Как найти давление пласта

1.
Пластовое давление.

Давление,
под которым находятся жидкости и газы
в пласте, называют пластовым.

Начальное
пластовое давление (до начала разработки
залежи), как правило, зависит от глубины
залегания пласта. Его можно приближённо
определить по формуле:

(1.1)

где
L
–
глубина точки пласта, м.

Пласты,
для которых приближенно соблюдается
это равенство, называют пластами с
нормальным (гидростатическим) давлением.
Они, так или иначе, свя­заны с поверхностью
земли.

Однако
существуют пласты с давлением аномальным,
обычно превы­шающим гидростатическое
давление (Западный Казахстан, Туркмения,
Западная Сибирь). Такие пласты не связаны
или очень слабо связаны с дневной
поверхно­стью и чаще всего встречаются
в складчатых районах.

При
вскрытии продуктивного пласта скважиной
в том случае, когда её ствол заполнен
жидкостью до устья, начальное пластовое
давление на забое можно более точно
определить по формуле:

(1.2)

Здесь
р_ж
–
плотность жидкости, кг/м³;

g
–
ускорение свободного падения, м/с²;

р_у
–
давление на устье скважины, Па.

Если
уровень жидкости поднялся на некоторую
высоту Н
в
скважине (Р_y
⁼
0), то пластовое давление

Установленные
по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления
одинаковы для всех точек пласта,
расположенных на одной горизонтальной
плоскости.

В
двух точках пласта, не лежащих на этой
плоскости, пластовое давление будет
отличаться от найденного значения.

1

Расчёт
приведённого пластового давления.

Для
удобства анализа изменения пластового
давления в процессе эксплуатации залежи
пластовое давление обычно относят к
какой-либо одной условной плоскости,
например плоскости ВНК.

Рисунок
1.1 — К примеру, расчета приведённых
давлений.

Давление,
отнесённое к этой плоскости, называется
приведённым пла­стовым давлением.
Его определяют по формуле:

Р_пР
=р_пл±
0,00981
∆Н

р_н,

где
р_пл
–
измеренное
пластовое давление в скважине, Па;

∆Н
– расстояние точки измерения от условной
плоскости (приведения) по вертикали, м.

Знак
плюс соответствует случаю, когда точка
измерения расположена вы­ше плоскости
приведения, знак минус – когда эта точка
находится ниже плоско­сти приведения

Задача
1.1 Рассчитать пластовое давление в
безводной остановленной скважи­не
для следующих условий (табл. 1.1) / 1 /.

Решение.
1) Так как скважина безводная, то после
остановки она заполнена только нефтью.
Рассчитываем высоту столба нефти по
формуле:

h_н
= L_C–
h_cm
= 1870
– 37 = 1833 м.

2

Таблица
1.1.

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Глубина скважины Ln м	1870	1920	1710	1750	1780	1870	1880	1890	1900	1910	1880
Статический уровень м	37	46	43	47	34	37	45	41	43	48	47
Плотность дегазированной нефти рнд, кг/м5	870	878	869	891	873	871	870	872	875	878	890
Плотность пластовой нефти рпр кг/м3	805	811	796	834	807	804	805	807	808	799	801

Скважина
эксплуатировалась при забойном давлении
большем давления насы­щения, м²

2)
Вычисляем среднюю плотность нефти:

3)
Пластовое давление будет равно:

P_пл=h_ннg10^-6=1833837,59,8110^-6=15,06
МПа

Задача
1.2 Определить пластовое давление в
остановленной безводной фонтанной
скважине для следующих условий (табл
1.2):

Таблица
1.2

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Глубина скважины Lc, м	2658	2540	1853	2324	2274	2274	2274	2274	2274	2274	2274
Давление на устье остановленной скважины py МПа	8	8,6	7,4	7,7	9	8	8,9	9,1	7,5	7,3	8,2
Давление насыщения рнас, МПа	11,3	12.9	11.4	8.7	9,3	9,3	11,1	8,6	9,5	11	10
Забойное давление pзаб, МПа	11,3	12,9	11,4	8,7	9,3	9,3	11,1	8,6	9,5	11	10
Температура на устье остановленной скважины tу °С	20	40	20	40	20	20	40	20	40	20	40
Пластовая температура tпл °С	70	80	70	80	70	70	80	70	80	70	80
Коэффициент сжимаемости нефти βн10-4 МПа-1	6,5	5,8	6,2	5,4	6,4	6,4	6,5	6,1	6,2	6,3	6,1

