Глава V. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В ЗАЛЕЖАХ НЕФТИ И ГАЗА

Давление и температура относятся к числу основных параметров залежей нефти и газа. Поэтому при поисково-разведочных работах уделяется внимание не только их определению в скважинах, но в значительной мере их прогнозу на тех или иных глубинах, в тех или иных районах и областях.

По замерам этих параметров в скважинах составляются региональные или порайонные карты изобар (изолиний давлений), карты изотерм, являющихся основой расчетов и прогнозов давлений и температур на малоизученных глубинах и территориях.

V.1. Единицы измерения давления.

1. Атмосфера – атм., давление атмосферного слоя Земли.

1 атм=760 мм. ртутного столба при температуре 0°С.

2. Техническая атмосфера – ат. 1 ат=10⁶ дин/см².

1 ат=1 кгс/см² – давление силы 1 кг На 1 см².

1 ат=0,968 атм.

3. Бар. 1 бар=1 ат.

4. В системе СИ давление измеряется в паскалях – па.

1 па=1н/м² – давление силы 1 ньютон на 1 м². 1 ньютон (н) – сила, сообщающая телу массой 1 кг ускорение 1 м/с²

мпа – миллипаскаль. 1 мпа=10^-3па

Мпа – мегапаскаль. 1Мпа=10⁶па

Пересчет атмосфер в мегапаскали производится по соотношению: 1 ат=100000 па 10ат=1Мпа.

V.2. Виды давлений

1. Горное (геостатическое) давление – это давление вышележащих горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности вышележащих пород:

, где 2,3 – средняя плотность горных пород в верхней зоне земной коры, в г/см³. 10 – поправочный коэффициент для расчета давления в атмосферах. При расчетах давления в Мпа поправочный коэффициент принимается равным 100.

2. Гидростатическое давление – давление вышележащих подземных вод, находящихся в порах и трещинах горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности подземных вод, которая в среднем равна 1,05 г/см³.

3. Гидродинамическое давление – давление движущихся подземных вод.

4. Пластовое давление – давление внутри залежи нефти и газа. Оно равно давлению вышележащих подземных вод и по закону Паскаля передается на всю залежь через ВНК. Рассчитывается по формуле:

, где Н – глубина в метрах (м) на уровне ВНК, 10 – поправочный коэффициент для расчета давления в ат – это теоретически расчетное давление. Фактическое пластовое давление определяется по замерам в скважинах приборами при испытании пластов. Оно может значительно отличаться от расчетного пластового давления.

5. Избыточное давление – дополнительное давление в залежи, возникающее за счет силы всплывания нефти над водой. Рассчитывается по формуле:

, где h – высота точки расчета над ВНК, (d_B-d_H) – разность плотностей воды и нефти.

6. Давление насыщения – это давление газа, растворенного в нефти. Зависит от степени газонасыщенности нефти.

При вскрытии пласта скважиной в ней устанавливается столб жидкости высотой, уравновешивающей пластовое давление. Если в пласте существует застойный водный режим, то во всех скважинах устанавливается одинаковый уровень жидкости. Если же подземные воды испытывают направленное боковое движение, то давление в жидкости будет равно сумме гидростатического и гидродинамического давлений. При этом уровни столбов жидкости будут ниже в тех скважинах, в сторону которых направлено боковое движение подземных вод. Пьезометрический уровень в таких системах будет иметь наклонное положение. Пьезометрическая поверхность определяется для каждого пласта отдельно как поверхность, выше которой вода в скважине не поднимается. В резервуарах с наклонной пьезометрической поверхностью ВНК и ГВК приобретают наклонное положение (рис.6).

Гидростатический градиент в среднем равен 1 атмосфере на 10 метров глубины.

Рис.6 Коллекторские пласты с гидродинамическим режимом. Составил Е.М.Максимов.

Приведенное давление в точке А равно: .

Наклон ВНК определяется разностью приведенных давлений в точках А и Б: , где ρ_В – плотность пластовой воды; ρ_Г – плотность газа. Условные обозначения: 1 – песок водоносный; 2 – залежь газа с наклонным газо-водяным контактом; 3 – направление движения воды по пласту.