Термобарическая характеристика залежей углеводородов

Одним из основных показателей, характеризующих статическое состояние залежи, является горное давление, которое делится на геостатическое и геотектоническое.

Геостатическое давление – это давление на пласт, оказываемое весом лежащей выше толщи горных пород. Величина его зависит от толщины и плотности вышезалегающих горных пород.

Геотектоническое давление – это давление, возникающее за счет напряжений, образующихся в результате тектонических процессов. Оно наиболее характерно для геосинклинальных областей.

Таким образом, горное давление является следствием суммарного влияния геостатического и геотектонического давлений.

Гидростатическое давление – это давление в пласте – коллекторе, создаваемое гидростатической нагрузкой пластовых вод. Оно характерно для инфильтрационных водонапорных систем и соответствует приблизительно 1 МПа (10 атм) на 100 м глубины.

Давление в залежи, под которым в продуктивном пласте находится нефть, газ, вода до начала разработки, называется начальным пластовым давлением.

Если вскрыть скважиной водоносный пласт – коллектор, то под действием пластового давления в скважину начнет поступать вода до тех пор, пока столб воды в скважине не уравновесит пластовое давление (принцип сообщающихся сосудов). То же самое происходит при вскрытии нефтенасыщенного пласта. Следовательно, величина пластового давления может быть определена по величине столба жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт – скважина. При практических расчетах для определения пластового давления используется формула:

,

 

где - пластовое давление, МПа;

- плотность жидкости, т/м³;

- высота столба жидкости над пластом, м.

 

Установившийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называется статическим (пьезометрическим) уровнем. Он соответствует расстоянию от устья скважины до уровня жидкости. Измеряется в метрах.

 

Приведенное пластовое давление. Для сопоставления замеров пластового давления в различных скважинах, расположенных на отличающихся гипсометрических отметках, рассчитывается для каждой скважины приведенное пластовое давление, привязанное к единой абсолютной отметке (чаще к отметке ВНК, ГВК). Такой прием позволяет изучить распределение пластового давления в пределах залежи нефти (газа). Расчет приведенного давления производится по формуле:

 

,

 

где - высота столба жидкости от статического уровня в скважине до интервала вскрытия пласта, м;

- расстояние от интервала вскрытия пласта в скважине до принятой при сопоставлении давлений абсолютной отметки (ВНК, ГВК), м;

- плотность жидкости, т/м³.

 

При замере давления в пределах залежи второй член уравнения плюсуется к первому, а в случае если скважина находится за пределами залежи – вычитается.

Избыточное пластовое давление – разница между значениями пластового давления в нефтяной или газовой залежи и гидростатическим давлением (т.е. превышение) на одной и той же абсолютной отметке.

Текущее пластовое давление в залежи – это давление, сформировавшееся в залежи в процессе разработки на какую-либо дату. Обозначается символом Р_{пл. тек}, измеряется в МПа.

Забойное давление – давление в пласте у забоя действующей скважины при установившемся режиме эксплуатации – Р_заб.

Пластовое и забойное давления в скважинах определяется путем замера глубинными манометрами или рассчитываются соответственно по статическому или динамическому уровню.

 

Схема приведения давлений по скважинам к ВНК показана на рисунке 29:

1 – газ; 2 – нефть; 3 – зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи; 4 – вода; 5 – точка замера давления в скважине; h – расстояние от точки замера по условной плоскости.

Рисунок 29 – Схема приведения пластового давления по глубине

Депрессия давления в скважине – разность между текущим пластовым и забойным давлениями в скважине добывающей, в нагнетательной скважине эта разность называется репрессией.

Депрессия ∆Ρ, МПа, определяется по уравнению:

 

- .

 

Кроме давления большое влияние на состояние залежей оказывает температура пласта. Температура увеличивается с глубиной залегания залежи. Для ориентировочного определения температуры на заданной глубине используются геотермический градиент и геотермическая ступень.

Геотермический градиент – изменение температуры в недрах в ⁰С на каждые 100 м глубины. Среднее значение градиента 2-3 ⁰С /100 м.

Геотермическая ступень – число метров глубины недр, соответствующее изменению температуры в 1 ⁰С.

Подводя итог термобарической характеристике залежей, необходимо отметить, что она является одним из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом, а также условия бурения скважин и выбор системы разработки.