Геологічні основи розкриття продуктивних пластів

5.2 Основні теоретичні положення

Для проектування раціональної конструкції свердловини, яка забезпечить її проведення без ускладнень до проектної глибини, необхідно мати достовірні дані про значення порового тиску (пластового) і тиску гідророзриву пласта. Ці дані повинні також враховуватись при виборі густини промивної рідини для оптимального розкриття продуктивного пласта.

Відомо, що градієнти тиску розриву пласта пов’язані з поровим (пластовим) тиском, літологією, віком порід і глибиною залягання пласта, а також напруженим станом гірських порід.

Практика буріння свердловин в Передкарпатському прогині показує, що визначення нижньої границі густини бурового розчину, виходячи з умов попередження проявів, є необхідним, але не достатнім для попередження ускладнень. Так, при бурінні сильно розущільнених глин, поровий тиск у яких близький до тиску гідророзриву пласта, навіть незначне збільшення густини бурового розчину з метою попередження викидів, приводить до гідравлічного розриву пласта. Це викликає інтенсивне поглинання бурового розчину з подальшим викидом. Верхню границю густини бурового розчину можна визначити за формулою:

, (5.1)

де rв— верхня межа густини бурового розчину, кг/м3;gн— прискорення вільного падіння, м/с2;h— глибина залягання підошви пласта, м; Рпор — поровий (пластовий) тиск, н/м2; m — коефіцієнт Пуассона; Gсп — напруга скелету породи, H*м2

, (5.2)

де Ргір — гірський тиск порід, Н/м2.

Для визначення гірського тиску на основі проведених замірів побудовано графік його зміни з глибиною для умов Передкарпатського прогину (рис. 5.1). Для побудови графіка використана залежність (5.2).

Рисунок 5.1 - Зміна геостатичного тиску з глибиною

, (5.3)

де п(Н) — об’ємна маса породи, як функція її залягання.

Поровий тиск може бути визначений за даними зміни густини породи з глибиною, або за даними геофізичних досліджень свердловин (лабораторна робота №4).

Для експресного визначення градієнта тиску розриву пласта можна вико-ристати номограму (рис. 5.2), побудовану на основі рівняння (5.1). На номогра-мі знаходять необхідну глибину і проводять горизонталь до перетину з лінією коефіцієнта аномальності порового тиску. Далі опускають перпендикуляр до абсциси, на якій знаходять значення градієнта тиску розриву пласта, що еквіва-лентно верхній межі густини бурового розчину при бурінні в даному інтервалі.

Рисунок 5.2 — Номограма для визначення градієнта тиску гідророзриву пласта

Достовірність результатів досліджень була підтверджена шляхом аналізу ускладнень, що пов’язані з поглинанням бурового розчину, які виникають найчастіше при розбурюванні піщано-глинистих порід на родовищах Прикар-паття.

Величину градієнта тиску розриву пласта можна визначити із залежності його від градієнта порового тиску. На основі статистичної обробки даних геофізичних та інших досліджень для умов Передкарпатського прогину одер-жана залежність

. (5.4)

Градієнт порового тиску можу бути визначений за даними геофізичних досліджень (лабораторна робота №4).

Оперативно отримані дані про тиск гідророзриву пласта, дають можли-вість регулювати густину бурового розчину у визначених межах. Використання бурових розчинів завищеної густини приводить до ускладнень в процесі буріння свердловини.

Таблиця 5.1 — Вихідні дані

Варі-анти	Н, м	н, кг/м3	в, кг/м3	Коефіц. Пуассона	в, кг/м3, за формулою	н, кг/м3, за номограмою
1 2 3 4 5 6	1850 1900 2000 2400 2450 2500	0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45

5.3 Порядок виконання роботи:

1. Взявши порові тиски на глибинах за варіантом визначити верхню і нижню межі густини бурового розчину для буріння свердловини в заданому інтер-валі.

2. Визначення зробити за загальною формулою, за формулою для регіону та за номограмою.

5.4 Контрольні запитання:

1. Від чого залежить гідророзрив пласта?

2. Що таке коефіцієнт Пуассона?

5.5 Література:

У.Х.Фертль. Аномальные пластовые давления. / Пер. с английского. — М.: Недра, 1980.

Лабораторна робота № 6

ВИЗНАЧЕННЯ ПРОЕКТНОГО КОЕФІЦІЄНТА НАФТОВІДДАЧІ ДЛЯ НОВИХ ПОКЛАДІВ З ВОДОНАПІРНИМ РЕЖИМОМ

6.1 Мета роботи

Закріплення знань методики визначення проектного коефіці-єнта для нових покладів з водонапірним режимом.

6.2 Основні теоретичні положення

Поклади нафти характеризуються великою різноманітністю геологічної будови продуктивних пластів, їх колекторських властивостей, фізичних властивостей нафти і інших факторів, які впливають на величину нафтовіддачі.

