 |
Часть третья. Термодинамические условия в природном резервуарах
|
|
|
|
В истории любой газовой или нефтяной залежи следует различать статический и динамический периоды. До сих пор мы рассматривали только статические элементы: породы-коллекторы, пластовые флюиды, а также ловушки, вмещающие нефтяные залежи. Эти элементы оставались неизменными в течение длительного времени, тогда как внутри самих природных резервуаров и насыщающих их флюидов происходили медленные изменения в результате движений земной коры, вулканической деятельности, увеличения или уменьшения нагрузки вышележащих пород и изменений в характере и направлении движения пластовых вод. После открытия залежи, когда начинается извлечение флюидов, их равновесие в пласте нарушается, и залежь вступает в динамический период с характерными для него резкими изменениями пластовых условий. Итак, различия между динамическим и статическим состояниями залежи проявляются главным образом в степени стабилизации пластовых флюидов. Изменения их в статический период настолько медленны, что практически незаметны и могут быть обнаружены только при специальном изучении условий, существовавших в природном резервуаре, и изменений, происшедших уже в течение динамического периода.
Наши представления о характере процессов, происходящих в природных резервуарах при извлечении насыщающих их флюидов, основаны на многочисленных работах инженеров-нефтяников. Эксплуатационники заинтересованы в получении максимально возможного количества нефти и газа из залежи при минимальной стоимости работ. Для этого целесообразно изучение характера движения нефти и газа в каком-либо типичном для данного района природном резервуаре, который, с точки зрения геолога-нефтяника, можно рассматривать как эталонный, а залежь считать «лабораторией» для крупного бассейна или провинции. Правильное понимание процессов, происходящих в природных резервуарах при перемещении в них нефти и газа, поможет нам понять и основные закономерности аккумуляции нефти и газа в залежи, а следовательно, будет способствовать открытию новых залежей.
|
|
|
Две последующие главы посвящены динамическим явлениям, связанным с извлечением флюидов из пластов: изменениям температуры и давления, градиентам потенциала флюида, соотношениям флюидов в пластовых условиях, или пластовой механике.
Глава 9 Пластовые условия ‑ давление и температура
Пластовое давление: измерение, градиенты, источники; пределы изменений. Температура: измерение; геотермический градиент; использование температурных замеров; источники тепловой энергии; влияние тепла.
Давление и температура ‑ два главных переменных условия, характеризующих природный резервуар; изменения давления и температур ‑ одна из форм накопления и сохранения энергии. С изменением одного или обоих параметров изменяются и объемы пород и главным образом объемы флюидов, содержащихся в этих породах. Разница в величинах давления и температуры флюидов между двумя участками определяет соответственно величины градиентов давлений и температур - основных параметров, используемых при решении большинства проблем, касающихся движения нефти и газа через горные породы. Этим движением может быть миграция, способствующая аккумуляции нефти и газа в залежи, или продвижение нефти и газа из залежи в скважину.
Нефтяники обычно имеют дело с соотношением между величинами давления, объема и температуры, или, как это обычно называют, данными PVT. Наибольшие изменения объемов характерны для газовых скоплений, достаточно заметно они проявляются и у других типов флюидов, воды и нефти, и значительно меньше - в самом материале горных пород-коллекторов. Аномальные градиенты давления и любые градиенты температуры указывают на то, что произошло превращение потенциальной энергии в кинетическую.
|
|
|
Вязкость и плавучесть - свойства нефти и газа, которые обусловливают способность этих флюидов двигаться через заполненные водой сообщающиеся поры горных пород. Та и другая величины меняются с изменением температуры и давления, возрастающих, как правило, с глубиной. Из двух параметров, характеризующих пластовые условия, давление, по-видимому, имеет большее значение, чем температура. Оба этих фактора влияют на объемы, а следовательно, на относительную плавучесть флюидов, но пластовое давление, видимо, оказывает значительно большее влияние особенно на свойства природного газа. Повышение температуры вызывает главным образом снижение вязкости жидкостей и, следовательно, повышение их подвижности.
