Пластовое давление
Обычно прогноз пластового давления основан на предположении о том, что оно изменяется строго пропорционально глубине скважины, причем коэффициент пропорциональности называют часто коэффициентом (индексом) аномальности ka:
lпл– глубина расположения пласта (в наклонно направленных скважинах вместо глубины по стволу берут вертикальную проекцию ствола на данной глубине.), м.
Тогда получается, что для определения пластового давления вполне достаточно знать только величину ka для различных интервалов бурения. Обычно принимают, что для некоторого интервала бурения ka – величина постоянная. Однако то обстоятельство, что для всех интервалов бурения расчет пластового давления ведут с помощью формулы (1.1), представляющей собой уравнение прямой, исходящей их начала координат, означает, во-первых, что линии пластовых давлений являются отрезками прямых, а во-вторых, продолжения этих отрезков образуют лучи, исходящие из устья скважины.
На рис. 1 показаны четыре луча, соответствующие разным значениям индекса пластового давления ka . У луча 0а оно минимально, а у луча 0g – максимально. На глубине Lа изменяется индекс аномальности ka , и линия скачком переходит на другой луч и так далее. В результате образуется ломаная линия 0abcdefghi, включающая горизонтальные участки ab, cd, ef, hg. Известны случаи локального роста пластового давления на некотором интервале бурения (по сравнению с соседними пластами) с последующим возвратом на прежний (или близкий к прежнему) уровень давлений. На рис. 1. этому соответствует участок efghi.
Величина qпл, в строгом смысле, характеризует изменение пластового давления в пределах некоторого интервала бурения или пласта, приходящееся на единицу длины (как правило, это 1 м) и вычисляется по формуле:
где pпл2 и pпл1 – пластовые давления соответственно на глубинах L2и L1 (например, в подошве и кровле пласта).
Если обнаружится, что для любых двух глубин в пределах данного интервала бурения (пласта) величина qпл постоянна (одна и та же), то это будет означать, что пластовое давление изменяется по линейному закону.
Но это совсем не означает, что продолжение прямой пройдет точно через устье скважины, как это имеет место на рис. 1. И здесь возможны варианты (рис. 2):
1. Участок 0′ a отражает изменение рпл в верхней части разреза, насыщенной пресными или маломинерализованными водами со статическим уровнем пластовой воды в скважине, как правило, ниже уровня земли («сухой» отрезок 0-0′). Предположим теперь, что каким-то образом удалось замерить пластовые давления в точках a’ и a. Вычисляя теперь по формуле (1.1) коэффициенты аномальности ka (при известных давлениях и глубинах), мы бы получили разные величины ka для указанных глубин (прямые 0а и 0а’ не совпадают). Но выше мы только что доказали, что наличие линейной связи между давлением и глубиной автоматически означает постоянство градиента давления. В этих условиях применение формулы (1.1) с коэффициентом ka, найденным по глубине La, приведет к завышению рпл для всех глубин, меньших La.
2. Если продолжение прямой линии пластового давления (прямая 0 с на рис. 2) проходит через устье скважины, то имеет место частный случай постоянства ka и qпл на всем интервале бурения. При этом расчеты по формуле (1.1) будут тоже точными.
4. Продуктивная толща газовых месторождений и некоторых, например, Прикаспийских, имеют большую протяженность (несколько сотен метров), и отдельные проницаемые участки (коллектора) имеют между собой гидродинамическую связь в вертикальном направлении. Такие залежи месторождений называют массивными. Пластовое давление в пределах продуктивных пластов распределяется не пропорционально глубине, а в соответствии с плотностью флюида в пластовых условиях. В продуктивной части газового месторождения – в зависимости от плотности сжатого газа, в нефтяных – от плотности нефти в пластовых условиях. На рис. 2 прямая fg иллюстрирует распределение давления в газовой залежи. Считается, что в подошве залежи давление близко к давлению в водоносных пластах на соответствующей глубине, зато в кровле оно существенно больше «нормального» и воспринимается как АВПД. Для таких случаев прогнозный расчет по формуле (1.1) в принципе возможен только для подошвы залежи. Что касается давления в кровле, то оно определяется по формулам (соответственно для газа и нефти):
где pпд и pкр – пластовое давление в подошве и в кровле пласта;
rн— плотность нефти в пластовых условиях;
Для многопластовых месторождений нефти, когда каждый нефтеносный пласт может рассматриваться как самостоятельная залежь малой мощности (единицы метров) с собственным водонефтяным контактом, в пределах нефтеносной части распределение тоже будет по закону, описанному формулой (1.4). Однако, в связи с малой мощностью пластов, описанным эффектом аномальности в кровле пренебрегают, и пластовые давления определяют либо по формуле (1.1), либо через градиент давления qпл, если известно давление для одной из глубин в пределах рассматриваемого интервала бурения.
