Тема 3. Пластовое давление в залежах ув

Пластовое давление один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважины и залежи в целом.

Под пластовым понимают давление, при котором нефть, газа, вода находятся в пустотах пластов-коллекторов в геологическом разрезе месторождения. Величина пластового давления Р_пл может быть определена по высоте столба в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина.

, Па (3.1)

где: h- высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м;

ρ – плотность жидкости в скважине, кг/м³;

g– ускорение свободного падения, м/с².

Установившийся в скважине уровень жидкости соответствующий пластовому давлению называется пьезометрическим напором. Его положение фиксируют глубиной от устья скважины или величиной абсолютной отметки.

Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах) называют пьезометрической поверхностью.

Расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта-коллектора называют пьезометрической высотой(h₁). Расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой горизонтальной плоскости называютпьезометрическим напором (_{, где Z – расстояние между серединой пласта и условной плоскостью (рис.3.1).}

Рис.3.1 Пьезометрическая высота и напор

Пьезометрическая поверхность может устанавливаться выше и ниже дневной поверхности (скважина фонтанирует).

Величину давления, соответствующую пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Р_пл.а); величину давления соответствующую пьезометрическому напору – приведенным пластовым давлением (Р_пл.пр.).

Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление (Р_у) на их герметизированных устьях и добавить давление столба жидкости в скважине.

Различают залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению (нормальное пластовое давление) и залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического (аномальное пластовое давление).

Гидростатическимпластовым давлением называют давление в пустотном пространстве пласта-коллектора, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону регионального погружения.

Абсолютная величина начального пластового давления залежи во многом определяет начальную энергетическую характеристику залежи, выбор и реализацию системы ее разработки, закономерности изменения параметров при ее эксплуатации, особенности годовой добычи нефти и газа, природное фазовое состояние углеводородов в недрах и, следовательно, обусловливает выбор рациональной систесы разработки.

По величине начального пластового давления определяют закономерность падения пластового давления при разработке залежи. При составлении проектного документа на разработку величину начального пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разработки залежи.

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются величиной текущего (динамического) пластового давления (Р_пл.тек). Пластовое давление в продуктивном пласте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин называюттекущимилидинамическим пластовымдавлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем – важнейшая часть контроля за разработкой залежи.

Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.

Для сравнения давления в разных скважинах пользуются приведеннымпластовым давлением. Это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость (обычно средняя абсолютная отметка начального ВНК, ГВК):

_{, Па (3.2)}

где: Р_пл.пр – приведенное пластовое давление;

Р_пл.зам. – замеренное пластовое давление;

h_n – расстояние между точкой замера и условной поверхностью;

ρ – плотность флюида,

Формула вычисляется со знаком «плюс», если точка замера находится выше условной плоскости, и «минус» – если ниже.

Поправку h_nρ / 102 вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис.3.2 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв.3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв. 5 —нефти.

Рис.3.2. Схема приведения пластового давления по глубине: