Студопедия Главная Случайная страница Обратная связь

Разделы: Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

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 Рпл. тек, измеряется в МПа.

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

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.

 


Поможем в написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой





Дата добавления: 2015-08-30; просмотров: 1937. Нарушение авторских прав; Мы поможем в написании вашей работы!

Studopedia.info - Студопедия - 2014-2022 год . (0.014 сек.) русская версия | украинская версия
Поможем в написании
> Курсовые, контрольные, дипломные и другие работы со скидкой до 25%
3 569 лучших специалисов, готовы оказать помощь 24/7