На линии пластовых давлений выделяются горизонтальные площадки, что свидетельствует о скачкообразном изменении пластового давления при достижении определенных глубин. Если подходить формально, то получается, что в одной точке пласта существуют два давления, что абсурдно. Все дело в том, что в реалии переход от одного давления к другому происходит не сразу, а на некотором, относительно коротком (в несколько метров) интервале. Вследствие малости интервала переход на новое давление показывают в виде ступенек.
Существует еще один способ оценки пластового давления и его изменения, суть которого сводится к определению эквивалентной плотности жидкости, которая, находясь (условно) в скважине от рассматриваемой точки пласта на глубине Li до устья, создает гидростатическое давление, численно равное пластовому на данной глубине:
Понятие «эквивалентная плотность» применяется не только к пластовому давлению, но используется и для описания всех других давлений, представленных в ТПД: гидростатического, давления гидроразрыва и горного. Вычисляются они по формуле (1.5) с заменой числителя на значения соответствующих давлений.
Предположим, что в кровле пласта на глубине 2000 м пластовое давление оказалось равным 21,6 МПа, а в подошве, на глубине 2500 м – 27 МПа.
— коэффициент аномальности ka = 21,6*10 6 / (1000*9,81*2000)=1,1 (на глубине 2000 м),
— коэффициент аномальности ka = 27*10 6 / (1000*9,81*2500)=1,1 (на глубине 2500 м),
— градиент пластового давления в интервале 2000-2500 м:
qпл = (27-21,6)/ (2500-2000) = 0,0108 МПа/м,
Приближенный, но весьма распространенный метод прогнозирования пластового давления, предполагает использование формулы (1.1).
Более строгий метод расчета пластового давления предусматривает точное знание давления на одной из глубин в пределах пласта (интервала бурения), например, прямым измерением глубинными манометрами, и расчет давления для других глубин с использованием величины градиента давления(По определению пластовое давление – фактор природный, и его величина в принципе не может зависеть от человека. Однако бывает пластовое давление «рукотворным». Например, в результате добычи нефти имеет место уменьшение давления в продуктивных пластах. При закачке в пласт жидкости или газа для восстановления пластовой энергии оно, наоборот, увеличивается и может превысить первоначальное давление. ).
Градиенты давления
Статические градиенты. В большинстве природных резервуаров статический градиент изменения пластового давления с глубиной составляет в среднем 45 фунт/кв. дюйм/100 фут (0,1 атм/м). Это характерно для воды, содержащей растворенные соли в количестве 55 000 ч. на млн. (5,5%) (см. Приложение, табл. А-1). Иногда наблюдаются градиенты давления, достигающие 100 фунт/кв. дюйм/100 фут (0,23 атм/м). По-видимому, такие градиенты обусловлены уже не весом столба воды, а весом перекрывающих горных пород, для которых градиент давления равен примерно этой величине.
Несколько примеров пластовых давлений, замеренных по десяти нефтяным залежам в продуктивных известняках Смаковер в южном Арканзасе, приведены на фиг. 9-2. Градиенты давления составляют в среднем 52 фунт/кв. дюйм/100 фут. Плотность пластовых вод формации Смаковер равна 1,22, что соответствует градиенту 52 фунт/кв. дюйм/100 фут и расположению потенциометрического уровня приблизительно у земной поверхности. Средний статический градиент давления для провинции Галф-Кост в США обычно принимается равным 46,5 фунт/кв. дюйм/100 фут. Но известны градиенты, превышающие эту величину. Пластовые давления в группе залежей Большая Офисина в восточной Венесуэле показаны на фиг. 9-15.
Фиг. 9-3. Соотношение потенциометрической поверхности и поверхности земли. Расстояние между областями питания и разгрузки измеряется сотнями миль. Пластовые условия гидродинамические: вода движется из области питания к области разгрузки в направлении наклона потенциометрической поверхности.
¹Термин «пьезометрическая поверхность» уже давно употребляется в гидрогеологии. В тех случаях, когда имеется в виду энергия воды, Хабберт применяет термин «потенциометрическая поверхность» [43, стр. 1973-1974].
Потенциометрическая поверхность водоносного горизонта представляет собой поверхность, связывающую все точки гидростатического напора (высота, до которой поднимается вода относительно нулевой плоскости отсчета), и является мерой потенциальной энергии воды во всех точках кровли этого горизонта независимо от его гипсометрического положения. Обычно пьезометрическая поверхность соответствует расчетной потенциометрической поверхности только в том случае, если при построении последней учитывалась плотность воды в каждой конкретной точке замера давления. Пьезометрическая поверхность соответствует поверхности, которая может быть определена с помощью серии скважин, рассматриваемых в качестве манометров, если потенциометрическая поверхность уже рассчитана и можно достаточно объективно судить о том, как плотность флюида может быть использована для преобразования величины давления флюида в величину его потенциала.
