Текущее пластовое давление
Начальное пластовое давление
Пластовое давление в зоне отбора
Пластовое давление в зоне нагнетания
При поддержании пластового давления воду закачивают в нагнетательные скважины, которые располагают рядами. В зонах расположения нагнетательных скважин в пласте создается повышенное давление. Для характеристики процесса нагнетания и контроля за его динамикой пользуются понятием пластового давления в зоне нагнетания. С этой целью на карте изобар выделяют район размещения нагнетательных скважин,окружая их характерной изобарой, имеющей, например, значение первоначального пластового давления. В пределах этой изобары и определяют пластовые давления, как средневзвешенные по площади, используя формулу (2.2), или как средневзвешенные по объему, используя формулу (2.3) и дополнительно карту полей равных толщин.
За пределами площади, ограниченной характерной изобарой, т. е. в районе добывающих скважин, также определяют среднее пластовое давление одним из трех названных методов и называют его пластовым давлением в зоне отбора. Во всех случаях предпочтительнее пластовое давление определять как средневзвешенное по объему пласта.
|
|
Среднее пластовое давление, определенное по группе разведочных скважин в самом начале разработки, называется начальным пластовым давлением.
В процессе разработки и эксплуатации пластовое давление меняется. Динамика пластового давления является важнейшим источником информации о состоянии объекта эксплуатации. Поэтому в различные моменты времени определяют среднее пластовое давление и строят графики изменения этого давления во времени. Это давление называют текущим пластовым давлением.
Для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения вводится понятие приведенного давления. Измеренные или вычисленные забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости, которой может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна.
Рис. 2.1. Схема наклонного пласта: 1- водонасыщенная часть пласта;
2 - первоначальный контакт; 3 - нефтенасыщенная часть; 4 - плоскость приведения
Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого определяется при разведке месторождения. Если забои скважин сообщаются через проницаемый пласт, то в них устанавливаются одинаковые приведенные статические давления.
Приведенное давление (рис. 2.1) в скв. 1
|
|
а приведенное давление в скв. 2 будет
ρн - плотность нефти в пластовых условиях; g - ускорение силы тяжести; Δh1, Δh2 - разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.
Если водонефтяной контакт поднялся на Δz, а плоскость приведения осталась прежней, то приведенные давления
для скв. 1 ,
для скв. 2 .
Здесь Δh1 и Δh2 - разность отметок забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта; ρв - плотность воды в пластовых условиях.
Кроме перечисленных давлений необходимо знать также давления на линии нагнетания и на линии отбора. Определение этих понятий будет дано в 3 главе при изложении методов поддержания пластового давления.