Основні теоретичні положення. Газ, нафта і вода, які заповнюють пори в пластах, знаходяться під деяким напором, який називається пластовим тиском

Газ, нафта і вода, які заповнюють пори в пластах, знаходяться під деяким напором, який називається пластовим тиском. Величина пластового тиску залежить від цілого ряду факторів (глибини залягання, відстані до області живлення та ін.) і змінюється по площі продуктивного горизонту.

Енергетичні ресурси продуктивних пластів створюються тиском крайової води, тиском газу газової шапки, тиском розчиненого в нафті газу на момент його виділення з розчину та пружністю пласта. Ці сили рідко проявляються самостійно, зазвичай в різних комбінаціях одна з одною. Про енергетичні ресурси пласта судять за зміною пластового тиску в ньому. Чим вищий тиск, тим більші при інших рівних умовах енергетичні ресурси пласта і, тим ефективніше може здійснюватись розробка покладів нафти і газу. Перепад тисків в пласті є тією силою, яка рухає нафту і газ по пласту до свердловин.

Численні заміри початкового пластового тиску показали, що він збільшується з глибиною на 0,08-0,12 МПа на кожні 10 м, а в середньому - 0,1 МПа на 10 м, що відповідає гідростатичному тиску, тобто тиску стовпа прісної води густиною 1000 кг/м³, висотою від середини досліджуваного пласта до гирла свердловини.

Однак на ряді родовищ пластовий тиск значно перевищує гідростатичний. Це перевищення може бути зумовлене проявом гірського тиску (тиском вищезалягаючих порід), тектонічними рухами, які призводять до зменшення глибини залягання покладів нафти і газу, що зберегли початковий пластовий тиск, а також це може бути пов’язано із сполученням даного пласта по тектонічних тріщинах з нижчезалягаючими пластами, які мають високий тиск. Крім того, підвищений в порівнянні з гідростатичним, пластовий тиск відмічається в газових покладах, які мають значну висоту, внаслідок дуже суттєвої різниці між густиною пластової води і газу. Вплив гірського тиску на пластовий найбільше проявляється на великих глибинах (більше 3,5 – 4 км).

Знання величини пластового тиску, особливо в тих випадках, коли він перевищує гідростатичний (надгідростатичний пластовий тиск), надзвичайно важливо для здійснення безаварійної проводки свердловин. Від величини пластового тиску залежить технологічний режим буріння та, в першу чергу, правильний вибір промивної рідини.

В промисловій практиці для визначення величини пластового тиску, тиск вимірюють на вибої свердловини в різних умовах. Слід розрізняти:

- початковий пластовий тиск – тиск, заміряний на вибої непрацюючої свердловини, яка перша розкрила продуктивний пласт до відбору суттєвих кількостей пластових флюїдів; найбільш близький до величини тиску в пласті до порушення в ньому гідравлічної рівноваги;

- поточний динамічний пластовий тиск – тиск, виміряний на вибої непрацюючої свердловини після припинення припливу флюїдів;

- вибійний тиск – тиск, виміряний на вибої працюючої свердловини.

В свердловинах, які розкривають продуктивний інтервал на різних ділянках покладу, величини пластового тиску будуть різними уже до початку розробки через різницю в глибинах залягання продуктивного пласта (точок заміру пластового тиску). Тому, при підрахунку запасів, проектуванні та аналізі розробки, а також при різних гідродинамічних розрахунках використовують для порівняння приведені тиски, віднесені до деякої умовної поверхні. за таку умовну поверхню, частіше за все, приймають початкове положення ВНК або рівень моря.

В пластах, які знаходяться в розробці, пластовий тиск значно змінюється в часі та просторі. Вивчення характеру зміни величини пластового тиску в процесі розробки є дуже важливим для пізнання процесів, які протікають в пласті та для контролю за розробкою.

для вивчення характеру розподілу пластових тисків по площі покладу та їх зміну в процесі розробки широко використовують карти пластових тисків (ізобар), які, як правило, складають поквартально або по півріччям.

Для побудови карти ізобар необхідно мати дані про одночасні заміри пластових тисків в достатньо великій кількості свердловин, які розташовані по всій площі покладу. Під одночасними в даному випадку маються на увазі заміри, зроблені протягом однієї або декількох діб. Карти ізобар будують за допомогою лінійної інтерполяції значень між свердловинами (тобто так само, як структурні карти – методом трикутників). За цими картами розраховують значення середньозваженого пластового тиску в покладі в цілому та на окремих крупних ділянках (зонах розробки).

Аналіз карти ізобар також дозволяє оцінити величину пластового тиску на ділянках покладу, де проектується буріння нових свердловин і, тим самим, забезпечити нормальний режим їх буріння.

Основним завданням вивчення карт ізобар є визначення режиму роботи покладу, тобто характеру зміни пластового тиску в зв’язку з відбором рідин і газів та дією на пласт, враховуючи зміну геологічних властивостей продуктивних пластів по площі покладу.

Поиск по сайту: