Контрольная работа по Нефтегазопромысловая геология (стр. 1 из 3)
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА ГНГ
Контрольная работа № 1
по дисциплине
Нефтегазопромысловая геология
Выполнил:
Вариант 9
Ухта 2011 г.
Вариант 9
СОДЕРЖАНИЕ
1. Понятие о горном и пластовом давлении. Распределение давления
в пределах нефтяных и газовых месторождений................................................. 3
2. Режимы работы газовых залежей.......................................................................... 10
3. Составить геологический профиль по данным бурения скважин..................... 13
Библиографический список........................................................................................... 15
1. ПОНЯТИЕ О ГОРНОМ И ПЛАСТОВОМ ДАВЛЕНИИ. РАСПРЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ПРЕДЕЛАХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Горное давление обусловлено весом вышележащих пород, интенсивностью и продолжительностью тектонических процессов, физико-химическими превращениями пород и т.п.
Различают вертикальную и горизонтальную компоненты горного давления, которые называют соответственно полным и боковым. Полное (геостатическое) давление соответствует суммарному весу вышележащей толщи, боковое(геотектоническое) давление, возникающее за счет напряжений, образующихся в пластах в результате тектонических процессов, их деформации обусловливающих релаксацию напряжений.
При известной мощности h и ρ плотности каждого слоя пород вертикальная компонента горного давления (в Па) определяется следующим уравнением:
где g – ускорение свободного падения; n - число слоев.
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 — один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом. Под пластовым понимают давление, при котором нефть, газ, вода находятся в пустотах пластов-коллекторов в геологическом разрезе месторождения.
Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор водонапорной системы и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Аналогичный процесс протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, величина пластового давления pпл может быть определена по высоте столба пластовой жидкости и скважине при установлении статического равновесия в системе пласт — скважина:
pпл = hρg, (2)
где h высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление; ρ — плотность жидкости в скважине; g — ускорение свободного падения.
При практических расчетах формулу используют в следующем виде:
pпл = hρ/c, (3)
где c — коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.
Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины или величиной абсолютной отметки.
Поверхность, проходящую через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.
Высоту столба жидкости h в (2) и (3) в зависимости от решаемой задачи обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта-коллектора. Такой столб жидкости h называют пьезометрической высотой (рис. 1). Или как расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой горизонтальной плоскости — этот столб жидкости высотой h2 = h1 + z, где z — расстояние между серединой пласта и условной плоскостью, называют пьезометрическимнапором.
Величину давления, соответствующую пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (pпл.а.); величину давления, соответствующую пьезометрическому напору, — приведенным пластовым давлением (pпл.пр.).
В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (рис. 2, скв. 1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скважины H1 до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h1 а также плотность воды ρв (она обычно больше единицы вследствие того, что пластовые воды минерализованы):
pпл1 = [(H1 – h1)/102] ρв . (4)
В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (рис. 2, скв. 2),
pпл2 = H2 ρв /102. (5)
Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 2, скв. 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление ру на их герметизированных устьях:
pпл3 = (H3ρв/102) + ру, (6)
где pу = h3ρв/102, h3 — превышение пьезометрического уровня над устьем скважины.
Рис. 1. Пьезометрические высота и напор в скважине.
1 — пласт-коллектор; 2 — пьезометрический уровень в скважине; О—О — условная плоскость; h1 — пьезометрическая высота; z — расстояние от середины пласта до условной плоскости; h2 — пьезометрический напор
Рис. 2. Схема инфильтрационной водонапорной системы.
1 — водонасыщенный пласт-коллектор; 2 — залежь нефти; 3 — пьезометрическая поверхность; 4 — земная поверхность; 5 — скважина со столбом пластовой воды, уравновешивающим начальное пластовое давление; 6 — направление движения жидкости; 7 — водоупорные породы.
Для характеристики изменения пластового давления в водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad р, отражающим величину изменения рпл на 1 м глубины скважины:
grad р = pпл/Н (7)
Из рис. 2 видно, что на величину grad р в различных скважинах заметное влияние оказывает различие в разности абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad р меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad р больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью. Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более. Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.
При grad р > 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при grad р < 0,008 — меньшим гидростатического (МГПД).
Наличие в пластах-коллекторах СГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории резервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью оттока. Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для элизионных водонапорных систем. В таких системах напор создается за счет выжимания вод из вмещающих пласты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геостатического давления, возрастающего в процессе осадконакопления (геостатические элизионные системы), или в результате геодинамического давления при тектонических напряжениях (геодинамические элизионные системы).
Пластовое давление, меньшее гидростатического, т. е. с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м, встречается относительно редко. Наличие в пластах-коллекторах МГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории создавались условия, приводящие к дефициту пластовой воды в резервуаре. Одним из таких условий может быть увеличение пористости, например при выщелачивании или перекристаллизации пород. Возможно также уменьшение объема жидкости, насыщающей пустотное пространство, например вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тектонических движениях на меньшие глубины.
Каждая залежь УВ обладает некоторым природным пластовым давлением. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Соответственно различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление залежей.
Начальное (статическое) пластовое давление — это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т. е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Величина начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.
В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней отличаются от значений этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина разности этих значений зависит от степени различий в плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали рассматриваемой точки залежи до ВНК. На рис. 3 приведена схема инфильтрационной водонапорной системы, область питания которой расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе залежи 400 м, отметка ВНК — 700 м, ГНК — 400 м, кровли пласта в своде залежи —300 м.