Пластовое давление
Флюиды, содержащиеся в порах-коллекторах, находятся под определенным давлением, обычно называемым пластовым (reservoir pressure) [l], давлением флюида (fluid pressure) или формационным давлением (formation pressure). Можно определить это давление, измеряя усилие на единицу площади, оказываемое флюидами на стенки вскрытого скважиной коллектора. Измеряется пластовое давление в фунтах на квадратный дюйм (psi) или в атмосферах (1 атм =14,7 psi)¹. Поскольку все флюиды в системе контактируют друг с другом, передача давления происходит свободно, и величина давления, замеренная для одного из флюидов, характеризует давление других флюидов.
Кроме указанных выше терминов, для обозначения различных видов пластового давления используются термины: забойное давление (bottom-hole pressure), гидравлическое давление (water-pressure), статическое давление (closed-in pressure), скважинное давление (welle-pressure) и горное давление («rock» pressure). Эти термины в большинстве случаев можно считать эквивалентными термину «пластовое давление», хотя иногда они и несколько отличаются от последнего. Термин «горное давление» в некоторых более ранних работах рассматривался как аналог пластового давления. В этих случаях не имелась в виду замеренная или расчетная величина давления, создаваемого весом толщи перекрывающих пород.
|
|
|
Градиент гидростатического давления системы, представленной пресной водой (условная плотность 1,0), равен 0,433 фунт/кв. дюйм/фут (0,1 атм/м). Графическое выражение этого градиента в виде диаграммы давление - глубина показано на фиг. 9-1, А. Если в воде растворены соли, ее плотность окажется выше плотности пресной воды (см. Приложение, табл. А -1), а следовательно, и гидростатический градиент минерализованной воды будет больше, чем градиент пресной воды; графически это выразится меньшим наклоном линии.
На поверхности открытой водной системы, например озера, давление воды равно нулю, т.е. давление флюида на поверхности открытой системы равно атмосферному давлению. В закрытой гидростатической системе (фиг. 9-1, Б), состоящей только из воды с плотностью, равной плотности этой воды в открытой системе, гидравлический градиент давления будет таким же, как и в открытой системе. Однако уровень, на котором давление флюида будет равным нулю (атмосферному давлению), может оказаться выше или ниже земной поверхности. Высота замера давления флюида, соответствующая уровню моря, называется нулевой высотой. Графическое изображение давления флюидов на диаграммах давление - глубина с учетом соответствующих нулевых высот является очень удобным методом изучения характера потенциала флюида в тех или иных природных резервуарах в пределах бассейна или отдельной перспективной площади.
Обычно под пластовым давлением, если его не рассматривают в каком-либо ином плане, подразумевают начальное давление ‑ давление, существовавшее до того,
¹Путем прибавления к пластовому давлению в атмосферах величины атмосферного давления на поверхности получаем величину пластового давления в абсолютных единицах (psia, или ата). Средние значения атмосферного давления для различных альтитуд приведены ниже.
| Альтитуда, футы | Атмосферное давление, фунт/кв. дюйм | Альтитуда, футы | Атмосферное давление, фунт/кв. дюйм |
| 14,7 | 12,7 | ||
| 14,2 | 11,7 | ||
| 13,6 | 11,3 | ||
| 13,1 | 10,9 | ||
| 12,6 | 10,1 | ||
| 12,1 |
Пластовое давление в технических единицах (psi) представляет собой давление, замеренное на уровне, соответствующем положению в скважине глубинного манометра. Пластовое давление в абсолютных величинах (psia) используется в точных инженерных расчетах, в особенности при подсчетах объемов газа.
|
|
|
как естественное равновесие в пласте было нарушено разработкой залежи. Начальное пластовое давление может быть непосредственно измерено только в первой продуктивной скважине, пробуренной на данный пласт, поскольку по мере извлечения из залежи нефти и газа пластовое давление начнет снижаться соответственно темпу отбора флюидов. Если работающую скважину остановить, пластовое давление начнет подниматься. Восстановление давления, вначале очень быстрое, постепенно замедляется, пока не будет достигнута максимальная величина давления. Это максимальное давление называется статическим забойным давлением (static bottom-hole pressure), просто статическим давлением (shut-in pressure) или статическим формационным давлением (static formation pressure). Если продолжительность остановки скважины недостаточна для достижения
Фиг. 9-1. Давление флюидов в открытой системе.
