Приведенное пластовое давление

Понятия пластового и горного давлений. Вертикальное и боковое горное давление. Определение приведенного пластового давления в газовой залежи и его расчет по замерам пластового давления в скважинах. Определение средневзвешенного пластового давления в газовой залежи.

Горное давление (геостатическое) р_г - давление, обусловленное весом толщи вышележащих пород.

При бурении скважин на суше.

р _г =ρ _пg H, (1.18)

где ρ_п - объемная плотность вышележащих горных пород,

р_п= [(1- П_i)ρ_mi+П_iρ_ж]h_i/H (1.19)

где П_i - пористость слоя горной породы, доля единицы; ρ_тi- плотность твердой фазы данной горной породы, кг/м3; h_i- толщина слоя той же породы; ρ_ж - плотность жидкости в порах породы, кг/м3; H= глубина рассматриваемой точки горной породы от дневной поверхности.

С увеличение Н растет р_г, а вместе с ним возрастает и напряжение в породе. Для большинства пород при этом увеличиваются пределы текучести, прочности и пластичности.

Пластовое давление р_пл (МПа)* - давление жидкости в проницаемой породе, т.е р_пор в том частном случае, когда поры сообщаются друг с другом. В нормальных условиях на глубине Н давление флюидов приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды ρ_в (в МПа) плотностью ρ_в=1000кг/м3 от кровли пласта до поверхности

ρ_пл≈ρ_в=ρ_вgH (1.24)

Формулой (1.24) можно пользоваться при разведочном бурении на малоизученных площадях, когда нет возможности установить действительную величину рпл по динамическому уровню жидкости в скважине, поскольку последние еще не пробурены.
При вскрытии водоносных горизонтов

ρ_пл=Н_стgρ_ж(1.25)

где Н_ст - величина столба жидкости, который устанавливается в покоящейся скважине.

Для характеристики геологических условий бурения широко используются относительные давления (индексы давления): геостатическое, боковое и пластовое (поровое). Они характеризуют отношение перечисленных давлений на глубине Н к давлению столба пресной воды.

(1.26)

ρ'_пл=k_a и ρ'_пор=k_a (пор) (1.27)

называют также коэффициентами аномальности пластового и порового давления соответственно.

В нормальных условиях k_a≈1. Если k_a (k_пор)>1,2, то имеется АВПД (или АВПоД). При увеличении Н вероятность встречи с АВПД возрастает. Значения k_a<0,8 характеризуют АНПД.

Приведенное пластовое давление

— это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам.

Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:

Рпл.пр=Рпл.з±rgh

где Рпл.з
— замеренное в скважине пластовое давление; h— расстояние между точкой замера и условной плоскостью; r — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g – ускорение свободного падения

Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв.

1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления.

В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотностипластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв.

5 — нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг

 

скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным.

Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

 

1234567Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: