Что такое пластовое давление в нефтяной или газовой скважине

Пластовое давление

— давление газа в газонасыщенном объеме пласта. Различают начальное и текущее пластовое давление. Начальное пластовое давление имеет место в газонасыщенном объеме пласта до начала разработки. Начальные пластовые давления обычно приводят к средней горизонтальной плоскости, проходящей через центр тяжести газонасыщенного объема, а чаще через середину продуктивной толщи.
Текущие пластовые давления формируются в газонасыщенном объеме в процессе извлечения из него газа системой эксплуатационных скважин. Его распределение в газонасыщенном объеме характеризуется картами изобар и депрессионными воронками.

Смотреть что такое «Пластовое давление» в других словарях:

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давление, под которым находятся нефть, вода и газ в недрах. Пластовое давление в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине ее залегания (на каждые 10 м глубины пластовое давление увеличивается на 98 кПа) … Большой Энциклопедический словарь

Пластовое давление — (a. reservoir pressure; н. Lagerdruck; ф. pression de couche; и. presion de capa, presion de roca, presion de yacimiento) давление, к poe пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы. П. д. важнейший параметр, характеризующий энергию … Геологическая энциклопедия

пластовое давление — давление горных пород горное давление Давление вышележащей толщи (вышележащих горных пород). [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы давление горных породгорное… … Справочник технического переводчика

пластовое давление — давление, под которымнаходятся нефть, вода и газ в недрах. Пластовое давление в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине её залегания (на каждые 10 м глубины пластовое давление увеличивается на 98 кПа). * * * ПЛАСТОВОЕ… … Энциклопедический словарь

пластовое давление — 2.7 пластовое давление: Давление флюида в какой либо точке поглощающего горизонта, равное весу столба жидкости от глубины положения этой точки до статического уровня. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Пластовое давление — давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. П. д. важнейший параметр, характеризующий энергию нефтеносных, газоносных и… … Большая советская энциклопедия

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давление в продуктивном пласте залежи. П. д. возрастает с глубиной залегания пласта (ок. 0,1 МПа на каждые 10 м глубины). Встречаются изолир. участки с аномально высоким или низким П. д., не подчиняющиеся этому правилу … Большой энциклопедический политехнический словарь

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давление, под к рым находятся нефть, вода и газ в недрах. П. д. в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине её залегания (на каждые 10 м глубины П. д. увеличивается на 98 кПа) … Естествознание. Энциклопедический словарь

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — в нефтяной гидрогеологии давление, под которым находятся жидкость и газ в нефтяной залежи. Начальное П. д. зависит от глубины залегания залежи и обычно близко к гидростатическому давлению. По мере расхода пластовой энергии П. д. снижается. Для… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии

Источник

ПЛАСТО́BOE ДАВЛЕ́НИЕ

Том 26. Москва, 2014, стр. 368

Скопировать библиографическую ссылку:

ПЛАСТО́BOE ДАВЛЕ́НИЕ, дав­ле­ние, под ко­то­рым на­хо­дят­ся флюи­ды (газ, нефть, во­да) в пла­сте; ос­нов­ной гео­ло­гич. по­ка­за­тель со­стоя­ния энер­гии неф­те-, га­зо- или во­до­нос­но­го пла­ста. Раз­ли­ча­ют нор­маль­ное и ано­маль­ное П. д. Нор­маль­ное пла­сто­вое дав­ле­ние со­от­вет­ст­ву­ет гид­ро­ста­тич. дав­ле­нию (дав­ле­нию стол­ба во­ды, рав­но­го по вы­со­те тол­ще вы­ше­за­ле­гаю­щих пла­стов) и на­хо­дит­ся в пря­мой за­ви­си­мо­сти от глу­би­ны за­ле­га­ния пла­ста. Нор­маль­ное П. д. уве­ли­чи­ва­ет­ся че­рез ка­ж­дые 10 м при­мер­но на 0,1 МПa, или 1 ат­мо­сфе­ру. П. д., зна­чи­тель­но от­ли­чаю­щее­ся (св. ± 10–30%) от гид­ро­ста­ти­че­ско­го, на­зы­ва­ют ано­маль­ным П. д. Ано­маль­но вы­со­кое П. д. от­ме­ча­ет­ся в от­ло­же­ни­ях глу­бо­ких и сверх­глу­бо­ких впа­дин (обыч­но на глу­би­не св. 1800 м, напр. в Юж­но-Кас­пий­ской впа­ди­не и впа­ди­не Мек­си­кан­ско­го зал.). Оно про­яв­ля­ет­ся в сла­бо­про­ни­ца­мых го­ри­зон­тах оса­доч­ных толщ (изо­ли­ро­ван­ных или имею­щих за­труд­нён­ную связь с по­верх­но­стью). Пo во­про­су o ге­не­зи­се ано­маль­но вы­со­ко­го П. д. нет еди­но­го мне­ния. Oсн. при­чи­на­ми счи­та­ют уп­лот­не­ние гли­ни­стых по­род, ка­та­ге­не­тич. пре­об­ра­зо­ва­ния по­род и со­дер­жа­ще­го­ся в них ор­га­нич. ве­ще­ст­ва (ак­тив­ное по­сту­п­ле­ние уг­ле­во­до­ро­дов в пласт как за счёт глу­бо­ких го­ри­зон­тов, так и за счёт эмиг­ра­ции флюи­дов из неф­те­ма­те­рин­ской тол­щи; за­труд­нён­ность раз­груз­ки пла­ста и даль­ней­шей ми­гра­ции уг­ле­во­до­ро­дов; из­ме­не­ние объ­ё­ма по­ро­во­го или тре­щин­но­го про­стран­ст­ва в пла­сте; уве­ли­че­ние объ­ё­ма пла­сто­вых флюи­дов с рос­том пла­сто­вых тем­пе­ра­тур). Кро­ме то­го, мн. учё­ные гл. при­чи­на­ми об­ра­зо­ва­ния уча­ст­ков с ано­маль­но вы­со­ким П. д. счи­та­ют про­цес­сы тек­то­ге­не­за (в т. ч. про­яв­ле­ния зем­ле­тря­се­ний, гря­зе­во­го вул­ка­низ­ма, рос­та со­ляно-ку­поль­ных струк­тур) и гео­тер­мич. ус­ло­вия зем­ных недр. Каждый из этих фак­то­ров мо­жет пре­об­ла­дать в за­ви­си­мо­сти от гео­ло­гич. строе­ния и ис­то­рии раз­вития ре­гио­на. Hаличие ано­маль­но вы­со­ко­го П. д. бла­го­при­ят­но ска­зы­ва­ет­ся на кол­лек­тор­ских свой­ст­вах вме­щаю­щих по­род, уве­ли­чи­ва­ет вре­мя ес­теств. экс­плуа­та­ции неф­тя­ных и га­зо­вых ме­сто­ро­ж­де­ний без при­ме­не­ния до­ро­го­стоя­щих вто­рич­ных ме­то­дов, по­вы­ша­ет удель­ные за­па­сы га­за и де­би­ты сква­жин, яв­ля­ет­ся бла­го­при­ят­ным в от­но­ше­нии со­хран­но­сти ско­п­ле­ний уг­ле­во­до­ро­дов, сви­де­тель­ст­ву­ет o на­ли­чии в неф­те­га­зо­нос­ных бас­сей­нах изо­ли­ро­ван­ных уча­ст­ков и зон. Зо­ны ано­маль­но вы­со­ко­го П. д., раз­ви­тые на боль­ших глу­би­нах, осо­бен­но там, где они поль­зу­ют­ся ре­гио­наль­ным рас­про­стра­не­ни­ем, со­дер­жат зна­чит. ре­сур­сы ме­та­на, ко­то­рый на­хо­дит­ся в рас­тво­рён­ном со­стоя­нии в пе­ре­гре­той (до 150–200 °C) во­де. Помимо из­влечения метана, мож­но ис­поль­зо­вать гид­рав­лич. и те­п­ло­вую энер­гию во­ды. Ано­маль­но вы­со­кое П. д. яв­ля­ет­ся ис­точ­ни­ком ава­рий в про­цес­се бу­ре­ния. Hеожиданное вскры­тие та­ких зон – при­чи­на мн. ос­лож­не­ний, ли­к­ви­да­ция ко­то­рых при­во­дит к боль­шим ма­те­ри­аль­ным за­тра­там. Hаличие зон с ано­маль­но вы­со­ким П. д. зна­чи­тель­но уве­ли­чи­ва­ет стои­мость сква­жин.