А ‑ давление на единицу площади, оказываемое столбом воды высотой от точки замера пластового давления до поверхности контакта с воздухом (например, до уровня моря или озера); Б ‑ закрытая система, давление на любой глубине характеризует давление на единицу площади, оказываемое столбом воды высотой от точки замера пластового давления до условной поверхности раздела вода - воздух, так называемой потенциометрической поверхности, которая может быть и выше, и ниже земной поверхности. Чистая вода (плотность 1,0) создает давление 0,433 фунт/кв. дюйм/фут (0,1 атм/м).
максимальной величины статического давления, эту величину можно рассчитать путем экстраполяции кривой восстановления давления. Статическое забойное давление в эксплуатирующейся скважине обычно ниже начального пластового давления в залежи. Разница между статическим и начальным пластовым давлением характеризует степень снижения последнего в процессе разработки залежи. Динамическое давление (flowing pressure), называемое также забойным динамическим давлением (bottom-hole flowing-pressure), замеряется во время работы скважины. Разница между динамическим и статическим давлением называется дифференциальным давлением или депрессией на пласт. Затрубное давление (casing pressure), или давление на устье (surface pressure), ‑ это статическое давление на устье скважины, создающееся внутри эксплуатационной колонны, между ее стенками и насос-но-компрессорными трубахчи, когда скважина остановлена и давление восстановилось до максимально возможной величины. Прибавив к величине затрубного давления вес столба воздуха, газа, нефти и воды, находящихся в скважине, получим расчетную величину пластового давления. Буферное давление (tubing pressure) - это давление на устье скважины внутри насосно-компрессорных труб. Оно может быть статическим, т.е. замеренным в остановленной скважине, и в этом случае равно затрубному давлению, или динамическим, замеренным во время фонтанирования скважины. Если газ при этом обгоняет нефть, проскальзывая сквозь нее, буферное давление будет возрастать, поскольку плотность газа много меньше плотности нефти. Противодавление (back pressure) ‑ давление, создаваемое работающей скважиной на пласт, иными словами, величина сопротивления динамическому давлению. Оно равно манометрическому давлению на поверхности (у устья скважины) плюс вес столба жидкости в скважине.
|
|
|
Изменения величины пластового давления, связанные с разработкой залежи, весьма важны для эксплуатационников. В общем случае давление падает по мере извлечения пластовых флюидов, и величина снижения давления на единицу объема добываемых газа или нефти¹ служит надежной основой качественной и количественной оценки их запасов, максимального рационального темпа отбора и эффективности разработки. Если снижение давления на единицу добытых из залежи нефти и газа быстрое, объем резервуара скорее всего невелик; и наоборот, если падение давления медленное, резервуар может оказаться очень большим. В связи с этим крайне важно как можно раньше получить сведения о скорости снижения пластового давления для объективной оценки пластовой энергии и, следовательно, потенциальных возможностей резервуара. Таким образом, замеры давления - совершенно необходимый элемент в работе эксплуатационников. Ниже мы рассмотрим главным образом начальное пластовое давление, факторы, обусловливающие величину этого параметра, и некоторые результаты его влияния. Изменения давления в процессе разработки залежи более полно рассмотрены в гл. 10, посвященной механике природного резервуара.
