1. Пластова енергія
2. Температура і тиск в гірських породах і свердловинах
3. Умови припливу рідини і газу в свердловини

Анотація: Пластова енергія - сукупність тих видів механічної і теплової енергії флюїду (нафта, газ і вода в гірських породах, які характеризуються плинністю) і гірської породи, які можуть бути практично використані при відборі нафти і газу.

Пластова енергія

Пластова енергія - сукупність тих видів механічної і теплової енергії флюїду (нафта, газ і вода в гірських породах, які характеризуються плинністю) і гірської породи, які можуть бути практично використані при відборі нафти і газу. Головні з них:

1. Енергія напору законтурного вод покладів нафти і газу.
2. Енергія пружного стиснення гірської породи і флюїду, в тому числі газу, що виділився в вільну фазу з розчиненого стану при зниженні тиску.
3. Частина гравітаційної енергії верхніх товщ, що витрачається на пластичні деформації колектора, викликані зниженням пластового тиску в колекторі в результаті відбору флюїду з нього.
4. Тепло флюїду, що виноситься їм на поверхню при експлуатації свердловин. Практично значима не вся енергія пласта, а лише та її частина, яка може бути використана з достатньою ефективністю при експлуатації свердловин.

Температура і тиск в гірських породах і свердловинах

Підвищення температури гірських порід з глибиною характеризується геотермічних градієнтом (величиною приросту температури на 100 м глибини, починаючи від пояса постійної температури):

де - температура гірських порід на глибині , М (в ); - середня температура на рівні пояса постійної річної температури в даному районі, ; - глибина пояса постійної річної температури, м (на нафтогазових родовищах = 25 30 м).

Геотермічний градієнт для різних районів змінюється в межах 1 10 / 100 м. У породах осадової товщі спостерігається більш швидке підвищення температури з глибиною, ніж в вивержених і метаморфічних породах. В середньому для осадового чохла геотермічний градієнт має дорівнювати 3 / 100 м. Середні геотермічні градієнти для освоєних глибин нафтових і газових родовищ наведені в табл. 5.1 .

Пластову температуру на глибині можна розрахувати за рівнянням регресії:

,

де - пластова температура (в ) на глибині = 2000 м, - геотермічний градієнт в / М ( табл. 5.1 ).

Таблиця 5.1. Значення пластових температур і геотермічних градієнтів в газових, газоконденсатних і нафтових родовищах Район , м , , / 100м Західна Сибір Тюменська область 400 3070 13 100 3,1 61 + 0,031 ( -2000) Красноярський край 820 2560 12 60 3,0 43 + 0,030 ( -2000) Томська і Новосибірська області 1550 4520 49 143 3,6 68 + 0,036 ( -2000) Східний Сибір Якутія 660 4080 3 95 2,3 42 + 0,023 ( -2000) Іркутська область 600 2700 12 33 0,9 27 + 0,009 ( -2000) Далекий Схід Сахалінська обл. 120 2420 3 81 3,1 61 + 0,031 ( -2000) Камчатська обл. 200 3290 20 125 2,8 76 + 0,028 ( -2000)

Поряд з температурою на властивості гірських порід істотно впливає тиск.

Гірське тиск обумовлений вагою вищерозміщених порід, інтенсивністю і тривалістю тектонічних процесів, фізико-хімічними перетвореннями порід і т. П. При відомій потужності і щільності кожного шару порід вертикальна компонента гірського тиску (в Па) визначається наступним рівнянням:

,

де - прискорення вільного падіння; - число шарів. Це рівняння виражає геостатічеських тиск.

Значення бокового гірського тиску визначається величиною вертикальної компоненти тиску, коефіцієнтом Пуассона порід і геологічними властивостями порід. Коефіцієнт пропорційності між вертикальної і горизонтальної (бічний) складовими гірського тиску змінюється в залежності від типу порід від 0,33 (для пісковиків) до 0,70 (для міцних порід типу алевролитов).