3

Зависимость
плотности нефти от давления и температуры
представлены на рис. 1.2

Решение.
Для расчёта пластового давления в данном
случае необходимо ис­пользовать
формулу:

P_пл
=

Рисунок
12 — Зависимость плотности нефти от
давления и температуры.

1 – 20°С,

2 – 70°С;

3 -45°С.

Средняя
плотность нефти в скважине p_n,
зависит от давления и температуры.

По
существу, решение данной задачи сводится
к расчёту p_n(p,t).Принимая
линейный закон

распределения
температуры по глубине остановленной
скважины, рассчитаем среднюю температуру:

t=t_y+t_пл
= (20 + 70)/2 = 45°С

4

Используя
графические зависимости р,
= f
(p.t)
на
рис. 1.2 и принимая линейное изменение
плотности нефти от температуры, путём
интерполяции строим зависимость
плотности нефти при t
= 45°С (кривая 3). Полученную кри­вую
можно использовать для расчета средней
плотности нефти в скважине при изменении
давления от р_у
до
p_пл
.
По
кривой 3 находим среднюю плотность
неф­ти в интервале давлений от
р_у
=
8 МПа до p_m
=
11,3 МПа; р_н
= 775 кг/м³.

Рассчитываем
пластовое давление:

p_пл
= 2650775-9,8110^-6+
8 = 28,15 МПа.

При
решении принято, что средняя плотность
нефти при t
=
45°С в облас­ти давлений от р_нас
=
11,3 МПа до р_м
=
28,15 МПа постоянна и равна 775 кг/м³.
Фактически, в этой области давлений
плотность нефти линейно увеличивается
за счет сжимаемости. Рассчитаем плотность
нефти при р„ s
28,15 МПа, если плот­ность нефти при р_нас
= 11,3
МПа равна 772,3 кг/м³
(рис. 1.2 кривая 3).

Коэффициент
сжимаемости нефти Д принимаем равным
6,5-10^-4/МПа.
Таким образом, плотность нефти при
пластовом давлении:

или

Средняя
плотность нефти в интервале давлений
от
р_нас
до
р_пл,

Р_нср=
( 772,5 + 781,1 ) / 2 = 776,8 кг/м³.

5

Таким
образом, средние плотности нефти в
интервалах давлений от

р_у
=
8 МПа до Р_нас
= 11,3
МПа и от Р_нас
= П,3 МПа до р_пл
=
28,15 МПа соответственно равны 775 и 776,8
кг/м³.
Для данных условий нетрудно рассчитать
и сред­нюю плотность нефти в интервале
от р_у
=
8 МПа до р_пл
=
28,15 МПа, которая равна 775,9 кг/м³.

Вычисляем
пластовое давление с учетом изменения
плотности нефти при

р_пл
= 2650776,89,81·10^-6
+ 8 = 28,19 МПа.

Оценим
ошибку δ вносимую а расчет пластового
давления, пренебрежением влияния
давления на плотность нефти в области
р
> Р_нас:

Таким
образом, ошибка составляет всего 0,16%,
поэтому в практических расчётах можно
пренебрегать влиянием изменения
плотности нефти за счет ее сжимаемости
в области давлений от Р_нас
до Р_пл.

