какое пластовое давление является нормальным
ПЛАСТО́BOE ДАВЛЕ́НИЕ
Том 26. Москва, 2014, стр. 368
Скопировать библиографическую ссылку:
ПЛАСТО́BOE ДАВЛЕ́НИЕ, давление, под которым находятся флюиды (газ, нефть, вода) в пласте; основной геологич. показатель состояния энергии нефте-, газо- или водоносного пласта. Различают нормальное и аномальное П. д. Нормальное пластовое давление соответствует гидростатич. давлению (давлению столба воды, равного по высоте толще вышезалегающих пластов) и находится в прямой зависимости от глубины залегания пласта. Нормальное П. д. увеличивается через каждые 10 м примерно на 0,1 МПa, или 1 атмосферу. П. д., значительно отличающееся (св. ± 10–30%) от гидростатического, называют аномальным П. д. Аномально высокое П. д. отмечается в отложениях глубоких и сверхглубоких впадин (обычно на глубине св. 1800 м, напр. в Южно-Каспийской впадине и впадине Мексиканского зал.). Оно проявляется в слабопроницамых горизонтах осадочных толщ (изолированных или имеющих затруднённую связь с поверхностью). Пo вопросу o генезисе аномально высокого П. д. нет единого мнения. Oсн. причинами считают уплотнение глинистых пород, катагенетич. преобразования пород и содержащегося в них органич. вещества (активное поступление углеводородов в пласт как за счёт глубоких горизонтов, так и за счёт эмиграции флюидов из нефтематеринской толщи; затруднённость разгрузки пласта и дальнейшей миграции углеводородов; изменение объёма порового или трещинного пространства в пласте; увеличение объёма пластовых флюидов с ростом пластовых температур). Кроме того, мн. учёные гл. причинами образования участков с аномально высоким П. д. считают процессы тектогенеза (в т. ч. проявления землетрясений, грязевого вулканизма, роста соляно-купольных структур) и геотермич. условия земных недр. Каждый из этих факторов может преобладать в зависимости от геологич. строения и истории развития региона. Hаличие аномально высокого П. д. благоприятно сказывается на коллекторских свойствах вмещающих пород, увеличивает время естеств. эксплуатации нефтяных и газовых месторождений без применения дорогостоящих вторичных методов, повышает удельные запасы газа и дебиты скважин, является благоприятным в отношении сохранности скоплений углеводородов, свидетельствует o наличии в нефтегазоносных бассейнах изолированных участков и зон. Зоны аномально высокого П. д., развитые на больших глубинах, особенно там, где они пользуются региональным распространением, содержат значит. ресурсы метана, который находится в растворённом состоянии в перегретой (до 150–200 °C) воде. Помимо извлечения метана, можно использовать гидравлич. и тепловую энергию воды. Аномально высокое П. д. является источником аварий в процессе бурения. Hеожиданное вскрытие таких зон – причина мн. осложнений, ликвидация которых приводит к большим материальным затратам. Hаличие зон с аномально высоким П. д. значительно увеличивает стоимость скважин.
Пластовое давление
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (а. reservoir pressure; н. Lagerdruck; ф. pression de соuche; и. presion de capa, presion de roca, presion de yacimiento) — давление, которое пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы.
Пластовое давление — важнейший параметр, характеризующий энергию нефтегазоносных и водоносных пластов (см. Пластовая энергия). В формировании пластового давления участвуют гидростатическое давление, избыточное давление залежей нефти или газа (архимедова сила), давление, возникающее в результате изменения объёма резервуара (порового или трещинного пространства), а также за счёт расширения (или сжатия) флюидов и изменения их массы. Различают начальное (до вскрытия подземного резервуара или не нарушенное техногенными процессами) и текущее (динамическое) пластовое давление. В сравнении с условным гидростатическим давлением (давление столба пресной воды высотой от дневной поверхности до точки замера) пластовое давление разделяют на нормальное и аномальное. Первое находится в прямой зависимости от глубины залегания пласта, увеличивается через каждые 10 м примерно на 0,1 МПа. Пластовое давление, значительно отличающееся от гидростатического, называется аномальным пластовым давлением.