Источник

Определение пластового и забойного давления в нефтяной и газовой скважинах.

Освоение добывающих и нагнетательных скважин.

Вызов притока – технологический процесс снижения противо­давления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрес­сии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.

Освоение скважины – комплекс технологических и организаци­онных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих.

Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучше­ние фильтрационных характеристик призабойной зоны для получе­ния соответствующего дебита или приемистости.

Под действием репрессии часть жидкости глушения может поглощаться пластом. Процесс снижения противодавления на пласт может быть осуществлен разными техническими средствами; при этом возможны следующие последовательно реализуемые вариан­ты изменения забойного давления:

1 Рост забойного давления до максимальной величины Р_забmax – первая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения возрастает.

2 Снижение забойного давления до величины пластового давления (Р_заб= Р_пл) – вторая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения снижается до нуля.

3 Снижение забойного давления ниже величины пластового и создание определенной депрессии – третья фаза вызова притока:

Таким образом, первая и вторая фазы – фазы поглощения, а третья – фаза притока; физические основы вызова притока и ос­воения скважины заключаются в исследовании степени и характе­ра изменения противодавления на пласт, что связано с необходи­мостью проведения ряда гидродинамических расчетов технологи­ческих процессов вызова притока и освоения.

Известно несколько методов и много способов вызова притока и освоения. Выбор того или иного из них зависит от ряда критери­ев, основные из которых представлены ниже.

1 Величина пластового давления (с нормальным пластовым давлением, с АНПД, с АВПД). При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших зале­жи с АНПД или АВПД, указанный критерий следует рассматри­вать как определяющий.

2 Коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины, насыщенной различными флюидами (хорошей или низкой проницаемостью). При этом необходимо учитывать изменение проницаемости в течение всего периода времени от первичного вскрытия до начала вызова притока.

3 Механическая прочность коллектора (слабо- и хорошосцементированные).

4 Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэф­фициенты подвижности k/μ и гидропроводностиkh/μ).

5 Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.

Учет вышеприведенных основных критериев при выборе мето­да вызова притока позволит получить наилучший технико-эконо­мический эффект.

Можно дать следующую классификацию методов вызова при­тока и освоения скважин:

I Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глу­шения).

Реализуется различными способами, но наибольшее распростра­нение получили промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями). При промывке скважины в период вре­мени достижения уровнем раздела жидкостей башмака НКТ возникает 1 фаза (фаза роста поглощения пластом жидкости глуше­ния). Вследствие этого происходит дополнительное изменение филь­трационных характеристик ПЗС. Именно поэтому выбору жидко­сти глушения должно уделяться особое внимание, исходя из требо­вания сохранения фильтрационных характеристик ПЗС. В период 2 фазы (фазы снижения поглощения) объем поглощаемой пластом жидкости снижается. Таким образом, жидкость глушения поглощается пластом, а объем поглощенной жидкости в этот период можно рассчитать, зная коэффициент приемистости К_пр величину пластового давления Р_пл и характер из­менения забойного давления P_заб(t). 3 фаза – фаза притока жид­кости из пласта за счет создания депрессии ΔР.

