ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И ОЦЕНКА АНОМАЛЬНЫХ ПОРОВОГО И ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЙ ПО ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ДАННЫМ

Пластовое давление — это давление жидкости, газа или смеси их в нефтеносных, газоносных или водоносных пластах-коллекторах, находящихся в условиях естественного залегания.

Давление жидкости или газа в порах пород-неколлекторов, пород-покрышек многие исследователи называют поровым.

По геофизическим данным определяют величину порового давления. Прогнозирование пластового давления основано на том, что в природных условиях оно равно или пропорционально норовому давлению пород, вмещающих коллектор.

Критерием аномальности принято считать величину нормального гидростатического давления р_гс — ожидаемого пластового давления, уравновешенного давлением, создаваемым столбом минерализованной воды высотой от вскрываемого пласта до устья скважины.

Для аномально высокого пластового давления(АВПД) р_авхарактерно неравенство р_ав>р_гс, для аномально низкого пластового давления (АНПД) р_ан — неравенство р_ан<р_гс.

Аналогично определяют аномально высокое или аномально низкое поровое давление — АВПоД или АНПоД.

Иногда в литературе под аномально высоким или сверхвысоким пластовым давлением понимают такое давление, которое более чем па 30% превышает величину условного гидростатического давления — давления, создаваемого столбом пресной воды (плотностью 1 г/см³) высотой от изучаемого пласта до устья скважины. Давление, превышающее условное гидростатическое менее чем на 30%, называют повышенным [7].

 

Рис 16 55 Важнейшие причины образования аномального пластового давления

 

Причины образования аномального давления могут быть разные и зависят от типа природной напорной гидродинамической системы. На рис. 16.55 приведены важнейшие причины образования аномального давления для двух крайних типов гидродинамических систем: водонапорных элизионной и инфильтрационной. В водонапорной системе смешанного типа, часто встречающейся в природе, могут одновременно проявляться признаки этих двух крайних случаев.

При прогнозировании АВПД независимо от типа водонапорной системы в качестве индикатора перового давления используют свойства глинистых пород, которые более однозначно, чем другие породы, зависят от степени уплотнения. На этом построены все методики количественного определения поровых давлений. Это свойство глинистых пород используют также для прогнозирования АНПД, обусловленного техногенными процессами, тектоническими движениями (сбросы) и снижением пьезометрического напора.

При прогнозировании АНПД в зонах распространения многолетнемерзлых пород используют свойство плотных низкосжимаемых пород снижать поровое давление при их охлаждении.

Методы прогнозирования и оценки аномального пластового давления в зависимости от времени получения информации подразделяют на три группы:

1) методы прогнозирования до начала бурения скважин — сюда относятся метод прогнозирования по геолого-геофизическим наблюдениям за процессом уплотнения осадочных пород и методы разведочной геофизики (преимущественно сейсморазведки) [34];

2) методы прогнозирования в процессе бурения — методы, основанные на наблюдениях за механическими параметрами бурового процесса, изменением свойств ПЖ и шлама пород, а также методы геофизических исследований скважин, которые могут проводиться до окончания бурения скважины как промежуточные исследования либо без остановки бурения с использованием автономных геофизических приборов [34]:

3) к методам оценки аномального давления после бурения относится скважинное опробование пластов различного типа приборами на кабеле.

В настоящем разделе обобщается опыт прогнозирования и оценка аномального пластового давления лишь по данным геофизических исследовании скважин и сейсморазведки.

Прогнозирование АВПД>

Для прогнозирования аномального давления по геофизическим данным используют три методики: 1) эквивалентных глубин, 2) кривых нормально уплотненных глин и 3) компрессионной кривой. Все три методики основаны на одной и той же физической предпосылке и различаются между собой лишь аналитической реализацией этой предпосылки.

Физические свойства чистых глинистых пород, используемых в качестве индикатора перового давления, на больших глубинах, для которых характерно возникновение АВПД, определяются главным образом степенью их уплотнения. Глинистые породы, вмещающие залежи нефти, газа или воды с АВПД, менее уплотнены и имеют более высокую пористость в сравнении с аналогичными глинистыми породами, содержащими пластовую воду при нормальном поровом давлении.

Более высокая пористость в зоне АВПД объясняется влиянием повышенного давления поровой жидкости, препятствующей уплотнению пород. Чем выше давление поровой жидкости, тем менее уплотнены глинистые породы. Поскольку пористость и плотность определяют и другие физические параметры, эти свойства глинистых пород положены в основу применения различных геофизических методов выявлений и определения АВПД (рис. 16.57).

 

Рис 16 56 Схематические кривые изменения петрофизических свойств глинистых пород с глубиной в зоне нормального порового давления (НПоД) и аномально высокого порового давления (АВПоД).

1 — песчаники; 2 —глинистые породы; 3— зона АВПоД

 

Для изучения выбирают лишь чистые глинистые породы без заметных примесей песчаного или карбонатного материала. Свойства чистых глинистых пород однозначно зависят от эффективного напряжения (давления) —разности между геостатическим давлением горных пород и давлением поровой жидкости.

Чистые глины по геофизическим данным характеризуются следующим комплексом физических свойств:

наиболее низким для данной глубины залегания электрическим сопротивлением (чаще от 1 до 100м*м);

положительной аномалией СП;

повышенным значением естественной гамма-активности;

расширением диаметра скважины при бурении на РВО;

низкими показаниями НМ и НГМ;

высокими значениями интервального времени распространения продольных волн.

Чистые глины в разрезе выделяют на основании комплексной интерпретации по качественным, хорошо дифференцированным диаграммам, масштаб которых позволяет уверенно определить перечисленные признаки чистых глин.

В разрезах, где чистые глинистые породы отсутствуют, применяют специальные методики учета песчанистости и карбонатности глинистых пород [5].

В полученные значения геофизических параметров вводят поправки за влияние диаметра скважины и толщины пласта и в полулогарифмическом масштабе строят зависимости этих параметров от глубины залегания изучаемых пород.

Между логарифмами физических свойств глинистых пород с нормальным гидростатическим давлением поровой жидкости и глубиной их залегания в зоне нормального гидростатического давления обычно наблюдаются линейные зависимости. Отклонение наблюденной кривой от этой линейной зависимости свидетельствует о наличии аномального порового давления (за исключением влияния таких искажающих факторов, как повышение битуминозности глинистых пород, изменение минерализации поровых вод, наличие тектонических нарушений, размывов и др.).

По величине отклонения судят о величине превышения порового давления над нормальным гидростатическим (рис. 16.57).

В методике эквивалентных глубин [5] при определении порового давления исходят из предположения о том, что если исключить влияние температуры, то чистые глинистые породы, имеющие одинаковые (эквивалентные) значения физических параметров, находятся на глубине под воздействием равных эффективных напряжений:

p^h-p^h_ав=р^h_э-р_гс^h_э

где p^h, p^h_э—среднее нормальное напряжение в глинистых породах на глубине соответственно h и h_э; р^h_ав, p^h_э._гс — соответственно аномальное и нормальное гидростатическое давление в порах глинистых пород на тех же глубинах.

Введя в рассмотрение средневзвешенные значения плотности пород и пластовых вод, уравнение (16.14) можно преобразовать:

p_ав=gδ^h_п.срh-g(δ^h_{э п.ср}-δ^h_{э в.ср})h_э где δ_п.ср, δ^h_{э п.ср} — средневзвешенные по толщине значения плотности пород, слагающих изучаемый разрез до глубин соответственно h и h_э.

Выражение (16.15)—основное уравнение для определения АВПоД по методике эквивалентных глубин. Обычно его использование требует графического определения h_э, что, с одной стороны, является недостатком рассмотренной методики. С другой стороны, здесь отпадает необходимость экстраполяции кривых нормально уплотненных глин в зону АВПоД, а поэтому менее жестки требования к проведению усредняющей кривой.

На рис. 16.58 приведен пример оценки АВПоД по методике эквивалентных глубин.

 

Рис 16 57 Определение АВПоД с помощью методики эквивалентных глубин в скв. 14.5 Анастасиевско-Троицкого месторождения (Азово-Кубанская нефтегазоносная область).