Начальное пластовое давление непосредственно связано с динамикой воды, насыщающей горные породы. В широком плане количество нефти и газа в породах бесконечно мало по сравнению с количеством воды - большая часть нефтяных и газовых залежей фактически «затеряна» в водоносных пластах. Вода действует не только как среда, сквозь которую нефть и газ должны двигаться, чтобы скопиться в залежах, но и как основной агент, передающий давление от одного участка к другому. Иными словами, вода является своего рода соединительной тканью, непрерывной фазой, пропитывающей проницаемые горные породы. В глинах и тонкозернистых породах с крайне низкой проницаемостью вода представлена лишь в виде пленки (вокруг частиц) толщиной в несколько молекул. В более проницаемых породах, называемых водоносными, она занимает от 10 до 40% объема породы. Так как нефтяные и газовые залежи почти всегда непосредственно связаны с подземными водами, многие особенности пластового давления изучаются как в гидрогеологии, так и в геологии нефти и газа.
Измерение давления
Пластовое давление может проявляться различными способами. В скважинах, пробуренных канатным способом, это проявление особенно наглядно. Обычно оно во всех водоносных пластах оказывается достаточным для поддержания столба воды в скважине на некоторой высоте или даже для перелива ее через устье. При бурении таких скважин пластовые воды практически имеют свободный доступ в скважину, так как разбуриваемые пласты подвергаются воздействию только атмосферного давления и веса небольшого количества буровой жидкости. Скорость поступления воды в скважину может быть замерена тартанием и выражена количеством желонок, которое
¹В СССР обычно рассчитывают обратную величину ‑ коэффициент продуктивности, который выражается в количестве нефти или газа, полученном на единицу снижения пластового давления. - Прим. перев.
необходимо поднимать в единицу времени для того, чтобы вода удалялась из скважины с той же скоростью, с какой она поступает в нее. Уровень, до которого поднимается вода в скважине после прекращения тартания, обычно является функцией пластового давления и называется гидростатическим уровнем. Если вода заполняет скважину полностью, гидростатический уровень совпадает с земной поверхностью. Многие породы характеризуются небольшой водоотдачей вследствие своей низкой проницаемости, тем не менее вода может заполнить большую часть скважины или даже всю ее, но при условии более длительного времени дренажа, чем это обычно возможно в короткий период бурения скважины.
При роторном бурении скважина все время заполнена глинистым раствором и измерение пластового давления должно производиться иначе. Глинистый раствор значительно тяжелее воды, в связи с чем давление, оказываемое им на стенки скважины, выше, чем пластовое давление. Если бы этого не было, пластовые флюиды выдавили бы раствор из скважины. Разработан ряд способов установки приборов, замеряющих пластовое давление, против исследуемого пласта и записи пластового давления даже в том случае, если скважина заполнена глинистым раствором [2]. Обычно это самозаписывающие и высокоточные манометры, иногда называемые бомбами (pressure bombs), спускаемые в скважину на испытателе пластов. Пакер устанавливается над испытателем пластов так, чтобы вес глинистого раствора не оказывал влияния на водоносные или нефтегазоносные пласты и замер пластового давления проводился с учетом атмосферных условий на земной поверхности. После того как буровой раствор из скважины будет извлечен и скважина начнет работать, пластовое давление может быть замерено с помощью глубинного манометра, спущенного в насосно-компрессорные трубы до интервала исследуемого пласта.
Для расчета статического давления необходимо к величине затрубного давления на устье скважины прибавить вес столба, заполняющего скважину флюида высотой от кровли пласта до поверхности. Если уровень жидкости в скважине располагается на некотором расстоянии от устья, то к весу ее столба нужно прибавить вес столба воздуха между уровнем жидкости и поверхностью. Если скважина целиком заполнена газом, забойное или пластовое давление [3] представляет собой сумму веса столба газа, рассчитываемого для каждого конкретного газа при данной температуре в скважине и манометрическом давлении, замеренном на поверхности.