6

Задача
1.3 Определить
приведённые давления на отметке ВНК в
скважинах 1, 2 и 3 (рис. 1.1). Давление замерено
в точках А, В, С. Исходные данные приведены
в табл. 1.3:

Таблица
1.3

Наименование параметра	Абсолютное значение Варианты заданий
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1. Глубина отметки ВНК НВНК, м	1250	1201	1300	1280	1300	1251	1301	1289	1299	1302	1268
2. Пластовое давление в точках, МПа:
Ра	17,9	16,8	18,9	18,0	19,9	17,9	16,8	18,9	18,0	19,9	18,9
Рв	16,5	15,6	17,3	17,1	18,5	16,5	15,6	17,3	17,1	18,5	18,3
pc	17,2	16,2	18,2	17.6	19,2	17,2	16,2	18,2	17.6	19,2	18,9
3. Глубина замеров пластового давления в точках, м:
Lа	1756	1706	1805	1786	1836	1756	1706	1805	1786	1836	1805
Lв	1451	1401	1503	1481	1531	1451	1401	1503	1481	1531	1401
Lc	1535	1485	1582	1561	1615	1535	1485	1582	1561	1615	1485
4. Альтитуда скважин в точках, м:
Ал1	427	411	407	421	441	427	411	407	421	441	440
Ал2	272	268	277	281	301	272	268	277	281	301	300
Ал3	276	279	281	290	310	276	279	281	290	310	311
5. Плотность нефти в пластовых условиях рн, т/м3	0,76	0,78	0,74	0,73	0,75	0,76	0,78	0,74	0,73	0,75	0,76
6 Плотность воды в пластовых условиях рв, т/м3	1,1	1,07	1,09	1,06	1,09	1,1	1,07	1,09	1,06	1,09	1,1

Решение.
1) Определим приведённое давление на
отметке ВНК (р_внк)
по
дан­ным замера давления в т.А.
Предварительно находим разницу между
отметками точки А и ВНК (h_A).
Гипсометрическая
отметка т.А будет при этом равна:

Н_А
= L_A
– Aл₁
=
1756 – 427 = 1329 м.

9

Из
рис. 1.1
видим,
что

h_A
= Н_А
– H_внк
=
1329 – 1250 = 79 м.

7

Так
как в интервале между т.А и ВНК пласт
насыщен водой, определяем

Р_внк
=
Р_а
– 0,00981-
h_A

ρ_в
= 17,9 – 0,00981·79·1,1 = 17,05 МПа.

2)
Определим
р_внк
по
данным замера давления в т.В. Рассуждая
аналогич­но, найдём:

Н_в
= L_B
– Ал₂
=
1451 – 272 = 1179 м.

Тогда

h_B
=
Н_BHK
– Н_B
= 1250
– 1179 = 71 м.

Замечая,
что между т.В и ВНК пласт насыщен нефтью,
определим:

Р_BHK
= Р_B
+
0,00981·
h_B

ρ_n
= 16,5
+ 0,0098171
0,76=
17,03 МПа.

3)
Аналогично
определим Рвнк
по
данным замера давления в т.С.

Н_с
=
L_c
– Ал₃
=
1535 -267 = 1268 м,

h_c=
1268-
1250= 18 м,

Р_внк
=
17,2 – 0,00981181,1
= 17,01 МПа.

Таким
образом, значения рассчитанных приведённых
давлений по всем трём точкам совпали
достаточно точно. Определим
среднеарифметическое Рвнк.

Р_внк=

8

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

В данной статье мы ознакомимся с понятием пластового давления (ПД). Здесь будут затронуты вопросы его определения и значения. Также разберем способ эксплуатации человеком. Не обойдем стороной и понятие аномального пластового давления, точность измерительных возможностей аппаратуры и некоторые отдельные понятия, связанные с доминирующим в этом тексте.

Введение

Пластовое давление – это показатель величины давления, созданного посредством воздействия пластовых флюидов и вымещенного на определенной породе минералов, горных пород и т. д.

Флюидами называют любые вещества, поведение которых в ходе деформации можно описать посредством использования законов механики для жидкостей. Сам термин был введен в оборот научного языка приблизительно в середине семнадцатого века. Им обозначали гипотетические жидкости, с помощью которых старались объяснить с физической точки зрения процесс образования горных пород.

Определение пласта

Прежде чем приступить к разбору пластового давления, следует обратить на некоторые важные понятия внимание, которые с ним связанны, а именно: пласт и его энергия.

