9. Пьезометрический уровень. Пьезометрическая высота. Пьезометрический напор. Приведенное пластовое давление. Гидростатическое. Избыточное. Горное. Авпд.

Различают пластовое давление абсолютное и приведенное. h₁ h₁ – пьезометрический напор, h₂ – пьезометрическая высота, z – расстояние от середины пласта до условной плоскости. Пьезометрический уровень – уровень жидкости в скважине, соответствующий величине Р_пл. Пьезометрические уровни, проведенные во всех скважинах, образуют пьезометрическую поверхность. Давление, соответствующее пьезометрическом напору (h₁), называется приведенным, т.е. пересчитанным на абс. отметку ВНК. Давление, соответствующее пьезометрической высоте (h₂), называется абсолютным пластовым давлением. Поскольку скважины вскрывают пласт на разных гипсометрических отметках, то приведенное Р_пл считается в соответствии с поправками.

P_{пл.прив}=P_{пл.замер}±zρ/102, в скважинах 1, 2 поправка вычитается, в скважине 3 поправка прибавляется.

Горное давление – создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давлений. Геостатическое давление – давление вышележащих пород (от поверхности З. до точки замера), зависит от ρ и от толщины пород. Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в з.к. различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами. Горное давление – это давление в жестком каркасе пород (их матрице), оно передается к жидкостям, газам, заполняющим пустотное пространство пород. Гидростатическое давление – давление в пласте-кол-ре, создаваемое в результате гидростатической нагрузки пласт вод, перемещающееся в сторону регионального наклона слоев (воды могут перемещаться в сторону регионального наклона слоев, или вверх по разрезу). Это давление возрастает пропорционально глубине. Р_гдрст=Н*ρ_пл/102. Для оценки изменения Рпл в водонапорной системе и нефтяных залежах используют величину верт градиента давления. gradРпл=Рпл/Н – градиент, показывающий перепад давления на единицу длины, необходимый для преодоления сопротивления при движении нефти ч/з пористую среду кол-ра. Нормальное значение градиента 0,008-0,013 МПа/м. При величине градиента больше 0,013 говорят о АВПД. АВПД – пластовое давление в кол-ре, превышающее гидростатическое на тех абс отметках более чем на 30%. Причина возникновения АВПД: закрытость водонапорной системы – большая скорость поступления воды, чем ее оттока; выклинивание и замещение пластов за счет глинизации (клиноформы Зап Сибирь).

1 0. Природа пластовых температур. Геотермический градиент. Геотермическая ступень. Влияние температуры на процесс разработки залежей. Продуктивные пласты, находясь в недрах, обладают природной температурой, которая увеличивается с глубиной, начиная с так называемого «нейтрального слоя». Пластовая температура оказывает значительное влияние на свойства флюидов в залежи (на вязкость μ) и, следовательно, на условия добычи.

Изучение температуры залежи проводится методом термометрии. По данным температурных замеров строят геолого-геотермические разрезы. Это геотерма. По кривой определяют 2 основные характеристики:

1) Геотермический градиент G – показывает изменение температуры разреза с увеличением глубины на 100 м. . 2) Геотермическая ступень g – расстояние по вертикали, на котором температура изменятся на 1°С. Величина геотермического градиента для разных участков земной коры разная. Для Волго-Урала 1-1,2°С на 100 м.

11. Стадийность разработки нефтяных месторождений. Краткая характеристика стадий разработки.

Весь период эксплуатации нефтяного месторождения разделяется на 4 стадии. Разделение ведется по показателю добычи нефти, изменяющемуся с течением времени.

I стадия – стадия освоения м/р, хар-ся ростом добычи нефти, вводом в эксплуатацию осн фонда скв. 1-5 лет. Заканчивается, когда добыча нефти выходит на мах запроектированный уровень.

II стадия – годы, в которых уровень добычи отличается от мах не более чем на 10% - период мах добычи, добуривается осн фонд скв, развивается сист ППД. 5-7 лет.

III стадия – начало падения добычи нефти, увеличение обводненности продукции, активно развивается сист ППД, могут добуриваться скв резервного фонда. До 10-20 лет.

IV стадия – интенсивное падение добычи нефти. Мах увеличивается обводненность. Сокращение фонда скв. Добыча ведется до «последней» тонны нефти, извлечение которой экономически рентабельно.

Основные показатели процесса разработки: Q_н – суммарная (накопленная) добыча нефти [тыс. т.].

Р_пл – пластовое давление [МПа].

В – обводненность залежи [%].

Р_нас – давление насыщения [МПа].

N_д – фонд добывающих скважин [шт].

N_н – фонд нагнетательных скважин [шт].

Q_з – объем закачиваемой воды [млн. м³].

Q_ж – объем добываемой жидкости [м³].

Последние три – только при использовании ППД.