Пластовое давление. Под пластовым понимают давление, при котором нефть, газ и вода находятся в пустотах коллектора в естественных условиях залегания.
От величины пластового давления зависят запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. Пластовое давление определяет запасы нефтяной и газовой залежи, дебиты скважин и условия эксплуатации залежей.
Пластовое давление измеряют в скважинах с помощью скважинных манометров или рассчитывают по положению уровня жидкости в скважине с высокой степенью достоверности. Так как за счет веса столба жидкости давление у подошвы пласта выше, чем у кровли, то определение пластового давления принято проводить в точке, соответствующей середине продуктивного пласта.
Пластовое давление и уровень жидкости измеряют в неработающих или специально для этого остановленных скважинах. Это позволяет избежать ошибок, связанных с процессом перераспределения давления при движении жидкости по пласту и в скважине.
Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то пластовое давление можно рассчитать по формуле:
(3.1)
где Рпл - пластовое давление; - плотность жидкости; g -ускорение свободного падения; Н - высота столба жидкости в скважине.
Если в неработающей скважине имеется избыточное давление (фонтанирующая скважина), то пластовое давление определяют по формуле:
(3.2)
где L - высота столба жидкости в скважине, равная расстоянию от устья до середины пласта; Ру - устьевое давление.
Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняющей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления и температуры в скважине. Поэтому расчет пластового давления сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение можно определить только при непосредственном измерении скважинным манометром.
3.2 Приведенное пластовое давление
Величина пластового давления, его распределение по площади, динамика изменения во времени несут ценную информацию о режиме работы пласта, условиях разработки отдельных участков залежи. Но измеренное в различных частях залежи пластовое давление будет отличаться за счет разной глубины залегания пласта в сводовой и крыльевых зонах.
Для того, чтобы исключить влияние глубины залегания пласта, измеренное в скважинах давление приводят к одной плоскости, за которую обычно принимают начальное положение водонефтяного контакта (ВНК). Пластовое давление, приведенное к одной плоскости, называют приведенным пластовым давлением. Например, если пластовое давление, измеренное в трех скважинах (рис. 3.1), Pt, Р2 и Р3, то приведенное пластовое давление вычисляют по формулам[1]:
(3.7)
Где h1, h2, h3 - расстояния от середины пласта в скважинах до ВНК; и - соответственно плотность нефти и воды.
Задача 1 «РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ»
Цель работы – овладение приемами обработки данных по пластовому давлению для оценки энергетического состояния залежи нефти в процессе ее разработки.
Задание: определить приведенное динамическое пластовое давление по скважинам и среднюю его величину по залежи.
Исходные данные
Залежь приурочена к терригенному пласту. Плотность нефти ρн = 0,80 г/см3, плотность пластовой воды ρв = 1,1 г/см3. Абсолютная отметка ВНК равна -2010 м.
Таблица 1 Исходные данные
№ скв. | Глубина залегания середины пласта, м | Альтитуда + удлинение, м | Замеренные давления, Мпа Рпл Рзаб | Q, т/сут. |
1 | 2154,63 | 120,80 | 13,0 10,7 8,9 | 15 24 33 |
2 | 2152,00 | 124,40 | 13,3 11,7 9,8 | 19 33 50 |
3 | 2165,10 | 123,20 | 17,7 | |
4 | 2110,20 | 122,00 | 13,0 11,0 9,0 | 10 24 38 |
5 | 2142,50 | 121,00 | 13,6 11,1 8,2 | 9 19 29 |
6 | 2127,00 | 124,60 | 14,0 12,0 8,8 | 12 25 46 |
7 | 2126,30 | 122,00 | 13,1 10,7 8,0 | 11 27 47 |
8 | 2170,00 | 126,60 | 19,3 | |
9 | 2151,70 | 123,60 | 15,0 12,3 10,7 | 20 45 60 |
10 | 2166,90 | 124,60 | 18,9 | |
11 | 2171,00 | 119,70 | 19,4 |