7.2 Пластовітиски родовищ нафти і газу

1. Поняття про пластові тиски в надрах осадових басейнів

Існують такі поняття про тиски в надрах родовищ нафти і газу.

Гірський тиск — це тиск у будь-якій точці земної кори на глибині. Він характери­зується двома складовими: геостатичним і тектонічним тиском (або тиском, що виникає в земній корі в результаті дії тектонічних зусиль).

Геостатичний тиск (P_r) у будь якій точці на глибині — це тиск гірських порід, що залягають над цією точкою:

P_r = Hycepg [Па],

де Я— глибина, м; у_сер — середнє значення густини гірських порід від поверхні до глибини Я, кг/м³; g = 9,81 м/с² — прискорення вільного падіння тіла.

Визначення тектонічного тиску завжди пов’язане з великими труднощами. Це питання розглянуто нижче при описі математичної моделі формування надгідростатичного пластового тиску.

Гідростатичний тиск (Р_Гідр) У будь-якій точці на глибині — це тиск стовпа пла­стових вод, зосереджених у гірських породах від цієї точки до поверхні:

Pгідр ⁼ Ifjctpg [Па],

де Усер — середня густина пластових вод від поверхні до глибини Я, кг/м³.

Умовний гідростатичний тиск (P_ys) у будь-якій точці на глибині — це тиск умовного стовпа прісних вод від цієї точки до поверхні. Густина прісних вод Ynp = 1000 кг/м³, Py.r = Hynpg [Па].

Про тиски у природних резервуарах існують такі поняття.

Пластовий тиск — це тиск флюїдів, які заповнюють пористе середовище пласта. Пластовий тиск обумовлений дією багатьох факторів (геостатичним тиском, у результаті чого в пласті починають діяти пружні сили флюїдів, що заповнюють цей пласт; пружними силами скелета колектору; напоромпластових контурних (прикон- турних, законтурних, периферійних) вод або підошовних вод; впливом підвищених температур щодо загального температурного фону; тектонічними причинами тощо).

Крім зазнаЧеНого у нафтогазопромисловій справі розрізняють такі поняття тискІв:

• початковий пластовий — тиск у пласті, якиЙ був заміряний в момент його роз­криття до того, як з нього була випущена будь-яка кількість флюїдів;

• поточний пластовий у покладі — тиск на певний момент у процесі розробки;

4. Пластові тиски, менші за гідростатичний (птмг)

Ha формування ПТМГ може впливати великакількість геологічних факторів за­лежно від геологічної будови конкретного району або окремої площі. Основні з них на­ведено нижче.

1. Гідрогеологічний фактор, коли гіпсометрична позначка точки на поверхні, де пробурена свердловина, перевищує гіпсометричне положення умовної п’єзометричної поверхні (див. рис. 7.5).

2. У районах, де флюїди виходять з природного резервуара по тріщинах і більших розривів на поверхню місцевості, відбувається спочатку дегазація покладів вуглеводнів, а потім і безпосередній вихід на поверхню рідини. Пластовий тиск у при­родному резервуарі під час цього процесу значно зменшується.

3. Опускання на нижчий гіпсометричний рівень колекторів. Якщо вони знахо­дяться в герметичних умовах, то в них виникне ПТМГ.

4. Формування в осадовій товщі земної кори в результаті стресових тектонічних рухів порожнин тектонічних розривів, в яких у певних геологічних умовах утворюється вакуумний простір. У нього можуть виходити флюїди із природних резервуарів, може зумовлювати формування в них ПТМГ.