1. Понятия пластового и горного давлений. Вертикальное и боковое горное давление. Определение приведенного пластового давления в газовой залежи и его расчет по замерам пластового давления в скважинах. Определение средневзвешенного пластового давления в газовой залежи.

Горное давление (геостатическое) р_г - давление, обусловленное весом толщи вышележащих пород.

При бурении скважин на суше.

р_г=ρ_пgH, (1.18)

где ρ_п - объемная плотность вышележащих горных пород,

р_п= [(1-П_i)ρ_mi+П_iρ_ж]h_i/H (1.19)

где П_i - пористость слоя горной породы, доля единицы; ρ_тi- плотность твердой фазы данной горной породы, кг/м3; h_i- толщина слоя той же породы; ρ_ж - плотность жидкости в порах породы, кг/м3; H=  глубина рассматриваемой точки горной породы от дневной поверхности.

С увеличение Н растет р_г, а вместе с ним возрастает и напряжение в породе. Для большинства пород при этом увеличиваются пределы текучести, прочности и пластичности.

Пластовое давление р_пл (МПа)* - давление жидкости в проницаемой породе, т.е р_пор в том частном случае, когда поры сообщаются друг с другом. В нормальных условиях на глубине Н давление флюидов приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды ρ_в (в МПа) плотностью ρ_в=1000кг/м3 от кровли пласта до поверхности

ρ_пл≈ρ_в=ρ_вgH        (1.24)

Формулой (1.24) можно пользоваться при разведочном бурении на малоизученных площадях, когда нет возможности установить действительную величину рпл по динамическому уровню жидкости в скважине, поскольку последние еще не пробурены. При вскрытии водоносных горизонтов

ρ_пл=Н_стgρ_ж(1.25)

где Н_ст - величина столба жидкости, который устанавливается в покоящейся скважине.

Для характеристики геологических условий бурения широко используются относительные давления (индексы давления): геостатическое, боковое и пластовое (поровое). Они характеризуют отношение перечисленных давлений на глубине Н к давлению столба пресной воды.

                 (1.26)

ρ'_пл=k_a и ρ'_пор=k_a (пор)            (1.27)

называют также коэффициентами аномальности пластового и порового давления соответственно.

В нормальных условиях k_a≈1. Если k_a (k_пор)>1,2, то имеется АВПД (или АВПоД). При увеличении Н вероятность встречи с АВПД возрастает. Значения k_a<0,8 характеризуют АНПД.

Приведенное пластовое давление

— это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам.

Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:

Рпл.пр=Рпл.з±rgh

где Рпл.з — замеренное в скважине пластовое давление; h— расстояние между точкой замера и условной плоскостью; r — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g – ускорение свободного падения

Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв.

1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления.

В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотностипластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв.

5 — нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг

скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным.

Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

2. Вывод уравнения материального баланса для газовой залежи при газовом режиме.

Уравнение материального баланса для ГЗ это одно из основных соотношений исп-ующиеся при расчете показателей разр-ки и анализе разр-ки.

М_н=М_ост(t) + М_доб(t) (1)

где М_ост(t) – масса оставшегося г в пласте на момент времени t; М_доб(t) – масса извлеченного г в пласте на момент времени t.

М_н=_н _н (2)

М_ост=_t _н (3)

_н=const

M_доб(t)=_ст (t) (4) pV/M=zRT/M; P/(z)=RT/M=const;

Р_н/z_н_н=Р_ат/(z_стР_стТ_ст); z_ст=z(P_атм,Т_ст)1

_н=Р_нТ_ст_ст/(z_нР_атТ_пл) (5)

_t= (t)Т_ст_ст/(z( )Р_атТ_пл) (6);

Т=Т_пл=const

Подставим (5) и (6) соответственно в(2) и (3)

M_н=Р_нТ_ст_ст _н/(z_нР_атТ_пл) (7)

М_ост(t)= (t)Т_ст_ст _н/(z( )Р_атТ_пл) (8)

z является функцией только P (рассматривается изотермически пр-с и чисто ГЗ), когда фазовыми превращениями при падении P пренебрегают.

Подставим (4), (7), и (8) в (1), получим:

(t)/z( )=P_н/z_н-Р_атТ_пл (t)/( _нT_ст) (9) – уравнение материального баланса для ГЗ при ГР.

Р/z - приведенное пластовое давление соответственно начальное P_н/z_н и текущее (t)/z( ), – геологические запасы г приведенные к н.у.

Для абсолютных измеренных Р мы должны запасы г оценивать по величине отрезка отсекаемого на линии параллельной оси абсцисс с ординатой Р_ат, если же эти давления избыточные то запасы оцениваются величиной отрезка отсекаемой оси абсцисс.

Зав-мость (9) является удобной для экстраполяции поэтому по начальному участку этой зав-ти можно дать оценку дренируемых запасов г и кроме того уточнить начальное Р_пл пр-с. Сайклинг–пр-с заключается в добыче всего продукта, его отбензинивания и закачка сухого г. При полном сайклинг-пр-се ведется добыча к-та и коэф-т возврата г в пласт =1. При частичном Р не полностью поддерживается добыв-ся г и к-т. Это снижает пластовые потери ретроградного к-та.

Определение запасов газа газовой залежи по падению пластового давления. Графический и аналитический способ обработки данных разработки.

При опр-ении начальных (дренируемых) запасов г исп-т метод падения Р_пл. Извлекаемые промышленные запасы  это запасы г, к-е можно извлечь до достижения экономически рентабельного отбора из мест-я. Извлекаемые запасы г, опр-яемые конечным коэффициентом газоотдачи. В основе метода лежит уравнение материального баланса для ГЗ.

Опр-ив средние Р_пл и соответствующие им добытые кол-ва г на различные моменты, по уравнению материального баланса с исп-нием метода наименьших квадратов можно вычислить газонасыщенный объем порового пространства _н, а затем и запасы г. Для более правильного опр-я запасов г по падению среднего Р_пл промысловые данные подвергают графической обработке. Это позволяет исключить из рассмотрения дефектные точки. Графический метод обработки промысловых данных позволяет с большей наглядностью опр-ять режим залежи, момент начала активного продвижения воды.

Уравнение материального баланса при ГР:

(t)/z( )=P_н/z_н-Р_атQ_доб(t)T_пл/(_нТ_ст) (1)

Будем откладывать по оси абсцисс отобранные объемы г Q_доб, по оси ординат  /z( ) на разные моменты времени. Из уравнения (1) следует, что в этих координатах зав-мость /z( )=f[Q_доб(t)] представляет собой прямую линию. При Q_доб=0 из (1) вытекает, что /z( )=P_н/z_н. При (t)=0 из (1) получаем:

Q_доб(t)=_нP_нТ_ст/(z_нР_атТ_пл) (2)

Правая часть уравнения - начальные запасы г в пласте, приведенные к Р_ат и Т_ст. Следовательно прямая линия отсекает на оси абсцисс отрезок с координатой, равной начальным запасам г в пласте, приведенным к ст.у.

Если зав-мость /z( )=f[Q_доб(t)] имеет начальный прямолинейный участок и выполняются достаточные условия для опр-я режима залежи, то можно экстраполировать данный участок до оси абсцисс с целью оценки начальных запасов г в пласте.

Из предыдущих рассуждений следует, что при ВНР зав-мость /z( )=f[Q_доб(t)] криволинейная в отличие от прямой для ГР. Следовательно, в результате обработки промысловых данных в координатах