Файл: Тхостов Б.А. Начальные пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 04.04.2024
Просмотров: 48
Скачиваний: 1
когда наивысшая точка пласта занимает более высокое положе ние относительно уровня моря, чем устье скважины, для которой определяется давление.
Гидростатическое давление в отличие от гидродинамического характеризует потенциальную энергию напора контурных вод пласта, в котором пластовые жидкости находятся в состоянии равновесия, т. е. без движения.
3. Тектонические движения, которые в одних случаях создают остаточную тектоническую напряженность пластовых водонапор
ных систем, в других нарушают равновесное состояние существую щих давлений, погружая пли, наоборот, поднимая пластовые системы и тем самым образуя новые гидродинамические условия.
Остаточные тектонические напряжения отмечаются в складках и месторождениях геосинклинальпых областей, для которых
характерны частые и интенсивные поднятия и прогибания слоев,
надвиговые деформации различной амплитуды, сбросы, взбросы, грязевулканпческая деятельность и т. д.
Они совершенно не характерны для платформенных областей, где имеются волнообразные и другие колебательные движения главным образом в вертикальной плоскости.
Степень тектонической напряженности пластов находится в за висимости от интенсивности складкообразующих процессов как ио времени, так и в пространстве. Напряжения и давления, об разующиеся в пластах в результате непрерыг по-прерывпсто про исходящих тектонических процессов, целесообразно было бы назы вать геотектоническими давлениями или геотектоническими на пряжениями.
Максимальную величину геотектонического напряжения воз можно, по-видимому, оцепить как предел упругости пластов, горных пород, слагающих данную складку. Не представляется, од нако, возможным определить, какая часть этого напряжения пере дается на жидкости или газы, насыщающие пласты, образуя
вних давление, а какая погашается деформацией самих пластов.
4.Сообщение между пластами, образовавшееся в результате тектонических нарушений или других причин, создающее усло
вия для перетока жидкости и газов с высоким давлением в пласты с низким давлением.
Путями для перетока жидкости могут служить как тектони ческие нарушения, стволы грязевых вулканов, так в некоторых случаях и скважины. При наличии перетока из нефтяных или газовых горизонтов высокого давления в нефтяные и газовые горизонты низкого давления в последних может значительно
повыситься пластовое давление.
5. Химическое взаимодействие вод и пород, а также вторич ные явления цементации пористых проницаемых пластов, непре рывно происходящие в недрах.
Воздействие глубинных вод на |
горные породы выражается |
в выщелачивании водами различных |
растворимых солей, заклю- |
18
ченных в породах, в первую очередь углекислого калия и натрия,
углекислого кальция и магния, сернокислого натрия, сернокис лого кальция и магния, хлористого натрия и хлористого маг
ния и кальция, а также других солей.
В результате выщелачивания солей концентрация их в глу
бинных водах возрастает, а поровое пространство горных пород
увеличивается.
При постоянном объеме жидкости и возрастающем объеме порового пространства в пласте отмечается снижение пластового
давления. Наоборот, выпадение солей из пересыщенных водных растворов может вызвать локализацию отдельных участков пласта и повышение в них давления. Однако выщелачивание пли вторич ное отложение солей вряд ли, может иметь решающее значение в образовании или серьезном изменении величины пластового давления.
Некоторые авторы [1, 17, 45] считают, что на состояние пла стового давления в тех или других природных условиях оказывает влияние и ряд других факторов. В частности, указываются тем пература и замечаемые в недрах процессы распада высокомолеку лярных углеводородов. Полной ясности, однако, в этом вопросе не существует.
Действительно, с одной стороны, взаимосвязаны изменение температуры и разложение высокомолекулярных углеводородов, с другой — оба эти явления в какой-то мере и сами зависят от состояния давления в пласте.
Тем не менее, если взять каждое явление изолированно,
т. е. предположить, что распад высокомолекулярных углеводо
родов при неизменной температуре и постоянном давлении про исходит в силу каких-то третьих условий, то в результате этого распада будет увеличиваться объем углеводородов, а при постоян ном объеме расти давление. Правда, весьма трудно доказать в при
родных условиях, обычно характеризующихся большим числом переменных, количественное выражение процесса роста
давления.
Что касается влияния температуры на состояние пластовых давлений, то оно, само по себе, серьезного практического значе ния для большинства нефтяных и газовых месторождений не имеет.
Рассмотрим существо вопроса. Согласно законам физики рост пластовой температуры должен сопровождаться расшире нием жидкостей и газов, заключенных в пласте.
При постоянном объеме, т. е. полной локализации залежи
глинами или другими непроницаемыми породами, расширение нефти и газа должно сопровождаться повышением давления в за лежи. Иначе говоря, изначально высокая температура или после дующее повышение температуры могут вызвать какое-то повыше ние давления в залежах.
Предположим, что мы имеем залежь нефти или газа абсолютно изолированную, благодаря тектоническим процессам, ироисхо-
2* |
19 |
дившим после формирования залежи. Кроме того, допустим, что
имеем какое-то локальное тепловое воздействие на эту залежь.