1 — глина; 2 — глина песчанистая; 3 — песчаник; 4 —значения удельного сопротивления глин; 5 — усредненная кривая изменения удельного сопротивления глин; 6 — то же, приведенная к температуре 60 ⁰С (глубина 1550 м); вычисленные значения АВПоД: 7 — по уравнению для кривой нормально уплотненных глин, 8 — по методике эквивалентных глубин; 9 — значение ЛВПД, измеренного глубинным манометром

 

В методике кривых нормально уплотненных глинистых пород [29] основное расчетное уравнение получают путем аналитического развития уравнения (16.15):

где p_ав, р_гс — соответственно аномальное и нормальное поровые давления в глинистых породах на глубине h; Х_а, Х_н — физические свойства глинистых пород соответственно при аномальном и нормальном поровом давлении; Х₁, Х₂ — то же в интервале глубин Dh, в зоне нормально уплотненных глинистых пород; α(Х)—значение температурного коэффициента для физического свойства X; Г — геотермический градиент; (δ_п—δ_в)_ср — разность средневзвешенных значений плотности и пластовой воды в интервале 0—(h + h_э)/2.

В уравнении (16.16) значение r_гс на глубине h определяют путем экстраполяции кривой нормально уплотненных глинистых пород в зону АВПоД. Учет влияния температуры на всем изученном диапазоне глубин производят путем поворота кривой нормально уплотненных пород на угол, определяемый значениями X₁,X_2а(X), Dh и Г. Знак плюс перед дробью α (X)/2,3 употребляется в том случае, когда физическое свойство X уменьшается при увеличении температуры (удельное сопротивление, скорость упругих волн), а знак минус — когда увеличивается (удельная электропроводность, интервальное время, нейтронная гамма-активность). При вычислениях необходимо учитывать смену знака перед логарифмами при Х_н<Х_а и X₂<X, а также α (Dt) =— α (υ) и α (r_п) =— α (υ_п).

С учетом последнего замечания в табл. 16.6 приведена расшифровка уравнения (16.16) для различных геофизических методов, а на рис. 16.59 — экспериментальные зависимости температурного коэффициента α(Х) для разных физических свойств глинистых пород от температуры, которые могут использоваться при расчетах по формуле (16.16)

Tаблица 16 4
Формулы для определения АВПоД в глинистых породах

 

Рис 16 58 Экспериментальные зависимости температурного коэффициента глинистых пород α(Х) от температуры.

а —α(r_п) для разных глинистых минералов; б — сводная кривая α(r_п) (без учета монтмориллонита); в — α(Dt) для разного эффективного напряжения; г — α(I_ng).
1- бентонит; 2 —каолин; 3 — каолин+гидрослюда (джаякойская); 4 — каолин+гидрослюда (бакинская); 5 — монтмориллонит; 6 — (р—р_п)-5—10 МПа. h=350—700 м; 7 — (р-р_п)=40—50 МПа, h=3000—3500 м

 

На рис. 16.60 в качестве примера изображены результаты выделения зоны АВПоД по комплексу ГИС в Терско-Сунженском нефтегазоносном районе. В верхней части разреза на кривых удельного сопротивления видно искажающее влияние пресных вод.

 

Рис 16 59 .Выделение глинистых покрышек с АВПоД по данным электро-метрии и ультразвукового метода в миоценовых породах в скв. 39 Карджин-Змейской площади (Терско-Сунженский нефтегазоносный район).

1 — глина; 2 — глина песчанистая; 3 — песчаник; 4 — зона АВПоД в глинах; 5 — линия нормально уплотненных глин; 6 — измеренное значение геофизического параметра 7 — вычисленное значение АВПоД но данным электрометрии (БЭЗ)

 

Эта методика может быть применена и для прогнозирования пластового давления до бурения скважин по данным сейсморазведки методом ОГТ [34]. Для этого по данным сейсморазведки вычисляют значения интервальных (пластовых) скоростей продольных волн.

На рис. 16.61 изображены результаты обработки сейсмограмм по одному из профилей в Азово-Кубанской нефтегазоносной области. Эти данные сопоставлены с результатами прямого определения продольных скоростей в глубокой скважине, через которую проходит профиль, методом вертикального сейсмического профилирования и с результатами изучения удельного сопротивления в той же скважине. Все эти данные хорошо согласуются между собой, так же как и результаты определения перового давления, рассчитанные по разным кривым с помощью уравнения (16.16).

