Остаточная вода влияет на значение начального градиента давления при фильтрации вязкопластичной жидкости в пористой среде (уменьшает силы трения).

Количество остаточной воды, заключенной в порах и трещинах, определяют на основании данных о проницаемости по графикам. Однако с достаточной точностью ее содержание устанавливают в лаборатории, а также по данным промыслово-геофизических исследований.

На основе геологического (геофизического) и гидродинамического изучения залежи строят карты равной пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и водонасыщенности. Эти карты дают общее представление о закономерности изменения параметров пласта по площади и мощности и являются исходными при составлении проекта разработки залежи.

2.2. Пластовое давление

Основными источниками пластовой энергии являются: напор краевой и подошвенной вод, давление газа газовой шапки и растворенного газа в нефти после его выделения из раствора, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его флюидов (нефти, воды, газа). Эти силы проявляются совместно или раздельно. Таким образом, энергетические ресурсы пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем оно выше, тем полнее может быть использована залежь. В процессе эксплуатации для рационального использования энергии пласта необходим постоянный контроль распределения пластового давления в залежи. Осуществляется это путем систематических замеров забойных и пластовых давлений и построением карт изобар.

Изобара – это линия, соединяющая точки с одинаковыми значениями пластовых давлений, приведенных к определенному уровню.

Под забойным давлением понимается давление на забое скважины, которое замеряется во время установившейся работы скважины. Ему соответствует динамический уровень в скважине.

Под пластовым давлением понимают давление в пласте между скважинами, установившееся во время работы всех скважин.

Это давление берется за основу при вычислении коэффициента продуктивности скважины и проницаемости пласта, а также используется при анализе разработки месторождения и в гидродина-

19

мических расчетах. Значения пластовых давлений в различных точках залежи неодинаковы. Они меняются в процессе разработки. За начальное пластовое давление принимают статистическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до отбора из пласта какого-нибудь значительного количества пластовой жидкости. Эти единичные замеры, возможные лишь в определенных точках залежи не могут быть приняты для всей залежи в целом. Поэтому для определения среднего пластового давления полученные замеры по первым скважинам пересчитывают на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности. Когда размеры залежи значительны, желательно иметь данные о начальном пластовом давлении по скважинам, расположенным в центральной ее части и замеры пластового давления по каждой скважине, пробуренной в период пробной эксплуатации.

При извлечении из залежи нефти или газа пластовое давление падает и оказывается ниже начального (в случае естественной разработки, без воздействия на пласт). Поэтому, чтобы определить пластовое давление на любую дату определяют текущее пластовое давление.

Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовое давление в эксплуатационных скважинах. Эти замеры производятся глубинными манометрами. Их использование (когда измерение идет манометром по стволу скважины) дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водонефтяной смеси.

При фонтанном или компрессорном способе эксплуатации (когда невозможно применять глубинный манометр) пластовое давление определяют по формулам расчетным путем.

2.3. Общая характеристика параметров месторождения

Эти параметры условно можно разделить на три группы: горногеологические, экономико-географические и социально-эконо- мические.

Горно-геологические параметры

Среди горно-геологических параметров основными являются: 1) геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные

пласты, глубина залегания);

20

2)свойства коллекторов (емкостные – пористость, нефтенасыщенность; фильтрационные – проницаемость; литологические – гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические – механические, теплофизические и др.);

3)физико-химические свойства флюидов;

4)энергетическая характеристика месторождения;

5)величина и плотность запасов нефти.

Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

Месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.

По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на:

–уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд куб. метров газа;

–крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд куб. метров газа;

–средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд куб. метров газа;

–мелкие, содержащие менее 10 млн. т нефти или менее 10 млрд куб. метров газа.

Экономико-географические параметры

Под экономико-географическими параметрами понимают территориальное расположение месторождения, которое характеризуется удаленностью площади месторождения от экономически развитых районов; климатом, рельефом местности, характером почв и растительности, сейсмичностью района; ресурсами местных строительных материалов, воды, электроэнергии; экономической освоенностью района.

Экономическая освоенность – это обжитость территории в хозяйственном отношении (наличие промышленных предприятий, запасов других полезных ископаемых, продуктов питания, и т. п.), плотность населения, наличие трудовых ресурсов (свободной рабочей силы), транспортных магистралей, систем энергоснабжения.

21