При данном методе также используются закачки газообразного агента и пенных систем.

II Метод понижения уровня.

Особенностью данного метода является отсутствие первой фазы, что делает его предпочтительнее, благодаря меньшему «загрязне­нию» ПЗС в период вызова притока. Метод реализуется тартанием желонкой, свабированием, понижением уровня глубинным насосом.

III Метод «мгновенной» депрессии.

Особенностью данного метода является кратковременность вто­рой фазы. К методу относятся:способ падающей пробки;задавка жидкости глушения в пласт. Особенностью данного метола является кратковременность вто­рой фазы (t₁-t₂).

Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины – получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания

или в дифференциальном виде

Определение пластового и забойного давления в нефтяной и газовой скважинах.

Пластовое давление – это давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. Оно является существенным показателем для характеристики режима экс­плуатации нефтяных и газовых месторождений.

Для определения пластовогодавления в нефтяных сква­жинах в настоящее время широко применяют глубинные манометры. На основании полученных значений по скважинам строят карты пластовых давлений или карты изобар, которые имеют большое значение для выявления характерных особенностей отдельных участков данного месторождения.

Для построения карт изобар измерения пластовых давлений должны быть выполнены за возможно короткий промежуток времени с тем, чтобы выявить распределение давлений в залежи на определенную дату разработ­ки и эксплуатации месторождения. В тех случаях, когда измерения пласто­вых давлений по скважинам продолжаются в течение продолжительного времени, для приведения пластового давления к определенной дате вводят­ся поправки к давлению для каждой отдельной скважины по кривой паде­ния пластового давления, свойственной данному участку пласта.

При невозможности непосредственного измерения давления на тре­буемой глубине в последующем делаются пересчеты давлений по глуби­не.

Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то Р_пл можно рассчитать по формуле:

где плотность жидкости;

ускорение свободного падения;

высота столба жидкости в скважине.

Если в неработающей скважине имеется избыточное давление (фонтанирующая скважина), то Р_пл определяют по формуле:

где высота столба жидкости в скважине, равная расстоянию от устья до середины пласта;

устьевое давление.

Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняющей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления и температуры в скважине. Поэтому расчет Р_пл сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение можно определить только при непосредственном измерении скважинным манометром.

где

где расстояние от устья до середины интервала перфорации;

относительная плотность газа по воздуху;

средняя температура газа в стволе скважины;

коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при средних значениях давления и температуры по стволу скважины.

Нельзя определить среднее давление по стволу скважины при неизвестном Р_пл, поэтому средний коэффициент сверхсжимаемости и Р_пл рассчитывают методом последовательных приближений. В качестве средней температуры берут температуру, вычисляемую по формуле:

где соответственно абсолютные температуры на забое и устье скважины.

Забойное давление – давление флюида на забое эксплуатируемой нефтяной, газовой или водяной скважины. Оно характеризует энергию пласта, обусловливающую подъём жидкости (или газа) в стволе скважины. Для измерения забойного давле­ния применяются специальные глубинные манометры, спускаемые на забой скважины на проволоке или на колонне насосно-компрес­сорных труб (лифтовые манометры). Для спуска глубинных прибо­ров в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным (когда в скважину насосное оборудование спущено на колонне НКТ) способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).

Однако не всегда имеется возможность спуска прибора на забой скважины, в этом случае используют расчетные формулы, вид которых зависит от способа эксплуатации скважины.

Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине:

где – избыточное давление на устье скважины;

средневзвешенная плотность газожидкостной смеси в скважине;

– ускорение свободного падения;

– глубина скважины.

Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине:

где статический уровень жидкости в скважине (определяется методомэхолотирования).

Забойное давление в нефтяной скважине с механизированными способами добычи:

где динамический уровень жидкостив скважине (определяется методом эхолотирования).