Связь между давлением флюида и потенциалом флюида по Хабберту может быть выражена формулой
Разделив оба отношения на g, получим
Это отношение часто используетсядля расчета величины потенциала флюида, символизируемого потенциометрической поверхностью напора h, по известной величине давления флюида. Поскольку ρg равно градиенту р, для этого расчета используется статический градиент давления соответствующего флюида, но при этом имеется один минус, касающийся плотности флюида, так как в реальных геологических условиях плотность воды в любой гидрогеологической системе никогда не бывает постоянной. Однако практически ошибка может быть значительно уменьшена, если все величины гидростатического давления в любой данной гидрогеологической системе превращать в величины потенциометрической поверхности исходя из предположения о постоянной плотности всех вод этой системы. В том случае, если известны различия в плотности флюида между любыми двумя точками замера давления флюида, в расчеты могут быть внесены соответствующие поправки.
Давление измеряется усилием, приходящимся на единицу площади. В единой гидравлической системе давление флюида может быть различным на каждом конкретном уровне, даже если движение жидкости отсутствует, т.е. в гидростатических условиях. Если имеется разница в давлении флюида на одном и том же уровне, то различается и потенциал флюида, т.е. существуют гидродинамические условия. Величины давлений флюида, замеренные на разных уровнях, могут быть скорректированы до величины давления, которая должна была бы быть на одном уровне, с помощью соответствующего данному флюиду статического градиента давления ρg. Если различия в величинах давлений флюида тем не менее остаются и после такой корректировки, следует говорить о преобладании в этой системе гидродинамических условий.
Региональные и локальные гидродинамические исследования водоносных горизонтов обычно проводятся в границах потенциометрической поверхности, рассчитанной по данным замеров давлений флюидов во всех доступных точках перспективного района. Результаты этих замеров изображаются в виде карты потенциометрической поверхности, изолинии которой соединяют точки равных значений потенциала флюида или равных высот потенциометрической поверхности. Поток воды в этой системе изображается как движение в направлении, перпендикулярном изолиниям потенциометрической поверхности, от площадей с высоким положением последней к площадям с низким ее положением. Другими словами, вода в водоносном горизонте течет вниз по наклону потенциометрической поверхности.
При использовании данных о давлении для поисков нефти (при условии, что имеются два или более замера давления флюида) интерпретация этих данных зависит от того, сделаны ли замеры в одном и том же пласте, в одной и той же скважине, на одной и той же глубине, в одно и то же или в различное время. Например, замеры статического пластового давления часто производятся в одной и той же скважине, но в различное время с целью получения сведений для определения промысловых характеристик пласта, в частности количества добытой нефти, приходящегося на одну атмосферу падения пластового давления. Если замеры давления флюида производятся на различных горизонтах, но в одной скважине и, главное, в одно и то же время, и при этом оказывается, что высоты расчетной потенциометрической поверхности одинаковы для всех замеренных пластовых давлений, то такие горизонты на данном участке считаются находящимися в гидростатическом равновесии. Если же высоты потенциометрической поверхности различны для разных горизонтов, на которых произведены замеры давления, то между пластами существует гидродинамический градиент; и, кроме того, если между ними имеются проницаемые зоны, например по сбросам, тектоническим трещинам или поверхностям несогласий, то пластовые флюиды будут двигаться вдоль этих зон от пластов с относительно высокими значениями потенциала флюида к пластам с более низкими его значениями.
Фиг. 9-4. Три водоносных пласта А, В и С в одной скважине, характеризующиеся различными потенциометрическими поверхностями А, В и С.
Стрелками показано направление движения воды в случае сообщающихся пластов.
Фиг. 9-5. Диаграмма распределения давления флюида в водоносных пластах А, В и С с учетом гидростатического градиента давления.
Диаграмма показывает различие в величинах потенциалов флюидов между сообщающихся пластов. В случае сообщаемости пластов вода будет двигаться от пласта В к пластам А и С и от пласта А к пласту С.
Подобным же образом если данные регионального изучения изменения давления в каком-либо одном водоносном пласте свидетельствуют о том, что потенциометрическая поверхность горизонтальна, то такая система находится в гидродинамическом равновесии; в случае наклонной потенциометрической поверхности имеет место гидродинамический градиент, и флюиды будут двигаться по проницаемым зонам от участков с высокими значениями потенциала к участкам с низкими значениями последнего (фиг. 9-4 и 9-5). Можно провести аналогию с системой городского водопровода: потенциометрическая поверхность горизонтальна, если все краны закрыты, но если хотя бы один кран откроют, давление в этой точке понижается, устанавливается градиент гидравлического потенциала и вода движется в сторону открытого крана.
