Пластовое давление

давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. П. д.— важнейший параметр, характеризующий энергию нефтеносных, газоносных и водоносных пластов (см. Пластовая энергия); до начала разработки залежи оно в большинстве случаев приблизительно равно гидростатическому давлению (давление столба воды, равного по высоте глубине залегания). П. д. обычно увеличивается примерно на 0,1 Мн/м² через каждые 10 м глубины; однако встречается много месторождений, в которых начальное П. д. не соответствует гидростатическому давлению. Образование, изменение и состояние П. д. в нефтяных и газовых месторождениях зависят в основном от гидростатического, геостатического (определяется массой вышележащей толщи горных пород), геотектонического (образуется в пластах в результате тектонических процессов) давлений, наличия путей, сообщающих пласты с различным давлением, химического взаимодействия вод и пород, а также вторичных явлений цементации пористых проницаемых пластов.

При эксплуатации скважин в зоне их забоев образуются области пониженного давления. Давление на забоях скважин при их работе называют динамическим, а при остановке — статическим. В процессе разработки залежи (если не применяются методы поддержания давления) П. д. снижается. Для сопоставления П. д. в различных точках пласта его относят к какой-либо одной плоскости. За такую плоскость принимают обычно условную плоскость — первоначальное положение водонефтяного контакта в пласте. Изменения П. д. в процессе эксплуатации месторождений постоянно регистрируются. Это позволяет судить о процессах, происходящих в пласте, и регулировать разработку месторождений. П. д. определяется путём замеров в скважинах глубинными манометрами.

В. И. Смирнов.

ПЛАСТОВОЕ давление - давление, под которым находятся нефть, вода и газ в недрах. Пластовое давление в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине ее залегания (на каждые 10 м глубины пластовое давление увеличивается на 98 кПа).

seam pressure, strata pressure

seam pressure, strata pressure

пластово́е давле́ние

давление, под которымнаходятся нефть, вода и газ в недрах. Пластовое давление в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине её залегания (на каждые 10 м глубины пластовое давление увеличивается на 98 кПа).

* * *

ПЛАСТОВО́Е ДАВЛЕ́НИЕ, давление, под которым находятся нефть(см. НЕФТЬ), вода и газ в недрах. Пластовое давление в начале разработки залежи(см. ЗАЛЕЖЬ ПОЛЕЗНОГО ИСКОПАЕМОГО) обычно прямо пропорционально глубине ее залегания (на каждые 10 м глубины пластовое давление увеличивается на 98 кПа).

(a.reservoir pressure; н.Lagerdruck; ф.pression de couche; и.presion de capa, presion de roca, presion de yacimiento) - давление, к-poe пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы. П. д. - важнейший параметр, характеризующий энергию нефтегазоносных и водоносных пластов (см. Пластовая энергия). B формировании П. д. участвуют гидростатич. давление, избыточное давление залежей нефти или газа (архимедова сила), давление, возникающее в результате изменения объёма резервуара (порового или трещинного пространства), a также за счёт расширения (или сжатия) флюидов и изменения их массы. Pазличают начальное (до вскрытия подземного резервуара или не нарушенное техногенными процессами) и текущее (динамическое) П. д. B сравнении c условным гидростатич. давлением (давление столба пресной воды высотой от дневной поверхности до точки замера) П. д. разделяют на нормальное и аномальное. Первое находится в прямой зависимости от глубины залегания пласта, увеличивается через каждые 10 м примерно на 0,1 МПa. П. д., значительно отличающееся от гидростатического, наз. Аномальным пластовым давлением. П. д. изменяется как по площади распространения пласта, так и по глубине нефт. и газовых залежей и по мощности водоносных горизонтов, увеличиваясь c возрастанием её пропорционально плотности подземного флюида. Cопоставления П. д. относят к к.-л. одной плоскости сравнения (уровень моря, первонач. положение BHK) - т.н. приведённое П. д. При эксплуатации скважин в Призабойной зоне образуется область пониженного П. д. Измеряется П. д. глубинным манометром или рассчитывается исходя из отметок пъезометрич. уровней пластовых флюидов в скважине или др. горн. выработке при статич. состоянии. Tочность измерения П. д. глубинным манометром даёт до 1% ошибок, расчётный способ при благоприятных условиях в газовых и водяных залежах обеспечивает значительно большую точность (0,01-0,02%). Достоверность инструментального измерения зависит от его точности и от того, насколько давление в скважине соответствует пластовому, для чего необходима хорошая гидродинамич. сообщаемость скважины c пластом. Hаиболее благоприятны для измерения П. д. фонтанирующие скважины, в случае слабых притоков флюидов требуется большее время для восстановления П. д.

B процессе разработки залежей углеводородов П. д. снижается, что приводит к уменьшению дебитов скважин, изменениям физ.-хим. свойств флюидов, усложняет их добычу, увеличивает потери ценных компонентов. Поэтому разработку и эксплуатацию залежей ведут c поддержанием П. д. Пo результатам измерений П. д. строят графики его изменения. Aнализ этих графиков позволяет судить o процессах, происходящих в залежи, и регулировать её разработку и эксплуатацию.И. M. Mихайлов.

давление в продуктивном пласте залежи. П. д. возрастает с глубиной залегания пласта (ок. 0,1 МПа на каждые 10 м глубины). Встречаются изолир. участки с аномально высоким или низким П. д., не подчиняющиеся этому правилу.

seam pressure, strata pressure

* * *

seam pressure

давление, под к-рым находятся нефть, вода и газ в недрах. П. д. в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине её залегания (на каждые 10 м глубины П. д. увеличивается на 98 кПа).