1.2 Енергетична і технологічна характеристика нафтового родовища та її зміна в часі

Процес видобування нафти визначається тиском флюїдів (нафти, газу, води) і в певній мірі температурою в покладі, тобто термобаричними умовами його реалізації або, інакше, енергетичним станом покладу і роботою, яка витрачається на піднімання флюїдів із вибою свердловини на поверхню Землі.

Тиски у надрах

Під надрами розуміємо верхню частину земної кори до глибин, доступних у даний час для геологічного вивчення та промислового видобування нафти і газу.

Розрізняють два види тиску в надрах – гідростатичний і геостатичний (гірничий, літостатичний).

Гідростатичний тиск – це тиск, що створюється стовпом води за умови нерозривності водної фази в породах (”водяного стовпа”), а гірничий – вищезалеглими гірськими породами.

Пластовий тиск – це тиск флюїдів у конкретному продуктивному (нафтовому, газовому) пласті. У верхній зоні вільного водообміну осадової товщі земної кори пластовий тиск за своєю природою є гідростатичним, тобто дорівнює останньому. Для більших глибин ввели поняття умовного гідростатичного тиску, тобто тиску стовпа прісної води густиною 1000 кг/м³, з висотою, що дорівнює глибині залягання пласта.

Оскільки густина пластових вод змінюється у межах 1000-1200 кг/м³, то пластовий тиск вважають нормальним гідростатичним, якщо він перевищує умовний гідростатичний тиск не більше, ніж у 1,2 рази.

На практиці зустрічаються відхилення від цього в більшу чи меншу сторони.

У глибше залеглих зонах утрудненого водообміну за рахунок літолого-тектонічного ущільнення гірських порід (зменшення пористості) і виділення флюїдів, відтікання яких утруднено, пластовий тиск перевищує гідростатичний. Виникає аномально високий пластовий тиск.

Зменшення пластового тиску нижче від гідростатичного (аномально низький пластовий тиск) може відбутися у випадку розущільнення гірських порід, збільшення пористості і тріщинуватості.

Загалом пластовий тиск, Па,

, (1.1)

де k_а – коефіцієнт аномалії пластового тиску; H – глибина залягання (по вертикалі) розглядуваного пласта, м;  – густина прісної води, кг/м³; g – прискоренння вільного падіння, м/с² (рис. 1.2).

Рис. 1.2 – Розподіл тиску р умовного гідростатичного (1), нормального пластового (2) та гірничого (3) і температури (4) з глибиною надр z. Область між віссю z і лінією 1 – область АНПТ, між лініями 1 і 2 – область нормального пластового тиску, між лініями 2 і 3 – область АВПТ

Якщо коефіцієнт k_а > 1,2, то тиск називають аномально високим пластовим тиском (АВПТ), а якщо k_а < 1 – аномально низьким (АНПТ).

Звідси зрозуміло, що коефіцієнт аномалії пластового тиску – це відношення фактичного пластового тиску р_пл до умовного гідростатичного тиску р_ст, тобто

. (1.2)

За верхню межу АВПТ беруть гірничий (геостатичний) тиск, що в 2,3 рази перевищує умовний гідростатичний.

Гірничий тиск

, (1.3)

де _п – середня густина вищезалеглих насичених гірських порід, причому _п = 2300-2600 кг/м³ (див. рис. 1.2).

Отже, під час заглиблення в надра на кожні 100 м пластовий тиск зростає приблизно на 1 МПа, а гірничий – на 2,3-2,6 МПа.

Відмітимо, що в нафтових, а особливо в газових покладах завжди спостерігається надлишок пластового тиску порівняно з гідростатичним тиском. Це пояснюється різницею густин нафти (газу) і води. А гірничий тиск, окрім цього, ще й зумовлюється також певними тектонічними напругами в різних частинах надр Землі.

У покладах, які залягають у приповерневих шарах Землі пластовий тиск може бути дуже низьким, на рівні атмосферного тиску.