какое пластовое давление считается аномально высоким пластовым давлением

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

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

Аномальные зоны: ликвидация осложнений. Вскрытие и бурение зон с высоким и низким пластовым давлением

Описаны специфика и сложности вскрытия и бурения зон с аномально высоким и низким пластовым давлением. Проведен анализ возможных осложнений при сооружении и экс-плуатации скважин в данных условиях. Даны рекомендации позволяющие снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных ра-бот в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением.

Как известно, при нормальных условиях пластовое давление в каждой точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно превосходящее расчетное гидростатическое [1]. Возникновение аномально высокого пластового давления объясняется следующими причинами:

1. Передачей части горного давления на залежь. Если скелет породы слабый, то часть горного давления передается на жидкость или газ, находящиеся в ее порах. К таким породам со слабым скелетом, в частности, относятся глины. Поэтому в изолированных линзовидных, карманообразных резервуарах, находящихся внутри глинистых толщ, возникают аномальные давления, превышающие нормальное гидростатическое давление.

2. Кратковременное повышение пластового давления возникает при землетрясениях или сдвигах земной коры. Многочисленные наблюдения показывают, что в сейсмически активных областях перед землетрясением повышаются дебиты нефти в скважинах.

3. Тектонические движения по разломам. В приподнятом блоке залежи, разорванной разломами, в течении длительного времени, будет сохраняться прежнее высокое пластовое давление, характерное до ее вздымания.

4. Вторичное увеличение объема залежи в зонах высоких температур. В зонах больших глубин и высоких температур сложные углеводородные соединения с длинными цепями разрушаются с образованием большого количества простых молекул. Увеличение числа молекул приводит к увеличению объема. Увеличение объема залежи приводит к возрастанию давления внутри замкнутого резервуара. По этой причине в газоконденсатных залежах, образующихся за счет разрушения газонефтяной залежи, часто наблюдается аномально высокое пластовое давление.

5. Вторичное сокращение объема пор в коллекторах при кристаллизации цемента в законтурных частях резервуара. Залежь при этом приобретает замкнутый или полузамкнутый характер.

Таким образом, аномально высокое пластовое давление может возникать под действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная форма резервуара и ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами [2].

Все аномально высокие пластовые давления фиксируются только в непрочных коллекторах (глины, соль), в то время как в крепких телах, обладающих более жестким и прочным скелетом, аномально высокое пластовое давление практически нигде не зафиксированы [3].

В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое пластовое давление. Его появление может быть обусловлено вторичным увеличением объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости. Пониженные давления возникают и при повторном опускании залежей. При этом восстановление нового пластового давления происходит не сразу, и в течении длительного геологического времени в залежи будет сохранятся низкое пластовое давление, существовавшее до ее опускания. Теоретическим обоснованием смены с глубиной нефтяных залежей газоконденсатными и газовыми явились по критериям определения границ существования жидких углеводородов. Согласно мнению отдельных исследователей, зона исчезновения нефтяных залежей располагается под изотермической поверхностью 200 0 С, залегающей в зависимости от градиентов на глубинах от 2,8 до 9,5 км.

На природу возникновения аномально высокого пластового давления существует две гипотезы: экзогенная и эндогенная. Экзогенная включает в себя явления уплотнения, катагенетических преобразований, пород, осмоса, теплового воздействия на залежь и др. Эндогенная гипотеза объединяет явления тектогинеза, внедрения флюидов из подкорковых глубин. Эндогенная гипотеза наиболее предпочтительна, так как рассматривает больше аспектов, которые могут являться причиной аномально высокого пластового давления.

Месторождения с аномально высокими пластовыми давлениями широко распространены во всем мире: Новая Гвинея, Ява, Бирма, Пакистан, Афганистан, Иран, Румыния, Алжир, Колумбия, Перу, США, Россия, Туркмения, Украина, Казахстан, Азербайджан.

Прогнозирование и количественное определение зон аномально высокого пластового давления в процессе бурения необходимо для безаварийной проводки скважин в глубокозалегающих мощных глинистых толщах [3]. Решение этой задачи входит в обязательный комплекс геолого-технологических исследований. Для выделения зон с аномально высоким пластовым давлением используются как технологические параметры, так и данные геолого-геофизических исследований разрезов скважин.

Существуют три группы метода прогноза аномально высокого пластового давления:

Оперативным методом прогноза пластовых давлений без остановки бурения является метод d-экспоненты и метод σ-каротажа [4]. Эти методы основаны на математической зависимости геометрии долота [7], показателей работы долота и режима бурения [8].

Обеспечить исправное состояние бурильных труб, противовыбросового и бурового оборудования. При возникновении проявления, принять меры к герметизации устья. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.

Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить контролируемый долив и контролировать объем вытесненного бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается проектом с учетом допусков установленных правилами. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений.

Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением, при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.

При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора [4].

Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

Таким образом, вскрытие и бурение зон с аномально высоким и низким пластовым давлением обладают своей спецификой и связано с определенными сложностями. Однако, соблюдение описанных выше рекомендаций позволит существенно снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением [9], и как следствие повысить безопасность персонала, а также снизить сроки и стоимость строительства скважин.

Мищевич В.И., Сидоров Н.А. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Изд.: Недра. 1973.

Новиков А.С., Сериков Д.Ю., Гаффанов Р.Ф. Бурение нефтяных и газовых скважин.- М.: Нефть и газ, 2017. – 307 с.

Сериков Д.Ю. Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением: Автореф. дис. …докт. техн. наук. – Ухта, 2018.

Егоров Н.Г. Бурение скважин в сложных геологических условиях. – Тула: ИПП «Гриф и К», 2006. – 301 с.

Keywords: abnormally high and low formation pressure, excavation of wells, the depth of rocks, the column is operational

Источник

Прогнозирование аномальных пластовых давлений тектонической природы

В настоящей статье предложена методика прогнозирования аномальных давлений в районах тектонических (сбросовых) дислокаций до бурения скважин, приведены палетки для оценки аномально высоких (АВПД) и аномально низких (АНПД) пластовых давлений. Опробование предложенной методики выполнено на примере Шебелинского газового месторождения ДДВ (АВПД) и Куринского нефтегазоносного бассейна в Притбилисском районе (АНПД).

Рассмотрим случай, когда в результате тектонических процессов произошло быстрое погружение участка земной коры (сброс), вследствие которого возросла глубина залегания пород ( Аналогичные выводы могут быть сделаны и применительно к воздыманию участка земной коры (взбросу) ).

Если в первом приближении предположить, что в глубокозалегающих плотных породах поры, заполненные пластовой водой, гидравлически полностью изолированы, то приращение порового давления при погружении пород на глубину (амплитуда сброса) можно найти из уравнения

где — коэффициент Пуассона; — коэффициенты сжимаемости пор породы и воды; — ускорение силы тяжести, м/с 2 ; — средняя плотность осадочных новообразований, заполнивших сформировавшуюся от сброса впадину, г/см 3 ; — коэффициент теплового расширения воды; — приращение температуры пород, °С.

Если до сброса поровое давление в плотных породах было равно гидростатическому, то в погруженном крыле сброса оно станет аномально высоким:

Экспериментальные исследования показывают, что при кратковременном сжатии уменьшается с увеличением эффективного напряжения [1]:

где — коэффициент сжимаемости пор породы при начальном эффективном напряжении ;— среднее нормальное напряжение, МПа.

Если предположить, что средняя плотность пород и пластовой воды, начиная с определенной глубины , изменяется незначительно, то уравнение (3) можно записать в другом приближенном виде:

Подставив (4) в (2), получим уравнение для оценки АВПоД в опущенном крыле сброса амплитудой

Для коэффициента аномальности давления (Ка) получим следующее выражение:

Давление в изолированных порах плотных низкопроницаемых пород, обладающих низкой сжимаемостью, согласно предложенной модели, становится аномально высоким при увеличении температуры и горного давления. Кривые аномального давления имеют небольшую кривизну выпуклостью вверх.

Среднее значение Ка возрастает с увеличением амплитуды сброса от 1 до 2. Ка увеличивается также с ростом геотермического градиента в разрезе. Анализ показывает, что основное влияние на повышение давления в замкнутых порах оказывает расширение поровой воды с возрастанием температуры. На больших глубинах при влияние геостатического давления (среднего нормального напряжения) незначительно, т. е. механические объемные деформации пород под действием тектонических напряжений в этих условиях играют подчиненную роль при образовании аномальных поровых давлений. Наличие слабой гидродинамической связи между порами уплот ненных пород в виде микротрещиноватости или других дефектов сплошности породы будет способствовать распространению АВПоД на вмещающие породы-коллекторы и возникновению восходящей фильтрации поровой воды. В конечном итоге через определенное геологическое время этот процесс перетока флюидов завершится разрушением зоны АВПД в коллекторах [2]. Время разрушения зависит от проницаемости и мощности низкопроницаемых пород-покрышек.

Таким образом, наличие АВПД в коллекторах, залегающих в опущенных блоках, свидетельствует о молодых тектонических процессах в районе исследований, время с момента воздействия которых меньше времени расформирования зоны АВПД (менее 1 млн. лет).