Забойное давление простаивающей газовой скважины:

где коэффициент сверхсжимаемости газа;

средняя температура в скважине;

средневзвешенная плотность газа в стволе скважины.

Забойное давление газовой скважины при ее эксплуатации:

где

где газовая постоянная;

коэффициент гидравлического сопротивления;

внутренний диаметр фонтанных труб.

Также можно провести приближенный расчет забойного давления в скважине. Он обычно проводится путем пересчета высоты столба динамического (статического) уровня жидкости (Н_дин) на давление.

Дата добавления: 2018-05-13 ; просмотров: 5107 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Пластовое давление

Обычно прогноз пластового давления основан на предположении о том, что оно изменяется строго пропорционально глубине скважины, причем коэффициент пропорциональности называют часто коэффициентом (индексом) аномальности k_a:

l_пл– глубина расположения пласта (в наклонно направленных скважинах вместо глубины по стволу берут вертикальную проекцию ствола на данной глубине.), м.

Тогда получается, что для определения пластового давления вполне достаточно знать только величину k_a для различных интервалов бурения. Обычно принимают, что для некоторого интервала бурения k_a – величина постоянная. Однако то обстоятельство, что для всех интервалов бурения расчет пластового давления ведут с помощью формулы (1.1), представляющей собой уравнение прямой, исходящей их начала координат, означает, во-первых, что линии пластовых давлений являются отрезками прямых, а во-вторых, продолжения этих отрезков образуют лучи, исходящие из устья скважины.

На рис. 1 показаны четыре луча, соответствующие разным значениям индекса пластового давления k_a . У луча 0а оно минимально, а у луча 0g – максимально. На глубине L_а изменяется индекс аномальности k_a , и линия скачком переходит на другой луч и так далее. В результате образуется ломаная линия 0abcdefghi, включающая горизонтальные участки ab, cd, ef, hg. Известны случаи локального роста пластового давления на некотором интервале бурения (по сравнению с соседними пластами) с последующим возвратом на прежний (или близкий к прежнему) уровень давлений. На рис. 1. этому соответствует участок efghi.

Величина q_пл, в строгом смысле, характеризует изменение пластового давления в пределах некоторого интервала бурения или пласта, приходящееся на единицу длины (как правило, это 1 м) и вычисляется по формуле:

где p_пл2 и p_пл1 – пластовые давления соответственно на глубинах L₂и L₁ (например, в подошве и кровле пласта).

Если обнаружится, что для любых двух глубин в пределах данного интервала бурения (пласта) величина q_пл постоянна (одна и та же), то это будет означать, что пластовое давление изменяется по линейному закону.

Но это совсем не означает, что продолжение прямой пройдет точно через устье скважины, как это имеет место на рис. 1. И здесь возможны варианты (рис. 2):

1. Участок 0′ a отражает изменение р_пл в верхней части разреза, насыщенной пресными или маломинерализованными водами со статическим уровнем пластовой воды в скважине, как правило, ниже уровня земли («сухой» отрезок 0-0′). Предположим теперь, что каким-то образом удалось замерить пластовые давления в точках a’ и a. Вычисляя теперь по формуле (1.1) коэффициенты аномальности k_a (при известных давлениях и глубинах), мы бы получили разные величины k_a для указанных глубин (прямые 0а и 0а’ не совпадают). Но выше мы только что доказали, что наличие линейной связи между давлением и глубиной автоматически означает постоянство градиента давления. В этих условиях применение формулы (1.1) с коэффициентом k_a, найденным по глубине L_a, приведет к завышению р_пл для всех глубин, меньших L_a.

2. Если продолжение прямой линии пластового давления (прямая 0 с на рис. 2) проходит через устье скважины, то имеет место частный случай постоянства k_a и q_пл на всем интервале бурения. При этом расчеты по формуле (1.1) будут тоже точными.