Пластом в геологи называют тело, обладающее плоской формой. Его мощность при этом гораздо слабее размера площади распространения, в пределах которого она действует. Также данный показатель мощности обладает рядом однородных признаков и ограничивается набором параллельных поверхностей, как малых, так и больших: кровля – верх и подошва – низ. Определение силового показателя можно определить посредством нахождения кратчайшего расстояния между подошвой и кровлей.

Строение пласта

Пласты могут образовываться из нескольких прослоек, принадлежащих различным породам и связанных между собой. Примером может служить угольный пласт с имеющимися слоями аргиллитов. Нередко терминологическую единицу «пласт» применяют при обозначении стратифицированных скоплений полезных ископаемых, таких как: уголь, залежи руды, нефти, а также водоносные участки. Складывание пластов происходит посредством накладывания друг на друга различных осадочных пород, а также вулканогенных и метаморфических горных.

Понятие пластовой энергии

Пластовое давление тесно связано с понятием пластовой энергии, которая является характеристикой возможностей пластов-коллекторов и заключенных в них флюидов, например: нефти, газа или воды. Важно понимать, что ее значение базируется на том, что все вещества внутри пласта находятся в состоянии постоянного напряжения, обусловленного горным давлением.

Видовое разнообразие энергии

Существует несколько видов пластовой энергии:

• напорная энергия пластовой жидкости (воды);
• энергия свободных и выделяющихся газов, пребывающих в растворах с пониженным давлением, например в нефти;
• упругость сжатой породы и жидкости;
• напорная энергия, обусловленная силой тяжести вещества.

В ходе отбора жидкостей, в частности газа, из среды пласта запас энергии расходуется для обеспечения процесса перемещения флюидов, посредством которого они смогут преодолеть, противодействующие их движению, силы (силы, отвечающие за внутреннее трение между жидкостями и газами и самой породой, а также капиллярные силы).

Направление движения нефти и газов в пространстве пласта, как правило, обуславливается проявлением новых типов энергии пласта одновременно. Примером может служить появление энергии упругости породы и жидкости и ее взаимодействие с потенциалом силы тяжести нефти. Преобладание определенного вида энергетического потенциала зависит от ряда особенностей геологического характера, а также условий, в которых эксплуатируется месторождение конкретного ресурса. Соответствие конкретной формы энергии, при помощи которой осуществляется перемещение жидкостей и газов, с видом добывающей скважины позволяет различать разные режимы работы залежей газа и нефти.

Важность параметра

Пластовое давление – это крайне важный параметр, который характеризует энергетические возможности пластов, несущих в себе водные или нефтегазовые ресурсы. В процессе его формирования участвуют несколько видов давления. Все они ниже будут перечислены:

• гидростатическое пластовое давление;
• избыточное газовое или нефтяное (сила Архимеда);
• давление, что возникает вследствие изменений размерной величины объема резервуара;
• давление, возникающее благодаря расширению или сжатию флюидов, а также изменению их массы.

Понятие пластового давления включает в себя две его разные формы:

1. Начальное – исходный показатель, которым обладал пласт до вскрытия его резервуара под землей. В некоторых случаях оно может сохраняться, то есть не нарушаться вследствие воздействия техногенных факторов и процессов.
2. Текущее, которое также называют динамическим.

Если сравнивать пластовое давление с условным гидростатическим (давлением столбца пресной жидкости, высотной от показателя дневной поверхности до точки замера), то можно сказать, что первое делится на две формы, а именно, аномальную и нормальную. Последняя пребывает в непосредственной зависимости с глубиной залегания пластов и продолжает расти, приблизительно на 0,1 Мпа за каждые десять метров.

Нормальное и аномальное давление

ПД в нормальном состоянии является равным гидростатическому давлению водяного столба, с плотностью, равной одному грамму на см³, от пластовой кровли до земной поверхности по вертикали. Аномальным пластовым давлением называют любые формы проявления давления, которые отличаются от нормального.

Существует 2 вида аномального ПД, о которых сейчас будет рассказано.