Аналогичную термодинамическую модель можно предложить для объяснения образования АНПД под действием тектонических процессов. Например, при резком воздымании участка земной коры (взбросе или горсте) происходит перенос горных масс в более холодные участки разреза, поровая вода охлаждается, сжимается и ее давление понижается. Для математического описания этого процесса также можно использовать уравнения (5) и (6). Третий, основной, член этих уравнений, описывающий влияние изменения температуры, станет при этом отрицательным. Знак и величина второго члена уравнения, определяющего влияние горного давления, будут зависеть от тектонических напряжений, образовавших вертикальное смещение осадочных пород, и напряжений, связанных со скоростью денудации положительного элемента в рельефе местности. Эти напряжения имеют разные знаки и частично компенсируются. На рис. 1, в изображены теоретические кривые, характеризующие величину АНПоД при разных амплитудах взброса. Кривые вычислены по уравнению (5). При расчетах не учтено влияние горного давления при подъеме пород, и второй член уравнения (5) приравнен нулю. Это условие равносильно равенству вертикальных тектонических напряжений и напряжений, вызванных уменьшением массы пород под влиянием процессов эрозии. Все другие подсчетные параметры взяты такими же, как при вычислении кривых для сброса.

Как следует из рассмотрения рис. 1.в, при резком воздымании участка земной коры в порах плотных, низкопроницаемых пород, содержащих изолированные поры, формируются АНПоД. В зависимости от амплитуды взброса коэффициент аномальности изменяется от 0,9 до 0,5.

Анализ уравнений (5) и (6) показывает, что в слабоуплотненных, пластичных породах, обладающих высоким коэффициентом сжимаемости пор, тепловое расширение воды может компенсироваться деформацией порового пространства породы и вероятность образования аномальных давлений тектонической природы снижается. Мала вероятность образования аномальных давлений в районах, где время, прошедшее с момента завершения тектонических процессов, больше времени, необходимого для разрушения зон аномальных давлений.

Описанную модель образования аномальных давлений можно использовать для объяснения причин возникновения и установления закономерностей распределения пластовых давлений в толще осадочных пород. Эта модель в благоприятных геологических условиях может служить физической основой для прогнозирования аномальных давлений до бурения скважин.

Для иллюстрации рассмотрим Шебелинское газовое месторождение. Оно детально изучено бурением до глубин 3000 м, с которых уже длительное время проводится добыча газа из пермских и верхнекаменноугольных отложений. Месторождение представляет собой антиклинальную складку, разбитую множеством нарушений. Большинство нарушений приурочено к своду складки, современный структурный план которой сформировался в эпоху альпийской складчатости. Нарушения возникли главным образом до пермского перерыва в осадконакоплении. Однако имеется значительное число тектонических разрывных нарушений и более молодого возраста, отмеченных в неогеновых и палеогеновых отложениях. Большую роль в формировании системы нарушений на структуре сыграл мощный шток девонской соли, расположенный в ядре складки.

Сопоставление графиков изменения различных физических свойств глинистых пород с глубиной, полученных по результатам интерпретации диаграмм ГИС, приведено на рис 2. Эти графики полностью подтверждают прогноз. По увеличению интервального времени и уменьшению естественной радиоактивности глинистых пород однозначно можно утверждать, что в скв. 600 ниже глубины 4000 м располагается зона АВПоД. Она возникла только в скв. 600, расположенной на погруженной части структуры (см. рис. 2). В разрезах других глубоких скважин четких зон АВПоД по геофизическим данным не отмечается. Значения Ка, вычисленные по кривым УЭС и интервального времени с использованием кривой нормально уплотненных глин, равны соответственно 1,48 и 1,51 ( h =5400 м). Эти цифры согласуются с прогнозным значением Ка, полученным по палетке на рис 1, а.

В других глубоких скважинах Шебелинского месторождения в тех же отложениях по данным ГИС аномальные давления отсутствуют.

Зоны АВПоД, возникшие в разрезе вследствие уплотнения пород, обычно имеют региональный характер, обусловленный процессом осадконакопления в седиментационном бассейне. Локальное возникновение АВПоД в части Шебелинской структуры свидетельствует о тектонической природе этого образования в результате новейшего разлома и резкого погружения отдельного блока горных пород. Имеются и другие доказательства существования АВПоД в этой части структуры. Керн глинистых пород из скв. 600 с глубины 4000-5750 м обладает большей пористостью по сравнению с керном, поднятым с тех же глубин в других глубоких скважинах.

Рассмотрим возникновение АНПД тектонической природы в отложениях эоцена в разрезе Притбилисского района.

