Начальное пластовое давление в залежи, факторы, влияющие на формирование пластового давления. Анамальное пластовое давление, его роль и учет в нефтегазопромысловой практике.

Факторы формирующие Р в Н. и Г. залежах – напор вод как краевой так и подошвенной, энергия газа и газовой шапки, давление газа выделенного из нефти при уменьшении Р_пл, гравитационные силы, сила тяжести, упругость пласта и насыщаещих его нафти, воды, газа.

Начальное пластовое давление Р_пл^нач - Р в нефтяной газовой залежи, которое фиксируется при вскрытии водоносных, нефтеносных, газоносных пластов. Для проектирования разработки необходимо знать Р_пл^нач . по величине которого определяется депрессия на пласт ▲Р = Р_пл – Р_заб. И рассчитываются дебиты нефти и газа. Геостатическое Р –Р веса вышележащих горных пород. Геотектоническое Р – Р создаваемое при деформации горных пород. Гидростатическое Р - Р создаваемое весом столба жидкости. Р_пл приблизительно равно Р _{гидростат.} Р_пл = Hg_воды/10 Мпа Статическое пластовое давлени е – это давление в залежи, когда в ней закончилось перераспределение давлений до начала момента разработки залежи, когда разработка залежи проходит при небольших депрессиях и в течении длительного времени Забойное давление - давление на забое работающей скважины. Динамическое давление - это давление в залежи, когда перераспределение еще не произошло. статический уровень –это уровень жидкости в скважине = пластовому давлению Д инамический уровень - уровень в скважине, который будет соответствовать забойному давлению

Причины АВПД высокое Геостатическое Р, низкое Гидростатическое Р, существование газ залежей большой высотой, нагнетание пластичных масс горных пород в поровое пространство залежей, наличие различных экранов и закупоривание порового пространства, наличие связи с вышележащими пластами имеющими высокое Р_пл, наличие землятресений в процессе которых происходит выветривание массы горных пород за счет гидродинамической связь увеличивается в пределах залежи и в ближних слоях дебиты Н и Г увеличиваются в 2-3 раза, подъем залежи с высоким Р_пл на более высокие гипсометрические отметки за счет тектонических движений либо опускания либбо поднятия земной поверхности. Формирование АВПД зависит от, опускания на более низкие гипсометрические отметки, когда Р _{гидростат} в 1-1,5 раза выше Р фиксируемого в данной залежи. Выщелачивание порового пространства в следствии увеличение V, и уменьшение Р_пл. Роль АВПД его появление –осложнения при бурениии затрудняет разведку Н и Г местор- й, т.к. нужно применять утяжеленные глинистый растворы, что затрудняет создание сплошного цементного камня в затрубном пространстве тем самым способствует прорыву вод. Еще проникая в поры пласта, утяжеленный глинистый раствор создает неблагоприятные условия для испытания пластов, т.к. нужна создавать значительные депрессии в скважинах, что может привести к слому эксплуатационной колонны. Приведенное Р_пл - Р_пл которое пересчитывается на начальное положение ВНК. Если ВНК наклонный – берется сред отметка его положения и по ней пересчитываются все Р_пл замеренные в скважинах. Когдо высота Н,Г залежи очень большая(200-300 м и более) Р_плпересчитыыыывается на горизонтальную плоскость, проходящую по середине этой залежи. Р_пл ^привед = Р_з + Нg_нефти / 10 Р_з –Р замеренное,

Н – глубина в абсолютных отметках, g_нефти – плотность нефти в пластовых условиях. Если ниже ВНК то Р_пл ^привед = Р_з - Нg_воды / 10.

5.8. Региональный этап работ. Характеристика видов работ, масштабы. Опорное, параметрическое бурение: требования, использование.

Региональный этап – это комплекс работ в осадочном бассейне в целом, в нефтегазоносном районе или в пределах небольшой части района, который позволяет выбирать участки, районы, бассейны для начального вложения средств по восполнению ресурсной базы, для подготовки к поисковым работам.

Изучается геологическое строение и оцениваются ресурсы в целом осадочного бассейна или его отдельных частей, а также геологическое строение и ресурсы конкретных зон нефтегазонакопления (сводов, мегавалов, региональных зон выклинивания, литологического замещения и т.д.).

В итоге работ накапливаются знание о строении разреза, стратиграфически привязываются сейсмические горизонты, строятся карта по основным ОГ, тектонические схемы, производится качественная и количественная оценка нефтегазоносности.

Комплекс работ составляющий региональный этап, позволяющий создать основу для поисковых работ:

1. Геологическая, структурно-геоморфологическая съемка (от 1:1000000 до 1:100000).

2. Аэро- и космическая съемка (1:1000000 – 1:200000).

3. Гравика, магнитка, электрометрическая съемка (1:500000 – 1:200000).

4. Сейсморазведка

5. Геохимическая и гидрогеологическая съемки.

6. Бурение опорных, параметрических, структурных и колонковых скважин.

7. ГИС, испытания.

8. Изучение керна и шлама.

9. Научное обобщение с использованием математических методов и моделирования на ЭВМ.

Опорные скважины закладываются в благоприятных структурных условиях, до фундамента или до технически возможных глубин. Основная цель – всестороннее изучение строения разреза. Предполагается максимально возможный отбор керна по всему разрезу, полный комплекс ГИС, геохимические, гидрогеологические, гидродинамические исследования, опробование и испытание перспективных объектов.

Параметрические скважины – закладываются в пределах крупных тектонических элементов или локальных структур и на территории перспективных зон нефтегазонакопления. Цель – уточнение, детализация строения перспективных литолого-стратиграфических комплексов, коллекторов и флюидоупоров; изучение физических свойств (для интерпретации геофизических исследований) пород и органического в-ва пород. Проводятся те же исследования что и в опорных, отбор керна около 20% от общей глубины.