Оборудование для замера пластового давления должно соответствовать постоянно увеличивающейся потребности измерения высоких давлений на очень больших глубинах. В южной Луизиане [4] в скважине глубиной 16 112 футов (4 920 м), где мощность песчаника составляла 18 футов (5,5 м), замеренное давление газоконденсата было 11 690 фунт/кв. дюйм (822 атм), а расчетное забойное давление - около 15 000 фунт/кв. дюйм (~1050 атм).
Градиенты давления
Мы рассматриваем два вида градиентов давления. Гидростатический градиент характеризует увеличение давления флюида с глубиной, обусловленное давлением столба воды высотой от точки замера пластового давления до поверхности. Гидродинамический градиент давления, или градиент потенциала флюида, возникает в водоносных горизонтах при движении воды. Если потенциометрическая поверхность данного водоносного пласта горизонтальная, то говорят, что система находится в гидростатическом равновесии. Пластовая вода в этом случае неподвижна. Если потенциометрическая поверхность наклонная, то система находится в гидродинамическом равновесии, а вода ‑ в движении.
Статические градиенты. В большинстве природных резервуаров статический градиент изменения пластового давления с глубиной составляет в среднем 45 фунт / кв. дюйм /100 фут (0,1 атм/м). Это характерно для воды, содержащей растворенные соли в количестве 55 000 ч. на млн. (5,5%) (см. Приложение, табл. А -1). Иногда наблюдаются градиенты давления, достигающие 100 фунт / кв. дюйм /100 фут (0,23 атм / м). По-видимому, такие градиенты обусловлены уже не весом столба воды, а весом перекрывающих горных пород, для которых градиент давления равен примерно этой величине.
Несколько примеров пластовых давлений, замеренных по десяти нефтяным залежам в продуктивных известняках Смаковер в южном Арканзасе, приведены на фиг. 9-2. Градиенты давления составляют в среднем 52 фунт/кв. дюйм /100 фут. Плотность пластовых вод формации Смаковер равна 1,22, что соответствует градиенту 52 фунт/кв. дюйм /100 фут и расположению потенциометрического уровня приблизительно у земной поверхности. Средний статический градиент давления для
Фиг. 9-2. Изменение начального пластового давления с глубиной в юрских известняках Смаковер, южный Арканзас. Плотность пластовых вод 1,22, что соответствует градиенту давления 0,52 фунт/кв. дюйм/фут (0,12 атм/м). Пластовое давление ‑ гидростатическое.
провинции Галф-Кост в США обычно принимается равным 46,5 фунт/кв. дюйм /100 фут. Но известны градиенты, превышающие эту величину. Пластовые давления в группе залежей Большая Офисина в восточной Венесуэле показаны на фиг. 9-15.
Пластовое давление может быть настолько большим, что вода, содержащаяся в пласте, поднимается выше его кровли при вскрытии скважиной; такая вода называется артезианской. Если вода при этом переливается через устье скважины, то скважина называется фонтанирующей артезианской скважиной. Вода в скважине поднимается до тех пор, пока вес столба жидкости не уравновесит пластовое давление; таким образом, скважина может рассматриваться в качестве манометра. Высота, до которой поднимается пластовая вода в скважинах, пробуренных в различных точках площади распространения пласта, может быть изображена графически как условная поверхность равновесия (поверхность воздух ‑ вода при давлении в 1 атм), называемая потенциометрической или пьезометрической поверхностъю ¹. В тех случаях, когда высоту подъема воды в скважине нельзя измерить непосредственно, может быть рассчитана высота потенциометрической поверхности в той или иной точке по плотности воды и величине пластового давления, если оба эти параметра известны. Фонтанирующие артезианские скважины встречаются там, где потенциометрическая поверхность выше, чем поверхность земли в месте расположения скважины.
Это положение иллюстрируется на фиг. 9-3. Область питания водоносного горизонта расположена выше области разгрузки; связаны потенциометрической поверхностью обе эти области. Площадь, где потенциометрическая поверхность располагается выше земной поверхности, часто называется «зоной избыточного давления». На таких участках пластовая вода
Фиг. 9-3. Соотношение потенциометрической поверхности и поверхности земли. Расстояние между областями питания и разгрузки измеряется сотнями миль. Пластовые условия гидродинамические: вода движется из области питания к области разгрузки в направлении наклона потенциометрической поверхности.