В седиментационном бассейне можно выделить два основных вида гидродинамической обстановки: 1) различие в гидравлических потенциалах внутри одного водоносного пласта, обусловливающее движение воды в пласте вдоль поверхностей напластования; 2) различие в потенциалах флюидов между разными пластами в разрезе, обусловливающее движение флюида вверх или вниз по проницаемым зонам, секущим поверхности напластования, от пластов с относительно высоким потенциалом флюида к пластам с более низким его значением. В зависимости от конкретных геологических условий в пластовой системе, содержащей залежи нефти или газа, могут проявляться одна или обе гидродинамических обстановки. Доказательством наличия градиента потенциала флюида в одном пласте является наклонная потенциометрическая поверхность. О существовании вертикального градиента потенциала флюида между различными пластами свидетельствует различие в высоте потенциометрической поверхности одного
Фиг. 9-6. Схематическое изображение соотношения давлений флюида и потенциометрических уровней в двух скважинах X и Y, вскрывших одни и те же водоносные пласты.
пласта относительно другого (пласты находятся на различной глубине в пределах одной и той же части разреза) (фиг. 9-4). Можно также указать на два основных вида градиентов потенциала флюида внутри пласта-коллектора: 1) естественные градиенты, характерные для данного региона, и 2) искусственные градиенты, образовавшиеся в эксплуатирующейся скважине или в залежи в результате извлечения флюидов и соответствующего снижения пластового давления (фиг. 9-5).
Градиент гидравлического потенциала конкретного пласта или системы пластов обычно определяется как изменение высоты потенциометрической поверхности (bb?) на данном горизонтальном расстоянии (XY) (фиг. 9-6). Кроме того, он может быть выражен как величина снижения напора, или потенциометрической поверхности, на единицу расстояния (например, 25 футов на 1 милю между точками X и Y на фиг. 9-6). Гидродинамические соотношения между различными пластами в геологическом разрезе (А, В, С на фиг. 9-4 и 9-6) изображаются различными уровнями (а, b и с) потенциометрических поверхностей систем на одном и том же участке.
При извлечении флюидов из скважины вокруг нее образуется зона пониженного пластового давления. Эта зона распространяется во всех направлениях от скважины, создавая локальный градиент потенциала флюида, направленный к скважине. Это по существу искусственная локальная потенциометрическая поверхность, наклоненная в сторону скважины. Зона пониженного потенциала флюида вокруг одиночной скважины сообщается с зонами низкого пластового давления, окружающими другие скважины. В конечном счете это приводит к тому, что пластовое давление по всей залежи становится более низким, чем начальное пластовое давление. Снижение пластового давления распространяется от залежи на различные расстояния и с различной скоростью в зависимости от характера пластовых флюидов и проницаемости коллекторов.
Заметный градиент давления, возникающий при разработке залежи, которая приурочена к замкнутым резервуарам¹ (например, к изолированной линзе или участку пористой породы, окруженной относительно непроницаемыми отложениями), практически не обнаруживается за пределами проницаемой зоны. Однако чаще залежь располагается не в замкнутой, а в ограниченной системе и связана с широко распространенным по площади водоносным горизонтом. Градиент давления, обусловленный разработкой такой залежи, может наблюдаться на значительном расстоянии. Так, например, в залежах, приуроченных к оолитам Рейнолдс (свиты Смаковер) в южном Арканзасе или к известнякам Асмари в Иране, зоны пониженного пластового давления распространяются на несколько километров от работающих скважин. Очень характерен в этом отношении бассейн Ист-Тексас (или Тайлер), где эффект от снижения пластового давления на месторождении Ист-Тексас отчетливо прослеживается на всей площади бассейна, на расстоянии 70 миль или более от месторождения [7]. Снижение пластового давления в бассейне Ист-Тексас показано на фиг. 10-17.
Параметры пластового давления в двух скважинах, вскрывших несколько водоносных пластов, в схематическом виде показаны на фиг. 9-6. Для того чтобы определить точное направление и скорость движения воды, необходимо располагать не менее чем тремя контрольными точками (скважинами). Гидродинамические условия, изображенные на фиг. 9-6, безусловно, существовали в течение геологического времени, но постоянно менялись величины градиентов гидравлического потенциала и направление движения воды, что обусловливалось эрозией, деформациями и осадконакоплением. Различия в потенциале флюидов, существующие между пластами и внутри них, образуют комплекс гидродинамических условий, обычный для большинства осадочных бассейнов.
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,