Пластовое давление. 
Условия и формы залегания углеводородов в земной коре

Поскольку промышленное скопление (залежь) нефти или газа можно рассматривать только как временную задержку на путях их миграции от очагов нефтеобразования до полного разрушения залежей (в силу окислительных процессов или метаморфизма), большая часть перечисленных факторов и видов миграции являются активными и на стадии разрушения (рассеяния) сформировавшихся залежей.

Давление, при котором находятся нефть, вода и газ в месторождении, принято назвать пластовым давлением.

Давление в недрах обусловливается давлением породы и насыщающей её жидкости. Чем больше мощность породы, тем больше давление. Давление, создаваемое жидкостью или газом в пласте, благодаря их подвижности, называется гидростатическим пластовым давлением. 5].

Как правило, оно связано с глубиной залегания пласта:

Рпл. = f (Нпл.).

По данным Г. Ф. Требина более 50% залежей залегают на глубине от 1250 до 2250 м, пластовое давление для глубин до 2500 м подчиняется эмпирической зависимости:

Рпл.? Н· сж/10 > Рпл.? 0,105 · Н [атм] > Рпл.? Н/100 [МПа] (1.1).

где Рпл. — среднее пластовое давление в залежи (1 Па = 0,102 атм);

Н — средняя глубина залежи (мощность пласта), м;

сж — плотность жидкости (плотность воды? 1 г/см3).

То есть, начальное пластовое давление (до начала разработки залежи) или статическое, зависит от глубины залегания пласта, и на каждые 100 м погружения оно обычно возрастает на 1 МПа. Величина начального пластового давления используется для оценки особенностей гидродинамической системы, к которой приурочена данная залежь нефти.

Пласты, для которых соблюдаются равенства (1.1) называются пластами с нормальным гидростатическим давлением (нормальным пластовым давлением).Считается, что такие залежи гидродинамически связаны с поверхностью земли.

На ряде месторождений Западной Сибири (Уренгойское), Западной Украины, Чечено-Ингушетии, Туркмении на больших глубинах наблюдаются зоны с аномально высокими пластовыми давлениями, которые в 1,5−2 раза выше оценочного гидростатического давления. Такие пласты, как правило, не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью земли. Чаще всего они приурочены к складчатым районам. Однако пластовое давление может быть и ниже гидростатического. Залежи, имеющие давления отличные от гидростатического приурочены к аномальным.

Давление, создаваемое горными породами, называется геостатическим давлением. Величина геостатического давления (Рг.) оценивается по формуле:

Рг? 0,1· сг.п.+ж·Н, (1.2).

где сг.п.+ж — средняя пористость горной породы и насыщающей её жидкости.

Геостатическое давление оказывает влияние на всю массу породы, стремиться её уплотнить. С увеличением глубины уплотняющее давление (Рупл.) растёт. Уплотняющее давление растёт и при уменьшении пластового давления в процессе разработки залежи:

Рупл.= Рг. — Рпл. (1.3).

Температурный режим нефтяных месторождений важный фактор, влияющий на состояние и свойства пластовых флюидов (например, вязкость), растворимость газа в нефти и разработку месторождений.

Повышение температуры происходит закономерно с глубиной. Температурный режим недр оценивается геотермическим градиентом. Известно, что при погружении в глубину горных пород температура возрастает примерно на 1о на каждые 30 м. Величина градиента зависит от состава пород, фильтрации термальных вод, абсолютной глубины, химико-минералогических явлений и других факторов. Для нефтяных месторождений величина геотермического градиента колеблется на 10−60 м. Западно-Сибирский регион по величине геотермического градиента (около 25−35 м) тяготеет к «горячим» районам. Значения пластовых температур для нефтеносных толщ изменяются в диапазоне от 30о до 67о С.

В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов — слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.

Основные коллекторские свойства горных пород вмещать (ёмкость коллектора, обусловленная пористостью горной породы) и пропускать (фильтрация флюидов, обусловленная проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

Коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

• 1. гранулометрическим (механическим) составом пород;
• 2. пористостью;
• 3. проницаемостью;
• 4. насыщенностью пород водой, нефтью и газом;
• 5. удельной поверхностью;
• 6. капиллярными силами;
• 7. механическими свойствами;
• 8. тепловыми свойствами.