Пластовий тиск - внутрішній тиск рідини і газу, що заповнюють поровий простір породи, яке проявляється при розтині нафтоносних, газоносних і водоносних пластів. Освіта пластового тиску є результатом геологічного розвитку регіону. Воно визначається комплексом природних чинників: геостатічеських, геотектонічного і гідростатичним тиском, ступенем сообщаемости між пластами, хімічним взаємодією рідини і породи, вторинними явищами цементації пористих проникних пластів і т. П. Значення пластового аномально високого тиску можуть істотно відрізнятися в різних регіонах. Для більшої частини родовищ пластовий тиск звичайно дорівнює гідростатичному.

Гідростатичний тиск (в Па) - тиск стовпа рідини на деякій глибині

,

де - щільність стовпа рідини, кг / м3; - висота стовпа рідини, м.

Умови припливу рідини і газу в свердловини

Кожна нафтова і газова поклад володіє запасом природного пластової енергії, кількість якої визначається величиною пластового тиску і загальним обсягом всієї системи, включаючи нафтову і водяну зону.

До розкриття пласта свердловинами рідина і газ знаходяться в статичному стані і розташовуються по вертикалі відповідно до своїх плотностям. Після початку експлуатації рівновагу в пласті порушується: рідини і газ переміщаються до зон зниженого тиску, ближче до вибоїв свердловин. Цей рух відбувається внаслідок різниці (перепаду) пластового (початкового) тиску ( ) І тиску біля вибоїв свердловин ( ). Накопичена пластова енергія витрачається на переміщення рідини і газу по пласту і підйом їх в свердловинах, а також на подолання опорів, що виникають при цьому переміщенні.

Залежно від геологічних умов і умов експлуатації, пластова енергія проявляється у вигляді сил, які сприяють руху флюїдів.

На гирлі свердловини завжди є якийсь тиск , Зване гирловим. тоді

,

де - щільність рідини (кг / м3), - прискорення вільного падіння, рівне 9,81 м / c2 (для наближених розрахунків приймають = 10 м / с2); H-глибина залягання пласта, м; 104 - перекладної коефіцієнт, Па / м. різниця ( ) Називають депресією свердловини. Тому, чим вище депресія, тим більше приплив нафти на забій свердловини.

Коефіцієнт продуктивності свердловин - кількість нафти і газу, яке може бути видобуто з свердловини при створенні перепаду тиску на її забої 0,1 МПа. Залежно від видів енергії, які використовуються при відборі флюїдів з пласта, розрізняють режими експлуатації покладів: водонапірний, Газонапірний, розчиненого газу і гравітаційний.

Водонапірний режим пов'язаний з витісненням нафти і переміщенням її по капілярах в пласті за рахунок напору контактує з нею води. Розрізняють жорсткий і пружний водонапірні режими. При жорсткому водонапорном режимі нафта до свердловин переміщується за рахунок крайових і підошовних вод, кількість яких поповнюється за рахунок атмосферних опадів і поверхневих водойм. Пружний водонапірний режим експлуатації заснований на пружному стисненні рідини (води) і гірських порід пластів в природному стані і накопиченні ними пружної енергії.

Коефіцієнт нафтовіддачі пласта ( - ставлення видобутих запасів до початкових геологічними запасами нафти або газу) при водонапорном режимі найвищий - 0,5 0,8.

Газонапірний режим пов'язаний з переміщенням нафти в капілярах пласта під тиском контактує з нею газу (розширення газової шапки), при цьому = 0,4 0,7. Режим розчиненого газу характерний для нафтових родовищ, у яких вільний газ в поклади відсутня, а в нафтову частину пласта практично не надходить пластова вода. Рушійною силою, яка сприяє переміщенню нафти в пласті до вибою свердловини, в цьому випадку є розчинений газ. Коефіцієнт нафтовіддачі при режимі розчиненого газу дуже низький і становить 0,15 0,3.

Гравітаційний режим експлуатації нафтових свердловин настає зазвичай при повному виснаженні пластової енергії. При гравітаційному режимі пласта єдиною рушійною силою переміщення нафти по капілярах пласта є сила тяжіння нафти в пласті. Переміщення нафти відбувається тільки в похилих (падаючих) пластах до свердловин, розташованих в їх нижніх точках.

Гравітаційний режим - найменш ефективний з усіх режимів експлуатації свердловин ( = 0,1 0,2).

Практично в ізольованому вигляді кожен з режимів експлуатації зустрічається рідко.