Задача 31

Определить пластовые и приведенные давления в скважинах месторождения в соответствии со структурной картой (рис. 34).

Текущие пластовые давления обычно определяются в скважинах, специально остановленных (закрытых) на значительный промежуток времени, путем спуска глубинного манометра на заданную глубину или, если спуск прибора в скважину невозможен, путем заполнения скважины технической водой с последующим учетом веса столба жидкости в скважине.

Рис. П34. Структурная карта нефтяного месторождения

Методика определения текущих пластовых давлений по забойным давлениям (в действующих скважинах) приводится ниже.

На рис. 35 схематично изображена конструкция забоя скважины 12 с необходимыми данными для расчета пластовых и приве­денных давлений.

Скважина 12 вскрыла нефтяной пласт с аномально высоким пластовым давлением. Поэтому нельзя было замерить пластовое давление путем закрытия скважины, так как в этом случае на головке фонтанной арматуры и в затрубном пространстве давление поднялось бы выше допускаемого рабочего давления в затрубном пространстве. Замер пластовых давле­ний был выполнен путем закачки в скважину воды.

После прокачки в скважину насосными агрегатами 2AH-500 технической – воды (в скважину спущены насосно-компрессорные трубы) давление на буфере скважины установилось 16,9 мПа,в затрубном пространстве 16,8 мПа(разница давлений в 0,1 мПаобъясняется небольшим скоплением газа в верхней части фонтанных труб).

Рис. П35. Конструкция забоя скв. 12

Пластовое давление, отнесенное к кровле пласта, на основании замера манометром устьевого затрубного давления можно определить по следующей формуле:

0,1 мПа.

где р_у — затрубное давление на устье скважины (p_у = 16,8 мПа); П _к - вертикальная проекция скважины от устья до кровли пласта, которая равна сумме отметок альтитуды устья скважины и гипсо­метрии пласта 3480,7 м; у_в - средний удельный вес воды в скважине.

Средний удельный вес чистой технической воды можно опреде­лить по графику, приведенному на рис. 5, зная распределение давле­ния и температуры в скважине, или по данным поинтервального замера давлений по стволу скважины. Для данного месторождения при забойных давлениях в пределах 500 am и температуре пласта 140—150° С средний удельный вес воды можно принять равным 0,98 Г/см³ (по данным замеров).

Тогда пластовое давление будет

Давление, приведенное к условной отметке – 3200 м, будет

где П_от - вертикальная проекция от устья до гипсометрической отметки - 3200 м составляет 3614,7 м; у_н — относительный удельный вес нефти в пластовых условиях (по данным лабораторных исследований у_н = 0,5).

Подставляя значения, найдем приведенное давление в скв. 12:

В этой же скважине одновременно определялось пластовое давление глубинным манометром, который спускался на глубину = 3500 м от устья скважины.

В этом случае приведенное к отметке - 3200 м давление равно

где р₃ — замеренное манометром давление на глубине 3500 м, равное 50,5 мПа; П₃ — вертикальная проекция скважины от устья до глубины спуска прибора, равная 3472,8 м; у'_в — относительный удельный вес столба воды от глубины замера давления до кровли пласта, равный (значение Ь_в найдено из рис. 5).

Расхождение в приведенных давлениях по расчету и замеру составляет всего 0,1 мПа, что допустимо в условиях замера высоких давлений.

Определим приведенное пластовое давление в скважине 19, которая вскрыла водонасыщенную часть пласта. Эта скважина (рис. 36) вскрыла пласт на гипсометрической отметке —3352 м. При опробовании нижней части пласта был получен приток высокоминерализованной пластовой воды. Давление в закрытой скважине, замеренное манометром на глубине 4000 м, p_зам = 53,4 мПа.

где в данном случае П_от = 3571,5 м; П₃ = 3884 м, y_в — удельный вес высокоминерализованной воды в пластовых условиях (принимается равным 1,0).

Рис. П36. Схема расположения скв. 12 и 19 на структуре (по профилю)

Полученное приведенное давление отличается от давления, подсчитанного по скважине 12, вследствие принятого допущения о наличии между скважинами 12 и 19 пластовой воды. Определять приведенное пластовое давление как алгебраическую сумму забойного давления и столба воды или столба нефти от точки замера давления глубинным манометром от отметки —3200 м в таких случаях нельзя. Поэтому необходимо установить возможное положение водо-нефтяного контакта.

На рис. 36 представлена схема расположения скважин 12 и 19 на структуре по профилю.

Замеры давлений глубинными манометрами в этих скважинах были произведены одновременно после их длительной остановки, поэтому они должны отражать текущие пластовые давления в этих скважинах.

Давление у нижних дыр фильтра в скважине 19 будет

где — гипсометрическая отметка нижних дыр фильтра (—3724 м); Г'_з — гипсометрическая отметка точки замера давления (-3513 м).

Подставив значения, получим

Давление у нижних дыр фильтра в скважине 12 будет

где = 3068м; = 3190м; = 0,94.

Подставив эти значения в формулу, получим

Разность давлений в нижних частях фильтров скважин 12 и 19 будет

Разность отметок, соответствующая этому перепаду, составит

Высота столба нефти в залежи ниже перфорационных отверстий скважины 12 (см. рис. 35)

Гипсометрическая отметка водо-нефтяного контакта

Приведенное к отметке —3200 м давление в скважине 19 по данным глубинного замера давления с учетом водо-нефтяного контакта будет

Таким образом, приведенные давления в скважинах 12 и 19 одинаковы и равны 51,7 мПа. Это указывает на то, что замеры пластовых давлений были произведены при установившихся текущих давлениях в пласте.