Пластовое давление изменяется как по площади распространения пласта, так и по глубине нефтяных и газовых залежей и по мощности водоносных горизонтов, увеличиваясь с возрастанием её пропорционально плотности подземного флюида. Сопоставления пластового давления относят к какой-либо одной плоскости сравнения (уровень моря, первоначальное положение водонефтяного контакта) — т.н. приведённое пластовое давление. При эксплуатации скважин в Призабойной зоне образуется область пониженного пластового давления. Измеряется пластовое давление глубинным манометром или рассчитывается исходя из отметок пъезометрических уровней пластовых флюидов в скважине или другой горной выработке при статическом состоянии. Точность измерения пластового давления глубинным манометром даёт до 1% ошибок, расчётный способ при благоприятных условиях в газовых и водяных залежах обеспечивает значительно большую точность (0,01-0,02%). Достоверность инструментального измерения зависит от его точности и от того, насколько давление в скважине соответствует пластовому, для чего необходима хорошая гидродинамическая сообщаемость скважины с пластом. Наиболее благоприятны для измерения пластового давления фонтанирующие скважины, в случае слабых притоков флюидов требуется большее время для восстановления пластового давления.
В процессе разработки залежей углеводородов пластовое давление снижается, что приводит к уменьшению дебитов скважин, изменениям физико-химических свойств флюидов, усложняет их добычу, увеличивает потери ценных компонентов. Поэтому разработку и эксплуатацию залежей ведут с поддержанием пластового давления. По результатам измерений пластового давления строят графики его изменения. Анализ этих графиков позволяет судить о процессах, происходящих в залежи, и регулировать её разработку и эксплуатацию.
Пластовое давление
— давление газа в газонасыщенном объеме пласта. Различают начальное и текущее пластовое давление. Начальное пластовое давление имеет место в газонасыщенном объеме пласта до начала разработки. Начальные пластовые давления обычно приводят к средней горизонтальной плоскости, проходящей через центр тяжести газонасыщенного объема, а чаще через середину продуктивной толщи.
Текущие пластовые давления формируются в газонасыщенном объеме в процессе извлечения из него газа системой эксплуатационных скважин. Его распределение в газонасыщенном объеме характеризуется картами изобар и депрессионными воронками.
Смотреть что такое «Пластовое давление» в других словарях:
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давление, под которым находятся нефть, вода и газ в недрах. Пластовое давление в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине ее залегания (на каждые 10 м глубины пластовое давление увеличивается на 98 кПа) … Большой Энциклопедический словарь
Пластовое давление — (a. reservoir pressure; н. Lagerdruck; ф. pression de couche; и. presion de capa, presion de roca, presion de yacimiento) давление, к poe пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы. П. д. важнейший параметр, характеризующий энергию … Геологическая энциклопедия
пластовое давление — давление горных пород горное давление Давление вышележащей толщи (вышележащих горных пород). [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы давление горных породгорное… … Справочник технического переводчика
пластовое давление — давление, под которымнаходятся нефть, вода и газ в недрах. Пластовое давление в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине её залегания (на каждые 10 м глубины пластовое давление увеличивается на 98 кПа). * * * ПЛАСТОВОЕ… … Энциклопедический словарь
пластовое давление — 2.7 пластовое давление: Давление флюида в какой либо точке поглощающего горизонта, равное весу столба жидкости от глубины положения этой точки до статического уровня. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Пластовое давление — давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. П. д. важнейший параметр, характеризующий энергию нефтеносных, газоносных и… … Большая советская энциклопедия
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давление в продуктивном пласте залежи. П. д. возрастает с глубиной залегания пласта (ок. 0,1 МПа на каждые 10 м глубины). Встречаются изолир. участки с аномально высоким или низким П. д., не подчиняющиеся этому правилу … Большой энциклопедический политехнический словарь
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давление, под к рым находятся нефть, вода и газ в недрах. П. д. в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине её залегания (на каждые 10 м глубины П. д. увеличивается на 98 кПа) … Естествознание. Энциклопедический словарь
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — в нефтяной гидрогеологии давление, под которым находятся жидкость и газ в нефтяной залежи. Начальное П. д. зависит от глубины залегания залежи и обычно близко к гидростатическому давлению. По мере расхода пластовой энергии П. д. снижается. Для… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
Лекция 6: Пластовая энергия, температура и давление в скважине. Режимы эксплуатации залежей
Пластовая энергия
Пластовая энергия – совокупность тех видов механической и тепловой энергии флюида (нефть, газ и вода в горных породах, характеризующиеся текучестью) и горной породы, которые могут быть практически использованы при отборе нефти и газа. Главные из них:
Температура и давление в горных породах и скважинах
Повышение температуры горных пород с глубиной характеризуется геотермическим градиентом (величиной приращения температуры на 100 м глубины, начиная от пояса постоянной температуры):
где – температура горных пород на глубине
, м (в
);
– средняя температура на уровне пояса постоянной годовой температуры в данном районе,
;
– глубина пояса постоянной годовой температуры, м (на нефтегазовых месторождениях
= 25
30 м).