Продуктивные отложения среднего эоцена, по которым выполнены основные тектонические построения, рассечены серией разломов различных направлений. Некоторые из этих разломов прослеживаются в фундаменте и характеризуются как глубинные и региональные.

Среди исследователей нет единого мнения о типе современной гидродинамической системы Притбилисского района. Д.И. Барузилишвили (1977 г.), В.Б. Александров (1977 г.) и другие предполагают наличие единой инфильтрационной системы во всем районе. Ш.К. Китовани и Л.Ю. Папава (1971 г.) рассматривает сочетание двух систем: инфильтрационной на западе от Куры и элизионной на востоке.

Эта неоднозначность объясняется сложным тектоническим строением района. Выход на дневную поверхность среднеэоценовых отложений в районе Тбилиси и наличие глубинного разлома вдоль долины Куры обуслов ливают образование зоны разгрузки пластовых вод, к которой приурочены многочисленные термальные источники. Первое из этих обстоятельств создает условия для активного дренирования атмосферными и поверхностными водами (рис. 3). В этой части водонапорного бассейна, приуроченной к северному тектоническому блоку, развит активный инфильтрационный водонапорный режим. Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевого типа имеют низкую минерализацию (0,3-0,7 г/л) и выходят на поверхность. Это тбилисские термальные воды, содержащие титруемую серу.

На левобережье Куры, в среднем тектоническом блоке, состав вод меняется на хлоркальциевый, а минерализация постепенно возрастает от 2,5 до 6 г/л. Эта зона существенно более застойного водообмена. Пьезометрический напор здесь постоянный (см. рис. 3), пластовые давления меньше условных гидростатических. Наличие АНПД в этой тектонической зоне обычно объясняют сбросом пластовых вод в зоны глубинных разломов, ограничивающих этот элемент.

Возможно, что описанное явление играет какую-то роль в формировании АНПД, но оно не может объяснить отсутствие региональных наклонов пьезометрической поверхности в среднем тектоническом блоке, отсутствие признаков аномальных давлений в северном и южном блоках.

Для выявления причины образования АНПД можно воспользоваться понятием отрицательного термодинамического градиента поровых вод [3], возникающего в породах при тектонических дислокациях. Например, если предположить, что средний тектонический блок в Притбилисском районе в предчетвертичное или четвертичное время был поднят, то охлаждение при этом горных пород создало условия для образования отрицательного термодинамического градиента в плотных низкопроницаемых глинистых породах. Теоретическая палетка для данного случая изображена на рис. 1, в. По этой палетке при амплитуде взброса 400 м давление в замкнутых порах глинистых пород вследствие охлаждения воды на 10-12 °С уменьшится от 25 до 18 МПа, Ка=0,72.

Влияние АНПоД в глинистых породах распространится на пластовые воды в пластах-коллекторах в условиях затрудненного водообмена или элизионного водонапорного режима. После прекращения тектонических движений поровые и пластовые давления в разрезе постепенно выравниваются и с течением времени превращаются в нормальные гидростатические. В настоящее время мы имеем возможность наблюдать промежуточные значения пластовых давлений. Принципиально важным в этом случае является возникновение аномальных давлений в порах глинистых пород, позволяющее использовать данные геолого-технологических и геофизических исследо ваний для прогнозирования пластовых давлений (рис. 4). Положительный опыт прогнозирования АНПД был получен при рассмотрении геофизических материалов по 19 глубоким скважинам на площадях Самгори и Ниноцминда.

Таким образом, в настоящей статье предлагается метод прогнозирования аномальных пластовых давлений тектонической природы. Дан вывод уравнения, построены палетки и приведены примеры прогнозирования. Однако в этих примерах нами объяснена только причина образования аномальных давлений, для чего были использованы довольно детальные сведения о тектоническом строении, полученные в результате бурения и геофизических исследований. Обычно в новых районах тектоника детально не изучена. Поэтому применение этой методики при прогнозировании аномальных давлений до бурения приведет к неоднозначности и будет иметь приближенный или предположительный характер. Бурение первых скважин покажет, насколько предварительные результаты могут быть подтверждены прямыми измерениями давлений и оценены по данным геофизических исследований скважин.

1. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.

2. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. М., Недра, 1978.

3. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Прогнозирование аномально низких пластовых давлений в разрезах с многолетнемерзлыми породами.- Геология нефти и газа, 1986, № 9, с. 42-46.

Ри с. 2. Сопоставление графиков изменения интервального времени пробега упругих волн и естественной радиоактивности глинистых пород, полученных в разрезах глубоких скважин Шебелинской площади:

Ри с. 4. Выделение глинистых покрышек с АНПоД по данным электрометрии, НГМ и ультразвукового метода в скв. 78 Самгори

Источник