Нефть и газ, заполняя пустоты продуктивного пласта, залегающего на больших глубинах в земной коре, находятся под действием пластовых давлений и температур.
Пластовое давление. Под пластовым понимают давление при котором нефть, газ и вода находятся в пустотах коллектора в естественных условиях залегания. Природа и величина этого давления обусловлены тем, что продуктивная часть пласта связана или была связана ранее с выходом пласта на поверхность, через который происходило питание его водой. Разность уровней между областью питания на поверхности и глубиной залегания пласта и определила наличие в поровом пространстве избыточного давления, называемого пластовым.
От величины пластового давления зависят запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. Пластовое давление определяет запасы нефтяной и газовой залежи, дебиты скважин и условия эксплуатации залежей.
Пластовое давление измеряют в скважинах с помощью скважинных манометров или рассчитывают по положению уровня жидкости в скважине с высокой степенью достоверности. Так как за счет веса столба жидкости давление у подошвы пласта выше, чем у кровли, то определение пластового давления принято проводить в точке, соответствующей середине продуктивного пласта.
Пластовое давление и уровень жидкости измеряют в неработающих или специально для этого остановленных скважинах. Это позволяет избежать ошибок, связанных с процессом перераспределения давления при движении жидкости по пласту и в скважине.
Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то пластовое давление можно рассчитать по формуле:
(3.1)
где Рпл - пластовое давление; 
- плотность жидкости; g -ускорение свободного падения; Н - высота столба жидкости в скважине.
Если в неработающей скважине имеется избыточное давление (фонтанирующая скважина), то пластовое давление определяют по формуле:
(3.2)
где L - высота столба жидкости в скважине, равная расстоянию от устья до середины пласта; Ру - устьевое давление.
Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняющей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления и температуры в скважине. Поэтому расчет пластового давления сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение можно определить только при непосредственном измерении скважинным манометром.
В газовых скважинах, ствол которых заполнен легкосжимаемым газом, пластовое давление вычислить по барометрической формуле:
(3.3)
где - 
; 
- устьевое давление; 
- расстояние от устья до середины интервала перфорации; 
- относительная плотность газа по воздуху; Тср - средняя температура газа в стволе скважины; zcр - коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при средних давлении и температуре по стволу скважины. Нельзя определить среднее давление по стволу скважины при неизвестном пластовом давлении, поэтому средний коэффициент сверхсжимаемости и пластовое давление рассчитывают методом последовательных приближений. В качестве средней температуры берут температуру, вычисляемую по формуле:
(3.4)
где Тз и Ту - соответственно абсолютные температуры на забое и устье скважины.
Расчет по формуле (3.3) обеспечивает достаточную точность лишь для чисто газовых скважин. Наличие жидкости на забое скважины исключает применение данного метода.
Начальное пластовое давление, измеряемое до начала разработки залежи, кроме глубины залегания пласта зависит от процесса формирования залежи, особенно от переуплотнения коллектора, наличия гидродинамической связи с другими водонасыщенными пластами.
Пластовое давление можно выразить через высоту столба жидкости h, уравновешивающую его, по формуле:
(3.5)
сравнивая величину h, называемую гидростатическим напором, с глубиной залегания пласта Н, судят о пластовом давлении. Если гидростатический напор, обусловленный начальным пластовым давлением, составляет (0,8-1,3) Нпл, то давление считают нормальным. В противном случае говорят об аномально высоком и аномально низком пластовых давлениях.
Пластовая температура. В связи с наличием потока тепла от ядра Земли к поверхности с глубиной возрастает и температура с увеличением глубины на каждые 100 м, называется геотермическим градиентом. Для различных районов в зависимости от теплофизических свойств пород, толщины осадочного слоя пород и наличия циркуляции подземных вод он может изменяться от 1 до 12 К на 100 м. Наиболее часто встречающееся его значение ЗК на 100 м.
По известному геотермическому градиенту легко оценить пластовую температуру, которую можно ожидать на данной глубине:
(3.6)
где to - температура нейтрального слоя; Г - геотермический градиент; Н - глубина, на которой определяется температура t; h -глубина нейтрального слоя. Под нейтральным слоем подразумевают слой земли, ниже которого не сказываются сезонные колебания температуры. Для большинства районов страны он находится на глубине 3-5 м. Температура в этом слое может быть принята равной среднегодовой температуре воздуха в данном районе.
Пластовые давление и температура несут информацию об энергетическом состоянии залежи. От них зависит большинство физических характеристик пород и насыщающих жидкостей и газов, фазовое состояние углеводородов в залежи.
