2014-02-09
3705
Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рпл тек.
С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления.
Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.
В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других – стабилизироваться, на третьих – возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.
При фонтанном или компрессорном способе эксплуатации, когда невозможно применить глубинный манометр, пластовые (забойные давления) определяют расчетным путем.
|
Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта – оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других – стабилизироваться, на третьих – возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.
|
|
|
При контроле за энергетическим состоянием залежи, подсчете запасов, проектировании и анализе разработки обычно пользуются значениями приведенного пластового давления .
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.
Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:
Рпл.пр=Рпл.з ± rh/102,
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).
Поправку rh/102 вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 50 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 плотности пластовой 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. 60 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.
Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Pзаб. (Под забойным подразумевается давление на забое скважины, которое замеряется во время установившейся работы скважины. Забойному давлению соответствует динамический уровень в скважине).
По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом.
Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.
Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления.
Кривая 3 на рис. 60, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.
 |
Вопросы для самопроверки
1. Что такое горное давление, из чего оно складывается?
2. Что такое геостатическое давление?
3. Пластовое давление?
4. Что такое пьезометрический уровень, п. поверхность?
5. Как рассчитывается Р пл в скважинах с устьями ниже пьезометрического уровня?