должна фонтанировать из скважин и поверхностных источников. На площадях, где потенциометрическая поверхность проходит ниже поверхности земли ‑ зоны пониженного давления ‑ уровень вод в скважине должен располагаться на некотором расстоянии ниже устья.
Динамические градиенты давления. При обсуждении проблемы гидродинамических условий терминологическая путаница может привести к ошибкам и недоразумениям. Прежде всего смешивают понятия «давление» и «градиент давления». Термин «давление» часто неправильно применяется в смысле потенциала флюида, а термин «градиент давления» - в смысле градиента потенциала. Вопросы точного употребления гидродинамических понятий и терминов рассмотрены Хаббертом в его классической работе [43].
¹Термин «пьезометрическая поверхность» уже давно употребляется в гидрогеологии. В тех случаях, когда имеется в виду энергия воды, Хабберт применяет термин «потенциометрическая поверхность» [43, стр. 1973-1974].
Потенциометрическая поверхность водоносного горизонта представляет собой поверхность, связывающую все точки гидростатического напора (высота, до которой поднимается вода относительно нулевой плоскости отсчета), и является мерой потенциальной энергии воды во всех точках кровли этого горизонта независимо от его гипсометрического положения. Обычно пьезометрическая поверхность соответствует расчетной потенциометрической поверхности только в том случае, если при построении последней учитывалась плотность воды в каждой конкретной точке замера давления. Пьезометрическая поверхность соответствует поверхности, которая может быть определена с помощью серии скважин, рассматриваемых в качестве манометров, если потенциометрическая поверхность уже рассчитана и можно достаточно объективно судить о том, как плотность флюида может быть использована для преобразования величины давления флюида в величину его потенциала.
Связь между давлением флюида и потенциалом флюида по Хабберту может быть выражена формулой
где Ф ‑ потенциал флюида, g ‑ гравитационная постоянная, z ‑ высота относительно нулевой плоскости отсчета в точке замера давления, р ‑ статическое давление флюида, ρ ‑ плотность соответствующего флюида, обычно воды. Связь между потенциалом флюида и «напором», или потенциометрической поверхностью (h), выражается следующим отношением:
Разделив оба отношения на g, получим
Это отношение часто используетсядля расчета величины потенциала флюида, символизируемого потенциометрической поверхностью напора h, по известной величине давления флюида. Поскольку ρg равно градиенту р, для этого расчета используется статический градиент давления соответствующего флюида, но при этом имеется один минус, касающийся плотности флюида, так как в реальных геологических условиях плотность воды в любой гидрогеологической системе никогда не бывает постоянной. Однако практически ошибка может быть значительно уменьшена, если все величины гидростатического давления в любой данной гидрогеологической системе превращать в величины потенциометрической поверхности исходя из предположения о постоянной плотности всех вод этой системы. В том случае, если известны различия в плотности флюида между любыми двумя точками замера давления флюида, в расчеты могут быть внесены соответствующие поправки.
Давление измеряется усилием, приходящимся на единицу площади. В единой гидравлической системе давление флюида может быть различным на каждом конкретном уровне, даже если движение жидкости отсутствует, т.е. в гидростатических условиях. Если имеется разница в давлении флюида на одном и том же уровне, то различается и потенциал флюида, т.е. существуют гидродинамические условия. Величины давлений флюида, замеренные на разных уровнях, могут быть скорректированы до величины давления, которая должна была бы быть на одном уровне, с помощью соответствующего данному флюиду статического градиента давления ρg. Если различия в величинах давлений флюида тем не менее остаются и после такой корректировки, следует говорить о преобладании в этой системе гидродинамических условий.