Геотермический градиент для различных районов меняется в пределах 1 10
/100 м. В породах осадочной толщи наблюдается более быстрое повышение температуры с глубиной, чем в изверженных и метаморфических породах. В среднем для осадочного чехла геотермический градиент принимается равным 3
/100 м. Средние геотермические градиенты для освоенных глубин нефтяных и газовых месторождений приведены в табл. 5.1.
Пластовую температуру на глубине можно рассчитать по уравнению регрессии:
,
Район | | | ||
Западная Сибирь | ||||
Тюменская область | 400 | 13 | 3,1 | 61+0,031( |
Красноярский край | 820 | 12 | 3,0 | 43+0,030( |
Томская и Новосибирская области | 1550 | 49 | 3,6 | 68+0,036( |
Восточная Сибирь | ||||
Якутия | 660 | 3 | 2,3 | 42+0,023( |
Иркутская область | 600 | 12 | 0,9 | 27+0,009( |
Дальний Восток | ||||
Сахалинская обл. | 120 | 3 | 3,1 | 61+0,031( |
Камчатская обл. | 200 | 20 | 2,8 | 76+0,028( |
Наряду с температурой на свойства горных пород существенное влияние оказывает давление.
Горное давление обусловлено весом вышележащих пород, интенсивностью и продолжительностью тектонических процессов, физико-химическими превращениями пород и т. п. При известной мощности и
плотности каждого слоя пород вертикальная компонента горного давления (в Па) определяется следующим уравнением:
,
где – ускорение свободного падения;
– число слоев. Это уравнение выражает геостатическое давление.
Значение бокового горного давления определяется величиной вертикальной компоненты давления, коэффициентом Пуассона пород и геологическими свойствами пород. Коэффициент пропорциональности между вертикальной и горизонтальной (боковой) составляющими горного давления изменяется в зависимости от типа пород от 0,33 (для песчаников) до 0,70 (для прочных пород типа алевролитов).
Пластовое давление – внутреннее давление жидкости и газа, заполняющих поровое пространство породы, которое проявляется при вскрытии нефтеносных, газоносных и водоносных пластов. Образование пластового давления является результатом геологического развития региона. Оно определяется комплексом природных факторов: геостатическим, геотектоническим и гидростатическим давлениями, степенью сообщаемости между пластами, химическим взаимодействием жидкости и породы, вторичными явлениями цементации пористых проницаемых пластов и т. п. Значения пластового аномально высокого давления могут существенно различаться в разных регионах. Для большей части месторождений пластовое давление обычно равно гидростатическому.
Гидростатическое давление (в Па) – давление столба жидкости на некоторой глубине
,
где – плотность столба жидкости, кг/м 3 ;
– высота столба жидкости, м.
Условия притока жидкости и газа в скважины
Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.
До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления, ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления ( ) и давления у забоев скважин (
). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.
В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации, пластовая энергия проявляется в виде сил, способствующих движению флюидов.
На устье скважины всегда имеется какое-то давление , называемое устьевым. Тогда
,
где – плотность жидкости (кг/м 3 ),
— ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c 2 (для приближенных расчетов принимают
= 10 м/с 2 ); H –глубина залегания пласта, м; 10 4 – переводной коэффициент, Па/м. Разность (
) называют депрессией скважины. Поэтому, чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины.
Коэффициент продуктивности скважин – количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.
Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.
Коэффициент нефтеотдачи пласта ( – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий – 0,5
0,8.
Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа (расширения газовой шапки), при этом = 0,4
0,7. Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15
0,3.
Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.
Гравитационный режим – наименее эффективный из всех режимов эксплуатации скважин ( = 0,1
0,2).
Практически в изолированном виде каждый из режимов эксплуатации встречается редко.