4. Продуктивная толща газовых месторождений и некоторых, например, Прикаспийских, имеют большую протяженность (несколько сотен метров), и отдельные проницаемые участки (коллектора) имеют между собой гидродинамическую связь в вертикальном направлении. Такие залежи месторождений называют массивными. Пластовое давление в пределах продуктивных пластов распределяется не пропорционально глубине, а в соответствии с плотностью флюида в пластовых условиях. В продуктивной части газового месторождения – в зависимости от плотности сжатого газа, в нефтяных – от плотности нефти в пластовых условиях. На рис. 2 прямая fg иллюстрирует распределение давления в газовой залежи. Считается, что в подошве залежи давление близко к давлению в водоносных пластах на соответствующей глубине, зато в кровле оно существенно больше «нормального» и воспринимается как АВПД. Для таких случаев прогнозный расчет по формуле (1.1) в принципе возможен только для подошвы залежи. Что касается давления в кровле, то оно определяется по формулам (соответственно для газа и нефти):

где p_пд и p_кр – пластовое давление в подошве и в кровле пласта;

r_н— плотность нефти в пластовых условиях;

Для многопластовых месторождений нефти, когда каждый нефтеносный пласт может рассматриваться как самостоятельная залежь малой мощности (единицы метров) с собственным водонефтяным контактом, в пределах нефтеносной части распределение тоже будет по закону, описанному формулой (1.4). Однако, в связи с малой мощностью пластов, описанным эффектом аномальности в кровле пренебрегают, и пластовые давления определяют либо по формуле (1.1), либо через градиент давления q_пл, если известно давление для одной из глубин в пределах рассматриваемого интервала бурения.

На линии пластовых давлений выделяются горизонтальные площадки, что свидетельствует о скачкообразном изменении пластового давления при достижении определенных глубин. Если подходить формально, то получается, что в одной точке пласта существуют два давления, что абсурдно. Все дело в том, что в реалии переход от одного давления к другому происходит не сразу, а на некотором, относительно коротком (в несколько метров) интервале. Вследствие малости интервала переход на новое давление показывают в виде ступенек.

Существует еще один способ оценки пластового давления и его изменения, суть которого сводится к определению эквивалентной плотности жидкости, которая, находясь (условно) в скважине от рассматриваемой точки пласта на глубине L_i до устья, создает гидростатическое давление, численно равное пластовому на данной глубине:

Понятие «эквивалентная плотность» применяется не только к пластовому давлению, но используется и для описания всех других давлений, представленных в ТПД: гидростатического, давления гидроразрыва и горного. Вычисляются они по формуле (1.5) с заменой числителя на значения соответствующих давлений.

Предположим, что в кровле пласта на глубине 2000 м пластовое давление оказалось равным 21,6 МПа, а в подошве, на глубине 2500 м – 27 МПа.

— коэффициент аномальности k_a = 21,6*10 6 / (1000*9,81*2000)=1,1 (на глубине 2000 м),

— коэффициент аномальности k_a = 27*10 6 / (1000*9,81*2500)=1,1 (на глубине 2500 м),

— градиент пластового давления в интервале 2000-2500 м:
q_пл = (27-21,6)/ (2500-2000) = 0,0108 МПа/м,

Приближенный, но весьма распространенный метод прогнозирования пластового давления, предполагает использование формулы (1.1).

Более строгий метод расчета пластового давления предусматривает точное знание давления на одной из глубин в пределах пласта (интервала бурения), например, прямым измерением глубинными манометрами, и расчет давления для других глубин с использованием величины градиента давления(По определению пластовое давление – фактор природный, и его величина в принципе не может зависеть от человека. Однако бывает пластовое давление «рукотворным». Например, в результате добычи нефти имеет место уменьшение давления в продуктивных пластах. При закачке в пласт жидкости или газа для восстановления пластовой энергии оно, наоборот, увеличивается и может превысить первоначальное давление. ).

Источник