Региональные и локальные гидродинамические исследования водоносных горизонтов обычно проводятся в границах потенциометрической поверхности, рассчитанной по данным замеров давлений флюидов во всех доступных точках перспективного района. Результаты этих замеров изображаются в виде карты потенциометрической поверхности, изолинии которой соединяют точки равных значений потенциала флюида или равных высот потенциометрической поверхности. Поток воды в этой системе изображается как движение в направлении, перпендикулярном изолиниям потенциометрической поверхности, от площадей с высоким положением последней к площадям с низким ее положением. Другими словами, вода в водоносном горизонте течет вниз по наклону потенциометрической поверхности.
При использовании данных о давлении для поисков нефти (при условии, что имеются два или более замера давления флюида) интерпретация этих данных зависит от того, сделаны ли замеры в одном и том же пласте, в одной и той же скважине, на одной и той же глубине, в одно и то же или в различное время. Например, замеры статического пластового давления часто производятся в одной и той же скважине, но в различное время с целью получения сведений для определения промысловых характеристик пласта, в частности количества добытой нефти, приходящегося на одну атмосферу падения пластового давления. Если замеры давления флюида производятся на различных горизонтах, но в одной скважине и, главное, в одно и то же время, и при этом оказывается, что высоты расчетной потенциометрической поверхности одинаковы для всех замеренных пластовых давлений, то такие горизонты на данном участке считаются находящимися в гидростатическом равновесии. Если же высоты потенциометрической поверхности различны для разных горизонтов, на которых произведены замеры давления, то между пластами существует гидродинамический градиент; и, кроме того, если между ними имеются проницаемые зоны, например по сбросам, тектоническим трещинам или поверхностям несогласий, то пластовые флюиды будут двигаться вдоль этих зон от пластов с относительно высокими значениями потенциала флюида к пластам с более низкими его значениями.
Фиг. 9-4. Три водоносных пласта А, В и С в одной скважине, характеризующиеся различными потенциометрическими поверхностями А, В и С.
Стрелками показано направление движения воды в случае сообщающихся пластов.
Фиг. 9-5. Диаграмма распределения давления флюида в водоносных пластах А, В и С с учетом гидростатического градиента давления.
Диаграмма показывает различие в величинах потенциалов флюидов между сообщающихся пластов. В случае сообщаемости пластов вода будет двигаться от пласта В к пластам А и С и от пласта А к пласту С.
Подобным же образом если данные регионального изучения изменения давления в каком-либо одном водоносном пласте свидетельствуют о том, что потенциометрическая поверхность горизонтальна, то такая система находится в гидродинамическом равновесии; в случае наклонной потенциометрической поверхности имеет место гидродинамический градиент, и флюиды будут двигаться по проницаемым зонам от участков с высокими значениями потенциала к участкам с низкими значениями последнего (фиг. 9-4 и 9-5). Можно провести аналогию с системой городского водопровода: потенциометрическая поверхность горизонтальна, если все краны закрыты, но если хотя бы один кран откроют, давление в этой точке понижается, устанавливается градиент гидравлического потенциала и вода движется в сторону открытого крана.
В седиментационном бассейне можно выделить два основных вида гидродинамической обстановки: 1) различие в гидравлических потенциалах внутри одного водоносного пласта, обусловливающее движение воды в пласте вдоль поверхностей напластования; 2) различие в потенциалах флюидов между разными пластами в разрезе, обусловливающее движение флюида вверх или вниз по проницаемым зонам, секущим поверхности напластования, от пластов с относительно высоким потенциалом флюида к пластам с более низким его значением. В зависимости от конкретных геологических условий в пластовой системе, содержащей залежи нефти или газа, могут проявляться одна или обе гидродинамических обстановки. Доказательством наличия градиента потенциала флюида в одном пласте является наклонная потенциометрическая поверхность. О существовании вертикального градиента потенциала флюида между различными пластами свидетельствует различие в высоте потенциометрической поверхности одного
Фиг. 9-6. Схематическое изображение соотношения давлений флюида и потенциометрических уровней в двух скважинах X и Y, вскрывших одни и те же водоносные пласты.