 

Рис 16 60 Результаты прогнозирования АВПоД по данным сейсморазведки в сопоставлении с результатами промыслово-геофизических исследований в скв. 1 Северской площади (Азово-Кубанская нефтегазоносная область).

Кривые: а —изменения скоростей (1' — средней скорости по данным вертикального сейсмического профилирования ВСП. 2' — скорости ОГТ, 3' — предельных эффективных скоростей, полученных по материалам анализа скоростей), б, в— пластовых скоростей, вычисленных соответственно путем прямого наблюдения по методике ВСП и по кривой предельных эффективных скоростей, полученной по результатам анализа сейсмограмм, г-изменения Удельного электрического сопротивления глин, определенного в скважине по БЭЗ, (д —изменения плотности ПЖ, применяемой при бурении.
Глина: 1 — чистая, 2 — песчанистая; песчаник: 3 — непродуктивный, 4 — продуктивный; 5 — мергель; 6- линии нормально уплотненных глин; 7 —зона АВПоД

 

Методика кривых нормально уплотненных глинистых пород имеет определенные преимущества. Аналитический характер позволяет эффективно использовать ЭВМ для прогнозирования и оценки АВПД. В расчетное уравнение (16.16) входит отношение петрофизических параметров, что снижает требования к точности их определения. Однако, поскольку необходимо экстраполировать зависимость в зону АВПД, ограничением методики является требование линейности кривых нормально уплотненных глинистых пород.

Методика компрессионной кривой может быть использована в разрезе с прерывистыми циклами осадконакопления (перерывы, тектонические нарушения и т.п.).

Описанные ранее методики оценки АВПоД основаны на изучении графических зависимостей физических свойств глинистых пород от глубины их залегания. Эти зависимости закономерны в зоне нормально уплотненных глинистых пород. В зоне АВПоД они нарушаются, что и является качественным и количественным признаками АВПоД.

Новая методика определения АВПоД основана на использовании свойств так называемой компрессионной кривой — закономерности, характеризующей уплотнение глинистых пород в зависимости от эффективного напряжения, т. е. разности между давлением массы вышележащих осадочных пород и давлением поровой жидкости в них р—р_п[36].

Компрессионные кривые более универсальны. Они едины в зонах залегания пород с аномальным и нормальным гидростатическим поровым давлением. Это свойство представляет широкие возможности для аналитического определения параметров компрессионной кривой — использования вычислительной техники. Кроме того, отпадает необходимость в трудоемких графических построениях.

Экспериментальное изучение уплотнения глинистых пород показывает, что при неизменных свойствах насыщающего флюида и неизмененном минеральном составе глин между различными физическими свойствами глин X (пористостью, плотностью, электропроводностью и др.) и эффективным напряжением (давлением) р—р_п имеют место экспоненциальные зависимости. Эти зависимости в полулогарифмическом масштабе становятся прямыми линиями. Расчетное уравнение для определения порового давления в глинистых породах получается из уравнения этой прямой: в котором где Х₁, Х₂— физические свойства глинистых пород в точках с известными геостатическим р₁ и р₂ и поровым р_{п 1} и р_{п 2} давлениями; р, р_ав — геостатическое и поровое давления в точке наблюдения; h, h₁ и h₂ — глубина точки наблюдения и точек с известными давлениями.

Коэффициент К(Х) в уравнении (16.17)—угловой коэффициент компрессионной кривой, построенной в полулогарифмическом масштабе, он характеризует изменение физического свойства X при уплотнении глинистых пород

Коэффициент b(Х)—свободный член в уравнении прямой и характеризует условную величину — логарифм физического свойства глинистых пород на поверхности (при р—р_п = 0).

Числовые решения коэффициентов К(Х] и b(Х), определяющих положение компрессионной кривой в пространстве, принципиально можно найти, если известны координаты только двух точек, лежащих на компрессионной кривой: [X₁, (P₁—Р_п2)] и Х₂, (р₂—р_п2)] Значения физических свойств глинистых пород Х₁ и Х₂ определяют для конкретной толщи глинистых пород по геофизическим данным, значения р₁и р₂ — как геостатическое давление в тех же точках разреза. Значения порового давления р_п1 и р_п2 в зоне нормально уплотненных глинистых пород определяют по формулам гидростатического давления, а з зоне АВПД — путем прямого измерения скважинным манометром в близлежащем коллекторе. Опыт показывает, что для исключения случайных ошибок при определении коэффициентов К(Х) и b(Х) на каждой конкретной площади лучше использовать не две, а несколько точек с известными координатами и обрабатывать результаты статистически.