Для нових покладів нафти, де за геолого-промисловими даними очікують водонапірний режим, проектний коефіціє нт нафтовіддачі визначають залежно від співвідношення в'язкості нафти і води, проникності колекторів і ступеня неоднорідності продуктивного пласта і його літології. Залежно від літології визначення коефіцієнта нафтовіддачі ведеться окремо для теригенних і карбонатних колекторів.

Ступінь неоднорідності визначають за величинами коефіцієнтів піщанистості (Кп) і розчленованості (Кр) продуктивного пласта. До однорідних пластів відносять такі, для яких Кп дорівнює більше 0,75 і Кр менше 2,1, а до неодно-рідних — коли Кп менше 0,75, а Кр більше 2,1.

Визначення коефіцієнта нафтовіддачі h проводиться за допомогою графіків залежності h від співвідношення в'язкості і проникності пласта, побудованих окремо для однорідних і неоднорідних теригенних колекторів (рис.6.1).

У виданих індивідуальних завданнях необхідно визначити проектний кое-фіцієнт нафтовіддачі h покладів нафти, які пов'язані з теригенними колекто-рами різного ступеня неоднорідності містять нафту різної характеристики.

Для визначення проектного коефіцієнта нафтовіддачі даються наступні вихідні дані:

а) розрізи пробурених пошуково-розвідувальних свердловин в межах продуктивного інтервалу, які характеризують неоднорідність продуктивного пласта;

б) дані про проникність продуктивного пласта в окремих свердловинах;

в) дані про в'язкість пластової води.

Приклад:

На покладі пробурено 11 свердловин, план розташування яки х показ ано на рис . 6.3.

Рисунок 6.3 — План розташування свердловин (для побудови карти проникності)

Проникність колекторів показ ана, в т аблиці 6.1, дані про загальну і ефективну товщини пласта в таблиці 6.2. В'язкість нафти в пластових, умовах дорівнює 4,8 Па*с, в'язкість пластової води — 1 Па*с.

Завдання: визначити проектний коефіцієнт нафтовіддачі.

Таблиця 6.1 — Проникність колекторів

Таблиця 6.2 — Загальна ефективна товщина пласта

6.3 Порядок виконання р оботи:

1. Визначаємо ступінь геологічної неоднорідності продуктивного пласта. Для цього вираховує мо К п і К р:

а) Коефіцієнт піщанистості (Кп) - це від ношення середньої ефективної товщини до середньої загальної товщини пласта. В межах покладу його визначають за такою формулою

, (6.1)

де hефі — еф ективна товщина пласта в і-тій свердловині, м; ni— загальна товщина пластів в і-тій свердловині, м;n — число свердловин.

Дані для визначення Кп беремо з таблиці 6.2. Підставляючи величини товщин в формулу (6.1) визначаємо Кп :

.

б) Коефіцієнт розчленованності (Кр) — відношення числа пропластків колекторів, просумованих для всіх свердловин до числа свердловин:

,

де Ni — число пропластків колекторів в і-тій свердловині;n — кількість свердловин.

Підставляюч и значення Ni з таблиці 6.2 в ф орму лу (6.2 ), визначає мо Кр :

.

Виходячи з одерж аних значень К п і К р визначає мо, що пласт є неоднорідним.

2. Визн ачає мо середню проникність пласта, як середньозважен у величину по площі. Для цього будує мо к арту проникності (ри с. 6.3) . Маючи карту про-никності, визначає мо середньозважену проникність по площі за формулою

, (6.3)

де Кі — середнє значення проникності між двома сусідніми ізолініями;

fi —площа між сусідніми ізолініями.

Замі ри площі між двома сусідніми ізолініями проводять за допомогою планіметра. Дані по Кі і fi заносять в табл . 6.3. Підставивши значення Кі і fiв формулу (6.З) визначає мо К сз

,

Таблиця 6.3 — Визначення проникності і площі

3. Визначає мо співвіднош ення в'язкостей нафти і води в пластових у мовах:

. (6.4)

Підставляючи значення і в формулу (6.4) визначає мо:

.

4. Визначаємо проект ний коефіціє нт наф товіддачі.

За одержаними величинами коефіцієнтів Кп і К р встановлено, що пласт неоднорідний або однорідний, тому для визнач ення коефіціє нта наф товіддачі користує мось граф іком, зображеним на рисунку (6.1) або (6.2). У нашому при-к ладі знаходимо величину h по кривій, яка відповідає проникності (0,102- 0,306 мД) при Він дорівнює 0,47.

6.4 Контрольні запитання:

1. Що таке к оефіціє нт піщанистості?

2 . Які пласти вважаються однорідними а які неодно-рідними?

6.5 Література:

1. Жданов М.А. Нефтепром ысловаягеология и подсчёт запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1970.