А, В, С и А', В', С' ‑ точки замера пластового давления флюида в соответствующих пластах скважин X и Y; a, b, c и a ʹ, b ʹ, c ʹ ‑ потенциометрические уровни, соответствующие этим давлениям; тонкими стрелками показан наклон потенциометрической поверхности каждого пласта, толстыми стрелками - направления движения пластовых вод по проницаемым зонам в случае сообщаемости пластов.
пласта относительно другого (пласты находятся на различной глубине в пределах одной и той же части разреза) (фиг. 9-4). Можно также указать на два основных вида градиентов потенциала флюида внутри пласта-коллектора: 1) естественные градиенты, характерные для данного региона, и 2) искусственные градиенты, образовавшиеся в эксплуатирующейся скважине или в залежи в результате извлечения флюидов и соответствующего снижения пластового давления (фиг. 9-5).
Градиент гидравлического потенциала конкретного пласта или системы пластов обычно определяется как изменение высоты потенциометрической поверхности (bb ʹ) на данном горизонтальном расстоянии (XY) (фиг. 9-6). Кроме того, он может быть выражен как величина снижения напора, или потенциометрической поверхности, на единицу расстояния (например, 25 футов на 1 милю между точками X и Y на фиг. 9-6). Гидродинамические соотношения между различными пластами в геологическом разрезе (А, В, С на фиг. 9-4 и 9-6) изображаются различными уровнями (а, b и с) потенциометрических поверхностей систем на одном и том же участке.
При извлечении флюидов из скважины вокруг нее образуется зона пониженного пластового давления. Эта зона распространяется во всех направлениях от скважины, создавая локальный градиент потенциала флюида, направленный к скважине. Это по существу искусственная локальная потенциометрическая поверхность, наклоненная в сторону скважины. Зона пониженного потенциала флюида вокруг одиночной скважины сообщается с зонами низкого пластового давления, окружающими другие скважины. В конечном счете это приводит к тому, что пластовое давление по всей залежи становится более низким, чем начальное пластовое давление. Снижение пластового давления распространяется от залежи на различные расстояния и с различной скоростью в зависимости от характера пластовых флюидов и проницаемости коллекторов.
Заметный градиент давления, возникающий при разработке залежи, которая приурочена к замкнутым резервуарам¹ (например, к изолированной линзе или участку пористой породы, окруженной относительно непроницаемыми отложениями), практически не обнаруживается за пределами проницаемой зоны. Однако чаще залежь располагается не в замкнутой, а в ограниченной системе и связана с широко распространенным по площади водоносным горизонтом. Градиент давления, обусловленный разработкой такой залежи, может наблюдаться на значительном расстоянии. Так, например, в залежах, приуроченных к оолитам Рейнолдс (свиты Смаковер) в южном Арканзасе или к известнякам Асмари в Иране, зоны пониженного пластового давления распространяются на несколько километров от работающих скважин. Очень характерен в этом отношении бассейн Ист-Тексас (или Тайлер), где эффект от снижения пластового давления на месторождении Ист-Тексас отчетливо прослеживается на всей площади бассейна, на расстоянии 70 миль или более от месторождения [7]. Снижение пластового давления в бассейне Ист-Тексас показано на фиг. 10-17.
Параметры пластового давления в двух скважинах, вскрывших несколько водоносных пластов, в схематическом виде показаны на фиг. 9-6. Для того чтобы определить точное направление и скорость движения воды, необходимо располагать не менее чем тремя контрольными точками (скважинами). Гидродинамические условия, изображенные на фиг. 9-6, безусловно, существовали в течение геологического времени, но постоянно менялись величины градиентов гидравлического потенциала и направление движения воды, что обусловливалось эрозией, деформациями и осадконакоплением. Различия в потенциале флюидов, существующие между пластами и внутри них, образуют комплекс гидродинамических условий, обычный для большинства осадочных бассейнов.
|
|
|