Если ПД превышает гидростатическое, т. е. то, в котором давление столбца воды обладает показателем плотности, равным 103 кг/м³, то его называют аномально высоким (АВПД). Если показатель давления в пласте ниже, то его именуют аномально низким (АНПД).

Аномальное ПД находится в система изолированного типа. В настоящее время однозначного ответа на вопрос о генезисе АПД не существует, так как здесь мнения специалистов расходятся. Среди главных причин его образования находятся такие факторы, как: процесс уплотнения пород глины, явление осмоса, катагенетический характер преобразования породы и включенных в нее органических соединений, работа тектогенеза, а также наличие геотермической среды в недрах земли. Все перечисленные факторы могут становиться преобладающими между собой, что зависит от строения геологической структуры и исторического развития региона.

Однако большая часть исследователей полагает, что важнейшей причиной того или иного формирования пласта и наличия в нем давления, является фактор температуры. Это основано на том, что тепловой коэффициент расширения любого флюида в изолированной породе превышает во много раз этот же показатель у минерального ряда компонентов в породе гор.

Установление АПД

АПД устанавливается вследствие проведения бурения в различных скважинах, как на суше, так и на территории акваторий. Это связано с постоянным поиском, разведкой и разработкой залежей газа и/или нефти. Обычно их находят в довольно большом интервале уровня глубин.

Где крайне глубоко на дне, чаще можно встретить аномальное высокое пластовое давление (от четырех км и больше). Чаще всего такое давление будет превышать гидростатическое, приблизительно в 1,3 – 1,8 раз. Иногда встречаются случаи от 2 и до 2.2; в таком случаи они чаще всего не способны достигнуть превышения геостатического давления, которое оказывает вес вышележащей породы. Крайне редко можно встретить случай, в котором на большой глубине можно зафиксировать АВПД равное или превышающее значение геостатического давления. Предполагается, что это обусловлено воздействием различных факторов, таких как: землетрясение, грязевой вулкан, возрастание солянокупольной структуры.

Положительный компонент АВПД

АВПД имеет благотворное влияние на коллекторские свойства вымещающей породы. Позволяет увеличить интервал времени для эксплуатации месторождений газа и нефти, не применяя в ходе этого вторичные дорогостоящие методы. Также увеличивает удельный запас газа и дебита скважины, старается сохранять скопление углеводорода и является свидетельством наличия в нефтегазоносном бассейне различных изолированных участков. Говоря об любых формах ПД, важно помнить, из чего оно образуется: пластового давления газа, нефти и гидростатического.

Места с АВПД, что были развиты на большой глубине, особенно в местах с региональным распространением, содержат значительный запас такого ресурса, как метан. Он пребывает там в состоянии раствора, который содержится в перегретой воде, с температурой от 150-200 °C.

Некоторые данные

Человек может извлекать запасы метана и пользоваться гидравлической и тепловой энергией воды. Однако есть здесь и обратная сторона, ведь АВПД часто становятся источниками аварий, возникших при бурении скважины. Для таких зон используют в процессе бурение метод утяжеления, цель которого – предупредить выброс. Однако применяемые растворы могут быть поглощены пластами из двух давлений: гидростатического и аномально низкого.

В ходе осмысления процесса по добыче ресурсов нефти и газа посредством установки вышек необходимо знать о наличии понятия о забойном пластовом давлении. Оно является величиной давления на забое нефтяной, газовой или водяной скважины, совершающей процесс работы. Оно должно быть ниже значения пластовой величины воздействия.

Общие сведения

ПД постоянно меняется по мере распространения пласта и увеличению глубины залежей нефти или газа. Также оно возрастает вследствие роста мощности водоносного горизонта. Сопоставляется такое давление только с какой-либо одной плоскостью, а именно уровнем, первоначальным положением водонефтяного контакта. Показатели таких приборов, как манометр, показывают результаты лишь для зон пониженного типа.