Тогда, исходя из зависимости |
[30]: |
|
|
|||
|
у_ г/ |
273 + t |
Ра |
’ |
(1) |
|
|
V |
1 |
0 273 |
~Р |
||
где 1’0 — объем газа |
при каких-то исходных условиях; |
|||||
V —объем газа |
при |
изменившихся |
условиях |
температуры; |
||
Ро — начальное давление |
газа при исходных условиях; |
Р — давление газа при изменившихся условиях температуры;
t— величина повышения температуры сравнительно с началь ными условиями.
|
Имея в |
виду, что |
рассматриваемая |
залежь полностью изоли |
||||
рована, т. |
е. V = Vo, |
получим |
|
|
|
|
||
|
|
|
Р |
= 273 +г |
|
|
|
|
|
|
|
Ро |
|
273 |
' |
|
|
в |
Если |
предположить, |
что |
Т’о= 1, |
а |
температура |
||
залежи |
повысилась на 40°, то Р, |
т. е. давление в залежи |
||||||
при изменившихся условиях температуры, будет равно |
||||||||
|
|
р = 273+П = 313 |
’ |
|
' ’ |
|||
|
|
|
273 |
|
273 |
|
||
т. |
е. новое давление получится на 14% больше. |
Прирост давления |
составит еще меньшую величину, если допустить хотя бы весьма
слабую связь залежи с поверхностью, т. е. возможность изменения
объема залежи от теплового расширения. Для повышения давле ния в изолированной газовой залежи на 14%, как это было пока зано выше, необходимо увеличение температуры на 40°. Это
увеличение, принимая для простоты расчета геотермическую сту пень равной 25 м/град, может быть достигнуто при погружении пласта на 1000 м. Отметим при этом, что такие размеры относи тельного погружения реальны и на самом деле наблюдаются даже в условиях платформы, не говоря о складчатых областях.
Чтобы получить ясное представление о сравнительной роли температуры в образовании пластового давления, покажем, что
то же погружение в 1000 м может вызвать рост пластового давле ния за счет напора контурных вод на 100 ата. А если допустить погружение изолированной залежи, не имеющей сообщения с днев ной поверхностью, то рост давления будет еще больше за счет действия горного или геостатического давления и может соста вить 200—230 ата.
Еще меньше будет эффект образования или повышения давле
ния от теплового расширения нефтей или вод.
Это подтверждается практическими примерами. Так, в нефтя ных месторождениях Озек-Суат, Зимняя Ставка, расположенных в.Ставропольском крае в пределах Затеречной равнины, темпера
20
тура на глубине 3400—3800 м достигает 160—180°, но при этом
начальные пластовые давления почти соответствуют гидростати ческим. А в месторождении Карабулак, находящемся на Сунжен ском хребте в пределах Чечено-Ингушской АССР, или, например,
Челекен Западной Туркмении при температурах вдвое-втрое более низких давление в 2 раза и более превышает значение услов ного гидростатического давления для данной глубины. Мы оста новились подробно на роли температуры в образовании пластового давления с той целью, чтобы, во-первых, не возвращаться в даль нейшем изложении к этому вопросу, во-вторых, показать сравни тельную значимость различных факторов в образовании или из
менении пластового давления в нефтяных и газовых залежах.
Таким образом, если не считать некоторых второстепенных
факторов, действующих не всегда и пе всюду, не имеющих серьез ного практического значения для образования и повышения дав ления, можно назвать четыре источника пластовой энергии, опре деляющих образование, изменение и состояние пластового дав ления в нефтяных и газовых месторождениях и меняющихся в за висимости от обстановки: 1) горное пли геостатическое давление; 2) давление краевых или контурных вод или гидростатическое давление; 3) геотектоническое давление; 4) наличие путей, со
общающих пласты с различным давлением друг с другом.
В течение всей истории геологического развития осадочной
толщи земной коры указанные условия действовали непрерывно, однако с различной интенсивностью, постоянно меняющейся не только во времени, но и в пространстве.
Преобладающее воздействие того или другого источника пластовой энергии определяет величину начального пластового давления в нефтяных и газовых месторождениях, расположенных
в различных геологических условиях.
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ПО ТЕКТОНИЧЕСКИМ ЗОНАМ И ВОЗРАСТУ
В настоящей работе собран материал о начальных пластовых давлениях по 322 нефтяным и газовым залежам различных нефте газоносных районов. Территориально эти залежи располагаются в пределах СССР — на западе и востоке Украины, в Предкавказье,
на Апшеронском полуострове и Прикуринской низменности Азер
байджана, на западе Туркмении, в Ферганской долине и Бухар ском районе Узбекистана, Поволжье, Урале и Приуралье, а
также за рубежом — в Канаде, США, Иране, Индии, Франции
и ДР-
Рассмотренные месторождения приурочены к древним (палео
зойским) и молодым (мезозойским) платформенным и геосинкли-
нальным областям.
В тектоническом отношении они связываются с крупными сводовыми валоподобными поднятиями, погружениями их и раз деляющими поднятия впадинами — в платформенных областях— внутренними и периферийными частями предгорных прогибов, межгорных впадин и погружениями складчатых систем — в геосинклинальных областях.
По возрасту изученные |
залежи относятся: |
|
|
к палеозою — 80 |
залежей, в том числе 36 к девонским и 43 |
||
к каменноугольным |
отложениям; |
9 к юрским |
|
к мезозою 43 залежи, из |
них 4 к триасовым, |
||
п 30 к меловым отложениям, |
и третичным отложениям 199 залежей |
||
нефти и газа. |
приуроченные к палеозойским |
|
|
Месторождения, |
отложениям, |
расположены на Русской, Северо-Американской и Африканской платформах и Днепровско-Донецкой впадине.
Месторождения, относящиеся к мезозойским отложениям, располагаются главным образом в пределах молодой мезозойской платформы, примыкающей с юга к Русской платформе. Эта плат форма протягивается от Черного до Каспийского морей и носит название Предкавказской.
На восточном берегу Каспия мезозойская платформа носит название Каракумской. В окраинных погруженных зонах ее
обнаружены нефтяные и крупные газовые месторождения.
22