Пластовое давление
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 — ► formation (reservoir, rock, sand, seam) pressure Давление, под которым находятся жидкости и газ в нефтяной залежи. Определяет объем природной пластовой энергии, которой можно располагать в процессе эксплуатации нефтяного месторождения.… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
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 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
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 водоносных пластов (см. Пластовая энергия); до начала разработки залежи оно в большинстве случаев приблизительно равно гидростатическому давлению (давление столба воды, равного по высоте глубине залегания). П. д. обычно увеличивается примерно на 0,1 Мн/м 2 через каждые 10 м глубины; однако встречается много месторождений, в которых начальное П. д. не соответствует гидростатическому давлению. Образование, изменение и состояние П. д. в нефтяных и газовых месторождениях зависят в основном от гидростатического, геостатического (определяется массой вышележащей толщи горных пород), геотектонического (образуется в пластах в результате тектонических процессов) давлений, наличия путей, сообщающих пласты с различным давлением, химического взаимодействия вод и пород, а также вторичных явлений цементации пористых проницаемых пластов.
При эксплуатации скважин в зоне их забоев образуются области пониженного давления. Давление на забоях скважин при их работе называют динамическим, а при остановке — статическим. В процессе разработки залежи (если не применяются методы поддержания давления) П. д. снижается. Для сопоставления П. д. в различных точках пласта его относят к какой-либо одной плоскости. За такую плоскость принимают обычно условную плоскость — первоначальное положение водонефтяного контакта в пласте. Изменения П. д. в процессе эксплуатации месторождений постоянно регистрируются. Это позволяет судить о процессах, происходящих в пласте, и регулировать разработку месторождений. П. д. определяется путём замеров в скважинах глубинными манометрами.
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
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Все залежи УВ обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.
Различают два вида давления в земной коре – горное и гидростатическое.
Горное давление – создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.
Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера).
Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами.
Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.
Аналогичный процесс – поступление в скважину нефти.
Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина: Рпл = h×r×g,
При практических расчетах формулу используют в следующем виде: Рпл = h×r/с,
где С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.
Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины.
Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.
Высоту столба жидкости h в формуле обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора – такой столб жидкости h1 называют пьезометрической высотой.
Пьезометрическим напором называют столб жидкости высотой h2 = h1 + z, где z – расстояние между серединой пласта и условной плоскостью.
Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Рпл.а).
Давление, соответствующее пьезометрическому напору, – приведенным пластовым давлением (Рпл.пр).
(Т. Е. Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость.)
Зная расстояние z и плотность жидкости в скважине r, всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот):
В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скв. Н1 до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h1, плотность воды rв (она обычно больше 1(см таб.) вследствие того, что пластовые воды минерализованы):
В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (скв2):
Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (скв 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление pу на их устьях:
| rв = 1 г/см 3 | rпл.вода ≈ 1,05 г/см 3 |
| rглин. ра-ра ≈ 1,12 г/см 3 | rвозд. ≈ 0,12 г/см 3 |
| rгаза ≈ 0,06 г/см 3 | rн ≈ 0,86 г/см 3 |
| rбензин ≈ 0,72 г/см 3 |
Распределение пластовых давлений в скважинах, встречающих продуктивный пласт на различных гипсометрических отметках.
Определим величины пластовых давлений в пяти пробуренных скважинах.
Скв. 1 вскрыла краевую воду на глубине 2150 м. Статический уровень находится на 200 м. ниже устья. Пластовое давление на забое (т. В) составит:
Статический столб в скважине 1950 м.
Скв. 2 пробурена на крыле складки и вскрывает залежь нефти на глубине 2050 м. Альтитуда скважины равна 650 м. Пластовое давление на забое (т. С) будет меньше, чем в точке В, на величину противодавления, оказываемого столбом жидкости, равным разности абсолютных отметок глубин залегания точек В и С, т.е.
