется в пределах 1 10 /100 м. В породах осадочной толщи наблюдается более быстрое повышение температуры с глубиной, чем в изверженных и метаморфических породах. В среднем для осадочного чехла геотермический градиент принимается равным 3 /100 м. Средние геотермические градиенты для освоенных глубин нефтяных и газовых месторождений приведены в табл. 5.1.

Пластовую температуру на глубине можно рассчитать по уравнению регрессии:

,

где – пластовая температура (в ) на глубине = 2000 м , - геотермический градиент в /м (табл. 5.1).

Таблица 5.1. Значение пластовых температур и геотермических градиентов в газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях

Район	, м	,	,/100м
Западная Сибирь
Тюменская область	4003070	13100	3,1	61+0,031(-2000)
Красноярский край	8202560	1260	3,0	43+0,030(-2000)
Томская и Новосибирская области	15504520	49143	3,6	68+0,036(-2000)
Восточная Сибирь
Якутия	6604080	395	2,3	42+0,023(-2000)
Иркутская область	6002700	1233	0,9	27+0,009(-2000)
Дальний Восток
Сахалинская обл.	1202420	381	3,1	61+0,031(-2000)
Камчатская обл.	2003290	20125	2,8	76+0,028(-2000)

Наряду с температурой на свойства горных пород существенное влияние оказывает давление.

Горное давление обусловлено весом вышележащих пород, интенсивностью и продолжительностью тектонических процессов, физико-химическими превращениями пород и т. п. При известной мощности и плотности каждого слоя пород вертикальная компонента горного давления (в Па) определяется следующим уравнением:

,

где – ускорение свободного падения; – число слоев. Это уравнение выражает геостатическое давление.

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 – внутреннее давление жидкости и газа, заполняющих поровое пространство породы, которое проявляется при вскрытии нефтеносных, газоносных и водоносных пластов. Образование пластового давления является результатом геологического развития региона. Оно определяется комплексом природных факторов: геостатическим, геотектоническим и гидростатическим давлениями, степенью сообщаемости между пластами, химическим взаимодействием жидкости и породы, вторичными явлениями цементации пористых проницаемых пластов и т. п. Значения пластового аномально высокого давления могут существенно различаться в разных регионах. Для большей части месторождений пластовое давление обычно равно гидростатическому.

Гидростатическое давление (в Па) – давление столба жидкости на некоторой глубине

,

где – плотность столба жидкости, кг/м³; – высота столба жидкости, м.

Условия притока жидкости и газа в скважины

Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления, ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления ( ) и давления у забоев скважин (). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.

В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации, пластовая энергия проявляется в виде сил, способствующих движению флюидов.

На устье скважины всегда имеется какое-то давление , называемое устьевым. Тогда

,

где – плотность жидкости (кг/м³), - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c² (для приближенных расчетов принимают = 10 м/с²); H –глубина залегания пласта, м; 10⁴ – переводной коэффициент, Па/м. Разность () называют депрессией скважины. Поэтому, чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины.

Коэффициент продуктивности скважин – количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.

Коэффициент нефтеотдачи пласта ( – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий – 0,5 0,8.

Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа (расширения газовой шапки), при этом = 0,4 0,7. Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,150,3.

Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.

Гравитационный режим – наименее эффективный из всех режимов эксплуатации скважин ( = 0,1 0,2).

Практически в изолированном виде каждый из режимов эксплуатации встречается редко.