Пластовые давления и температуры, динамический режим залежей
Крупнейшие - 100 - 300 100 - 500
Крупные - 30 - 100 30 - 100
Средние - 10 - 30 10 - 30
Уникальные (Гиганты) - более 300 млн.т или более 500 млрд.м3. Во «Временной классификации запасов…», утвержденной приказом МПР РФ 7.02.2001 г., № 126, границы между классами «мелкие», «средние» и «крупные» существенно изменены.
Энергия нефтяного пласта, за счет которой происходит извлечение пластового флюида на поверхность, характеризуется существующим в нем давлением. В среднем нормальное пластовое давление близко по величине гидростатическому, т.е. возрастает на 0,1 МПа на каждые 10 м глубины: 100 МПа на глубине 1000 м, 250 МПа – на глубине 2500 м и т.д. Вместе с тем, практически во всех нефтегазоносных районах, и на разных глубинах, встречаются и зоны аномально высокого пластового давления (АВПД). Особенно часто такие зоны встречаются на глубине свыше 4000 м и в подсолевых комплексах – коллекторах, экранированных толщей каменной соли.
Обычно АВПД в 1,3-1,8 раз больше гидростатического давления, изредка превышения достигают 2,0-2,2 раза. В пределах таких зон требуются особые режимы бурения, испытаний и разработки залежей. Основным средством профилактики газопроявлений в зонах АВПД является использование утяжеленных буровых растворов (УБР), применяется также устьевое противовыбросовое оборудование.
Учет величины пластового давления при бурении в интервалах вероятного проявления АВПД чрезвычайно важен для нормальной проводки скважин – в проекте в этом случае требуется точный выбор технологического режима бурения, в первую очередь – промывочной жидкости.
Измерение пластовой температуры и оценка ее изменений при строительстве глубоких скважин необходимы для определения свойств пластовых флюидов, подсчета запасов нефти и газа, проектирования разработки продуктивного горизонта, расчетов режима его работы, а также для решения различных технических задач, связанных с цементированием скважин и их перфорацией. В среднем, температура верхних слоев земной коры (до глубину до 10-20 км) повышается на 1ºС с погружением на каждые 33 м. Но это слишком усредненный показатель геотермической ступени, чтобы им пользоваться на практике. Реальные скорости изменения температуры с глубиной резко различаются в разных районах.
Температуру можно замерять как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. Перед замером скважину полагается закрыть на срок 20-25 суток для восстановления естественного температурного режима, нарушенного бурением. На практике температуру замеряют обычно через 4-6 часов после остановки скважины. При замерах следует учитывать, что в зонах возможных газопроявлений (превышения пластового давления над забойным) происходит снижение температуры относительно ее естественного уровня.