Тогда давление в точке С будет
Статический столб нефти в скв. 2 должен уравновешивать вычисленное значение давления на забое, т.е. он должен быть равен:
Однако глубина скважины оказывается меньше вычисленного значения статического столба и, следовательно, скважина будет фонтанировать.
При вскрытии скважины давление на ее устье будет
Столб нефти оказывает противодавление
Плотность газа по отношению к воде при давлении, равном давлению на газонефтяном контакте
17.0 – 2,4 = 14,6 МПа, и коэффициент сжимаемости
Тогда противодавление столба газа будет равно
Отсюда давление в точке D составит:
Если бы весь пласт был заполнен водой, то давление в точке D составляло бы
Таким образом, давление в наиболее приподнятой части газовой шапки превышает гидростатическое на 14,1-9,0 = 5,1 МПа и градиент давления для глубины 900 м. будет равен 
Скв. 4, вскрывшая пласт на контакте газ-нефть, имеет забойное давление, как мы уже высчитали, 14,9 МПа. Высота статического столба нефти
Так как глубина скважины равна 1300 м., то скважина будет фонтанировать нефтью. При закрытии скважины давление на ее устье будет
В связи с тем, что глубина скв. 5 составляет 1800 м., скважина будет переливать (фонтанировать) воду. При ее закрытии давление на устье составит
Таким образом, при данном гидростатическом напоре в различных точках продуктивного пласта устанавливаются различные пластовые давления.
На рисунке приведена схема инфильтрационной водонапорной системы с приуроченной к ней газонефтяной залежью.
 Рис. 48. Схема распределения пластового давления рпл и пьезометрических высот в районе расположения нефтегазовой залежи: 1 – вода; 2 – нефть; 3 –газ; поверхности: 4 – пьезометрическая, 5–земная; ру — давление на устье скважины |
Область питания водонапорной системы расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе газонефтяной залежи 400 м, отметки ВНК – 700 м, ГНК – 400 м, кровли пласта в своде залежи – 300 м.
Проследим распределение начальных значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе залежи.
В водяной скв. 1 пьезометрическая высота hв = 600 м. Соответственно рпл1 = hв рв /102 = (600*1,0)/102 = 5,88 МПа.
В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте hв = 900 м рпл4 = 900*1,0/102 = 8,82 МПа; рпл1 водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p, отражающим величину изменения pпл на 1 м глубины скважины: grad p = pпл/Н.
Из рисунка видно, что на величину grad p в различных скважинах влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad p меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad p больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью.
Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более.
Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.
Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод.
В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных элемента:
· область питания – зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее движение воды;
· область стока – основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;
· область разгрузки – части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых происходит разгрузка подземных вод.
Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные (рис. ). Залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.
· является «открытой», т.е. сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так и питания;
· область питания системы расположена гипсометрически выше области разгрузки;
 Классификация геогидродинамических систем |
· природный резервуар пополняется атмосферными и поверхностными водами.
· движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в сторону регионального погружения пластов.
· в инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов.
· инфильтрационные водонапорные системы наиболее характерны для древних платформ.
· Значение начального пластового давление ниже значений геостатического, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.
В зависимостиот степени соответствияначального пластового давленияглубинезалеганияпластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:
Ø залежи с начальным пластовым давлением,соответствующим гидростатическому давлению;
Ø залежи с начальным пластовым давлением,отличающимся от гидростатического.
В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным
Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается, соответственно, различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление.
Начальное пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа.
Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.
В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.
За пределами залежей нефти и газа, т.е. в основной по площади водоносной части инфильтрационных систем, значение вертикального градиента пластового давления обычно не выходит за пределы 0,008 – 0,013 МПа/м и в среднем составляет около 0,01 МПа/м. Редкие исключения могут быть обусловлены весьма резким различием абсолютных отметок устьев скважин и пьезометрической поверхности.
В инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов-коллекторов. Его значения всегда намного ниже значений геостатического давления, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.
В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за указанные пределы 0,008 – 0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.
О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта непосредственно у границ залежи или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК.
Залежи с начальным пластовым давлением,
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.