Если говорить конкретно о пластовом давлении скважины, то под этими словами подразумевают величину скопления полезных ископаемых, находящихся в пустотах земли. Причиной такого явления послужило случайное наличие возможности у основной части пласта выйти на поверхность. Процесс напитки пласта осуществляется, благодаря образовавшимся отверстиям.

СППД

Система поддержания пластового давления – это технологический комплекс из оборудования, что требуется для проведения работы по подготовке, транспортировке и закачке агента, выполняющего усилие, необходимое для проникновения в пространство пласта с нефтью. Теперь перейдем непосредственно к конкретике.

Поддержание пластового давления выполняется системой, включающей в себя:

• объекты для различного типа закачек, например воды внутрь пласта;
• подготовку всасываемой воды до состояния кондиций;
• надзор за качеством воды в системах ППД;
• слежение за выполнением всех требований к технике безопасности, а также проверку уровня надежности и герметичности в устройстве системы эксплуатации промыслового водовода;
• использование водоподготовительного цикла в замкнутом виде;
• создание возможности для изменения параметров, отвечающих за режим закачки воды из полости скважины.

СППД в себе несет три основные системы: нагнетательную для скважины, трубопроводную и распределительную и по закачке агента. Также включено оборудование по подготовке агента, эксплуатируемого для проведения закачки.

Формула пластового давления: Рпл= h▪r▪g, где

h – это уровень высоты жидкостного столба, уравновешивающего ПД,

r – это величина плотности жидкости внутри скважины,

g – это показатель ускорения в свободном падении м/с².

Виды давлений в залежах нефти и газа

В недрах Земли каждая материальная точка испытывает следующие виды давлений:

Горное (геостатическое) давление

это давление вышележащих горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности вышележащих пород:

где 2,3 – средняя плотность горных пород в верхней зоне земной коры, в г/см³. 10 – поправочный коэффициент для расчета давления в атмосферах. При расчетах давления в Мпа поправочный коэффициент принимается равным 100.

Гидростатическое давление

давление вышележащих подземных вод, находящихся в порах и трещинах горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности подземных вод, которая в среднем равна 1,05 г/см³.

Гидродинамическое давление

давление движущихся подземных вод.

Пластовое давление

давление внутри залежи нефти и газа. Оно равно давлению вышележащих подземных вод и по закону Паскаля передается на всю залежь через ВНК. Рассчитывается по формуле:  где Н – глубина в метрах (м) на уровне ВНК, 10 – поправочный коэффициент для расчета давления в ат – это теоретически расчетное давление. Фактическое пластовое давление определяется по замерам в скважинах приборами при испытании пластов. Оно может значительно отличаться от расчетного пластового давления.

Избыточное давление

дополнительное давление в залежи, возникающее за счет силы всплывания нефти над водой. Рассчитывается по формуле: где h – высота точки расчета над ВНК, (d_B–d_H) – разность плотностей воды и нефти.

Давление насыщения

это давление газа, растворенного в нефти. Зависит от степени газонасыщенности нефти

Коллекторские пласты с гидродинамическим режимом

При  вскрытии пласта скважиной в ней устанавливается столб жидкости высотой, уравновешивающей пластовое давление. Если в пласте существует застойный водный режим, то во всех скважинах устанавливается одинаковый уровень жидкости. Если же подземные воды испытывают направленное боковое движение, то давление в жидкости будет равно сумме гидростатического и гидродинамического давлений. При этом уровни столбов жидкости будут ниже в тех скважинах, в сторону которых направлено боковое движение подземных вод. Пьезометрический уровень в таких системах будет иметь наклонное положение, смотри рисунок 1.

Рисонок 1. Коллекторские пласты с гидродинамическим режимом, Е.М.Максимов.

Приведенное давление в точке А равно: 

Наклон ВНК определяется разностью приведенных давлений в точках А и Б:  , где ρВ – плотность пластовой воды; ρГ – плотность газа. Условные обозначения: 1 – песок водоносный; 2 – залежь газа с наклонным газо-водяным контактом; 3 – направление движения воды по пласту.

