Теоретичні положення. Початковим пластовим тиском називається тиск в пласті на момент його розкриття (до випуску з нього будь-якої кількості флюїдів)

 

Початковим пластовим тиском називається тиск в пласті на момент його розкриття (до випуску з нього будь-якої кількості флюїдів). Дуже часто цей тиск в процесі бурових робіт не заміряється. Крім того, не дивлячись на те, що початковий пластовий тиск був заміряний, такі дані по старих родовищах вуглеводнів, як правило, знайти дуже важко, а інколи просто не можливо. Бувають випадки, коли пластовий тиск не замірявся взагалі. Але, наявність даних про початкові пластові тиски є дуже важливою для вирішення теоретичних і практичних задач. Наприклад, для підрахунку залишкових запасів нафти статистичним методом або методом матеріального балансу необхідно мати дані про початкові пластові тиски в нафтовому покладі. Важливо ці дані також знати і при експлуатації підземних газових сховищ, тому що при закачуванні газу в природний резервуар тиск закачування не повинен перевищувати початковий пластовий тиск, що був в даному природному резервуарі.

В тектонічно-активних районах початковий пластовий тиск можна визначити за залежністю:

Р_поч = f (Н, і, g, b_t) (2.1)

де Н - глибина точки визначення початкового пластового тиску в природному резервуарі, м;

і - інтенсивність локальної структури;

g - середнє значення густини пластових вод та інших флюїдів в товщі над точкою визначення початкового пластового тиску;

b_t - температурний коефіцієнт.

Для визначення величин початкових пластових тисків необхідно мати значення коефіцієнту інтенсивності структури, температурного коефіцієнту і густини пластових вод.

Коефіцієнт інтенсивності структури (і) визначається за формулою:

і = (2.2)

де h - амплітуда структури, м;

S - площа структури в межах останньої замкнутої ізогіпси (можливо застосовувати екстраполяцію), в км².

Коефіцієнт аномальності пластового тиску К_а = f (i), тобто залежить від кількісного параметра (i). На це вказують проведені дослідження в багатьох тектонічно-активних областях України і світу, наприклад, у Передкарпатському прогині, в центральній і південно-східній частинах ДДЗ (де спостерігається розвиток соляної тектоніки), в Індольському прогині, у Терсько-Каспійському прогині, у Західно-Туркменській западині та ін.

Для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину формула залежності коефіцієнта аномальності пластового тиску від коефіцієнта інтенсивності структури має такий вигляд:

К_а = 1.1486 + 2.92773 ´ 10 ^–5 ´ i ² ± 0, 03 (2.3)

де ±0.03 - середньоквадратична похибка.

Відомо, що пластовий тиск в деякій точці покладу дорівнює P_н = g× H× g_в´ 10 ^-6 МПа, тобто: P_н = 10^-5× H× g_в, де H - глибина визначення пластового тиску, м; g_в - середнє значення густини пластових вод у вище залягаючих відкладах, кг/м³.

Якщо ввести в цю формулу значення К_а для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, то одержимо:

Р_пл = 0, 01× H× g_в´ 10 ^-5× (1.1486+2.9277´ 10 ^-3´ i ²) (2.4)

Якщо прийняти, що g_в = 1000 кг/м³ (тобто маємо справу з прісною водою), формула приймає вигляд:

Р_пл = 0, 01H× (1.1486+2.9277´ 10 ^-3´ i ²) (2.5)

Приклад:

Підрахуємо пластовий тиск в покладі нафти Східницького родовища, структура якого має наступні кількісні параметри:

S = 31, 4 км², h = 1100 м,

відповідно i = 35, H = 4500 м.

Таким чином,

P_пл = 45× (1, 1486+2, 9277´ 10 ^-3´ 35²) = 53, 1 МПа

Заміряний пластовий тиск на вказаній глибині в покладі нафти Східницького родовища складає 55, 2 МПа, звідси, відносна похибка дорівнює 3, 8%.

Якщо проводити підрахунок пластового тиску за формулою Р = r× g× H, при r = 1050 кг/м³, то похибка визначення була б 14, 3%, тобто значно більша.

Якщо, у формулу визначення пластового тиску з врахуванням коефіцієнту аномальності (К_а) ввести температурний коефіцієнт b_t (для Долинського родовища b_t = 1, 02), а також дані про густину пластових вод (g=1050 кг/м³), то отримаємо ще точніше значення початкового пластового тиску:

P_пл = 45× (1, 1486+2, 9277´ 10 ^-3´ 35²)´ 1, 02´ 1, 05 =

= 56, 87 МПа.

Звідси, відносна похибка дорівнює +0, 02%

Для Дніпровсько-Донецької западини залежність коефіцієнта аномальності пластових тисків від коефіцієнта інтенсивності структури (і) визначається за наступною формулою:

К_а = (2.6)

- для Зовнішньої зони Передкарпатського прогину:

К_а = 0.783+0.0567´ i ± 0.025 (2.7)

де ±0.0036 і ±0.025 - середньоквадратичні похибки.

Таким чином, формули для визначення пластових тисків для структур Дніпровсько-Донецької западини і Зовнішньої зони Передкарпатського прогину без врахування температурного коефіцієнту і при g_в=1000 кг/м³, мають наступний вигляд:

P_пл= (2.8)

P_пл=0.01H(0.783+0.0567i±0.025) (2.9)