Реферат Курсовая Конспект
Теоретичні положення - раздел Философия, Геологічні основи розробки нафтових і газових родовищ Початковим Пластовим Тиском Називається Тиск В Пласті На Моме...
|
Початковим пластовим тиском називається тиск в пласті на момент його розкриття (до випуску з нього будь-якої кількості флюїдів). Дуже часто цей тиск в процесі бурових робіт не заміряється. Крім того, не дивлячись на те, що початковий пластовий тиск був заміряний, такі дані по старих родовищах вуглеводнів, як правило, знайти дуже важко, а інколи просто не можливо. Бувають випадки, коли пластовий тиск не замірявся взагалі. Але, наявність даних про початкові пластові тиски є дуже важливою для вирішення теоретичних і практичних задач. Наприклад, для підрахунку залишкових запасів нафти статистичним методом або методом матеріального балансу необхідно мати дані про початкові пластові тиски в нафтовому покладі. Важливо ці дані також знати і при експлуатації підземних газових сховищ, тому що при закачуванні газу в природний резервуар тиск закачування не повинен перевищувати початковий пластовий тиск, що був в даному природному резервуарі.
В тектонічно-активних районах початковий пластовий тиск можна визначити за залежністю:
Рпоч = f(Н, і, g, bt)(2.1)
де Н - глибина точки визначення початкового пластового тиску в природному резервуарі, м;
і - інтенсивність локальної структури;
g - середнє значення густини пластових вод та інших флюїдів в товщі над точкою визначення початкового пластового тиску;
bt - температурний коефіцієнт.
Для визначення величин початкових пластових тисків необхідно мати значення коефіцієнту інтенсивності структури, температурного коефіцієнту і густини пластових вод.
Коефіцієнт інтенсивності структури (і) визначається за формулою:
і= (2.2)
де h - амплітуда структури, м;
S - площа структури в межах останньої замкнутої ізогіпси (можливо застосовувати екстраполяцію), в км2.
Коефіцієнт аномальності пластового тиску Ка = f(i), тобто залежить від кількісного параметра (i). На це вказують проведені дослідження в багатьох тектонічно-активних областях України і світу, наприклад, у Передкарпатському прогині, в центральній і південно-східній частинах ДДЗ (де спостерігається розвиток соляної тектоніки), в Індольському прогині, у Терсько-Каспійському прогині, у Західно-Туркменській западині та ін.
Для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину формула залежності коефіцієнта аномальності пластового тиску від коефіцієнта інтенсивності структури має такий вигляд:
Ка = 1.1486 + 2.92773 ´ 10 –5 ´ i2 ± 0,03(2.3)
де ±0.03 - середньоквадратична похибка.
Відомо, що пластовий тиск в деякій точці покладу дорівнює Pн = g×H×gв´10 -6 МПа, тобто: Pн = 10-5×H×gв, де H - глибина визначення пластового тиску, м; gв - середнє значення густини пластових вод у вище залягаючих відкладах, кг/м3.
Якщо ввести в цю формулу значення Ка для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, то одержимо:
Рпл = 0,01×H×gв´10 -5×(1.1486+2.9277´10 -3´i2) (2.4)
Якщо прийняти, що gв = 1000 кг/м3 (тобто маємо справу з прісною водою), формула приймає вигляд:
Рпл = 0,01H×(1.1486+2.9277´10 -3´i2) (2.5)
Приклад:
Підрахуємо пластовий тиск в покладі нафти Східницького родовища, структура якого має наступні кількісні параметри:
S = 31,4 км2, h = 1100 м,
відповідно i = 35, H = 4500 м.
Таким чином,
Pпл = 45×(1,1486+2,9277´10 -3´352) = 53,1 МПа
Заміряний пластовий тиск на вказаній глибині в покладі нафти Східницького родовища складає 55,2 МПа, звідси, відносна похибка дорівнює 3,8%.
Якщо проводити підрахунок пластового тиску за формулою Р = r×g×H, при r = 1050 кг/м3, то похибка визначення була б 14,3%, тобто значно більша.
Якщо, у формулу визначення пластового тиску з врахуванням коефіцієнту аномальності (Ка) ввести температурний коефіцієнт bt (для Долинського родовища bt = 1,02), а також дані про густину пластових вод (g=1050 кг/м3), то отримаємо ще точніше значення початкового пластового тиску:
Pпл = 45×(1,1486+2,9277´10 -3´352)´1,02´1,05 =
= 56,87 МПа.
Звідси, відносна похибка дорівнює +0,02%
Для Дніпровсько-Донецької западини залежність коефіцієнта аномальності пластових тисків від коефіцієнта інтенсивності структури (і) визначається за наступною формулою:
Ка = (2.6)
- для Зовнішньої зони Передкарпатського прогину:
Ка = 0.783+0.0567´ i ± 0.025(2.7)
де ±0.0036 і ±0.025 - середньоквадратичні похибки.
Таким чином, формули для визначення пластових тисків для структур Дніпровсько-Донецької западини і Зовнішньої зони Передкарпатського прогину без врахування температурного коефіцієнту і при gв=1000 кг/м3, мають наступний вигляд:
Pпл= (2.8)
Pпл=0.01H(0.783+0.0567i±0.025) (2.9)
– Конец работы –
Эта тема принадлежит разделу:
Івано Франківський національний технічний університет нафти і газу... О О Орлов Ю А Калиній...
Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: Теоретичні положення
Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:
Твитнуть |
Новости и инфо для студентов