Пьезометрическая поверхность определяется для каждого пласта отдельно как поверхность, выше которой вода в скважине не поднимается. В резервуарах с наклонной пьезометрической поверхностью ВНК и ГВК приобретают наклонное положение (Рисунок 1). Угол наклона ГВК И ВНК всегда больше наклона пьезометрической поверхности. Повышение угла наклона пьезометрической поверхности может привести к полному разрушению (вымыванию) залежи. Наклон пьезометрической поверхности иногда может играть и созидающую роль: при наклонных ВНК и ГВК залежи нефти и газа могут формироваться в пределах незамкнутых структур типа флексуры и структурных носов. Наклон пьезометрической поверхности прямо пропорционален региональному наклону пласта-резервуара. Он характерен для всех артезианских бассейнов.

Между глубиной залегания и пластовым давлением существует прямая связь: чем больше глубина залегания, тем больше пластовое давление. Это – общая закономерность, которая претерпевает отклонения под влиянием других факторов. Геостатический градиент в среднем равен 2-3 атмосферам на каждые 10 метров глубины. Гидростатический градиент в среднем равен 1 атмосфере на 10 метров глубины, т.е. через каждые 10 м. давление в подземных водах возрастает на 1 атмосферу.

ИЗВЕСТИЯ

ТОМСКОГО ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО

ИНСТИТУТА имени С. М. КИРОВА

Том 165 1969

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НЕФТЕНОСНЫХ И ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Ю. А. МЕДВЕДЕВ (Представлена профессором доктором И. В. Лебедевым)

В настоящей статье предлагается новый способ определения пластового давления, «в основу которого положены некоторые решения Э. Б. Чекалюка [4] с- последующими упрощениями Б. А. Богачева [3].

Э. Б. Чекалюком дано основное аналитическое выражение, связующее функцию нарастания давления в остановленной скваж<и,не с продолжающимся притоком жидкости в нее после остановки

= (1)

В связи с трудностью графического интегрирования и некоторой сложностью графических построений при определении из выражения (1) интеграла Дюамеля 0(£) Б. А. Богачевым предложено в работе [3] упрощенное аналитическое выражение

г

|а р{Ь) М

D(¿) = G(¿)^—. (2)

Подставляя выражение (2) в (1) и используя формулу Б. А. Бо-гачева для определения суммарного притока жидкости при единичной депрессии (ДР=1 кг/см2) из работы [1]

= (3)

г2

будем иметь окончательное аналитическое выражение для обработки данных исследования скважин:

V(t) =

¡bP(t)dt

In—+ In t

(4)

Qo-t— 1/(0 4 r,Kh

Выражение (4) можно использовать для монотонных кривых нарастания давления с некоторой незначительной для практики погрешностью в пределах + 5%’.

Для уточнения этого выражения сотрудниками УкрНИГРИ А. П. Канюгой и Филясом было предложено определение интеграла 162

Дюамеля О (¿) = — т) йО (ч) по универсальной палетке, которая

о

построена по кривым восстановления давления на забое нефтяных и газовых скважин (а также по произвольно выбранным монотонно затухающим кривым в различных масштабах) в координатах ср (Р) и а (а) [5].

На осях абсцисс <?{р) и ординат а (с1) отложены отношения площадей немгновенного и мгновенного восстановления давления соответственно:

для нефтяных скважин /д РЦ)йЬ

?(/>) =

a(d) =

AP(t)-t ‘ / A P(t-x)dG(z)

bP(t)-G{x) и для газовых скважин

(5)

(6)

?Ср) =

J Д P2(t)dt

3_

Д P2(t)-t

V)

a(flf) =

Л АР2 (t – х) dG (t)

Д/>2(^)-0(т)

(8)

для различных моментов времени, прошедших после остановки скважины. Зависимость между величинами выражается уравнением прямой на плоскости

a (d) = 0.075 + 0.925? (р). (9)

Усредненная депрессия на оси притоков G(t) определяется выражением

¡bP{t-x)dG(i)

ДР(0 =

(Gt)

= a {d)-AP{t).

(10)

Окончательные расчетные выражения имеют вид: I для нефтяных скважин

Y{f) =

Y(t) =

Q0 — q (t) 4mh для газовых скважин ДР2 {t) р.

In — + In t г2

^oIQo-?(*)]

in — + in г

(П)

(12)

где

q{t) =

V{t)

Qo~~ дебит скважины перед остановкой, см3/сек;

осредненный дебит флюида из пласта в скважину за

время после ее закрытия, см3/сек; V(() — количество накопленной в стволе скважины жидкости

или газа после остановки ее, см3;

И”

163

PQ — атмосферное давление, кг/см2; к — проницаемость пласта, дарси; h — мощность пласта, см;

[I — вязкость пластовой нес|>ти или газа, сантипуаз;

/ — пьезопроводность пласта, см2/сек;

/• — приведенный радиус несовершенной скважины, см.

Нами использованы приведенные выше упрощенные зависимости для определения статической депрессии на пласт в момент остановки скважины, а следовательно, и пластового давления по тем же данным исследования. Для обработки указанных данных используется следующая посылка:

Во-первых, что скважина до остановки работала на установившемся режиме в течение Т сек; во-вторых, что при продолжительности остановки ее, равной тому же времени 7 кривая восстановления давления в координатах AP(t — т), G(t) для нефтяных и àP2 (t—т), G(t) для газовых скважин будет стремиться образовать прямоугольник с названными осями. Для времени Т сек величина a(d) = l, величина – VIT)

q{T)~—î-0. Отсюда из выражений (11) и (12) будем иметь формулы для определения статической депрессии на пласг:

для нефтяных скважин

bPo = Qa-V(T) (13)

и для газовых скважин àPl=Pl-Pl(0) = Q0-V(T).P0, (14)

Таблица 1

t, сек ^p(t), ат v(t)y см3 t , I A P(t) dt 0 a(d) Y(t) t In- T+t

600 0,5824 265380 176 0,54089 0,00545951 —15,5804

1200 1,1308 478420 692 0,54672 0,00610226 — 14,8873

1800 1,6473 647570 1527 0,55136 0,00647671 —14,4818

2400 2,1337 777720 2663 0,55603 0,00674240 —14,1941

Рис. 1. График для определения пластового давления

где Рпл — пластовое давление, которое необходимо«определить, кг/см?; Я3 (0) – забойное давление в момент становки скважины, кг/см2;

У (Т) — величина отрезка, отсекаемого продолжением прямой на оси ординат.

С целью определения точности предлагаемого метода произведено решение ряда теоретических ¡примеров по гипотетическим скважинам. Результаты их удовлетворительно совпадают с принятыми эталонными.. Ниже приводится расчет по одному из теоретических примеров по гипотетической скважине, заимствованному из работы Б. А- Богачева [2]. Необходимые расчеты из выражений (9) и (11) для ¿ = 600, 1200, 1800 и 2400 сек занесены в табл. 1 и представлены на рис. 1.

Из рис. 1 видно, что расчетные точки в системе координат У ntlT– t строго ложатся на прямую линию. Величина У (Т) определяется либо графически — продолжением прямой до пересечения с осью У (0, либо аналитически—по двум крайним точкам на прямой. В данном случае статическая депрессия на пласт равна

ДРо = 500 • 0,01988 = 9,94 ат.

Как видно из приведенного расчета,, ошибка в определении статической депрессии на пласт составила 0,6?%;.

ЛИТЕРАТУРА

1. Б. А. Б о г а ч е в. Аналилитический метод определения параметров пласта. НХ, № 3, 1962.

2. Б. А. Богач ев. К анализу гидродинамических методов исследования скважин. Изв. ВУЗ, Нефть и гУаз, N° 1, 1963.

3- Б. А. Богаче в. Упрощенный интегральный метод определения параметров пласта. Изв. вузов, Нефть и газ, № 2, 1964.

4. Э. Б. Чек а люк. Метод определения физических параметров пласта. НХ, № 11, 1958.

5. Э. Б. Чек а люк. Универсальный метод определения параметров пласта. НХ, № 2, 1964.