По материалам геофизических исследований в восьми нефтегазоносных районах Советского Союза было произведено определение глубины зоны АВПоД и поровых давлений в глинистых толщах. Полученные данные проверены прямыми определениями пластового давления в близлежащих коллекторах [34]. Относительное расхождение определений составляет: по данным электрометрии от —7,5 до 4,5%, рассеянного гамма-метода от — 4,5 до 6,6%, ультразвукового метода ±6,5%, НГМ от —12 до 15%.

Прогнозирование АНПД

В бассейнах или комплексах осадочных пород с элизионным водонапорным режимом наиболее распространены следующие причины возникновения АНПД (см. рис. 16.56): резкое понижение средней температуры дневной поверхности часто с образованием зоны многолетнемерзлых пород и снижением гидростатического напора вод и уменьшение пластового давления, связанное с технической деятельностью человека (разработка нефтегазовых месторождений, добыча пресной воды).

В бассейнах с инфильтрационным водоносным режимом АНПД возникает в результате уменьшения пьезометрического напора при появлении новых глубинных стоков пластовых вод, например при образовании тектонических нарушений.

Другие причины возникновения АНПД встречаются реже и носят более локальный характер.

Аномально низкое пластовое давление в районах распространения многолетнемерзлых пород объясняется одновременным воздействием таких природных факторов, как снижение гидростатического уровня пластовых вод за счет формирования толщи многолетнемерзлых пород, тепловое сжатие воды и породообразующих минералов при снижении температуры и деформация пород и пластовой воды под действием массы льда, образовавшейся в результате замерзания поровой воды [35].

Если пренебречь влиянием кинетической энергии вод, то величину пластового давления в породах, слагающих любой осадочный бассейн, можно представить в виде разности р_пл = р_гс—Dр, где р_гс — гидростатическое давление; Dр — уменьшение пластового давления над гидростатическим, возникающее под воздействием тех или иных природных факторов.

В древних тектонически спокойных осадочных бассейнах устанавливается гидродинамическое равновесие между давлением воды в порах сильноуплотненных пород и пластовым давлением в системах пород-коллекторов, заключенных в этих породах. Поэтому изменение давления поровых вод в плотных породах отражает изменение давления пластовых вод в коллекторах.

Гидростатическое давление на глубине h равно: р_гс=gδ^h_в.ср(h—h_т), где h_т — толщина многолетнемерзлых пород; δ^h_в.ср— средневзвешенная плотность пластовых вод в интервале глубин (0—h); g — ускорение свободного падения.

Величину уменьшения давления поровых вод в плотных породах Др получим, если предположим, что поры в этих породах гидродинамически изолированы и вода не может уходить из них при изменении термобарических условий, т. е. относительное изменение объема пор породы равно относительному изменению объема поровых вод в ней [29]. Тогда уравнение для определения пластового давления на глубине в зоне многолетнемерзлых пород р_пл=р_гс—Dр примет вид:

 

где β_п, β,_в и β_тв — коэффициенты сжимаемости соответственно пор, воды и породообразующих минералов; α_в, α_тв — коэффициенты теплового расширения пластовой воды и породообразующих минералов; ν — коэффициент Пуассона; δ^h_в.ср, δ_л — средневзвешенная до глубины h плотность пластовой воды и средняя плотность льда в зоне многолетнемерзлых пород; Г₁, Г₂ и T₀₁, T₀₂ — средние температурные градиенты и средние годовые температуры соответственно до и после похолодания; h_т — толщина зоны многолетнемерзлых пород.

Значениями T₀₁ и Г₁ в уравнении (16.18) необходимо задаться исходя из палеогеографических условий района. В зоне многолетнемерзлых пород с определенным приближением можно принять Т₀₂ = - Г₂h_т, а значение Г ₂— по данным измерений температуры в скважинах.

Уравнение (16.18) показывает, что уменьшение пластового давления ниже гидростатического происходит главным образом в результате теплового сжатия воды в замкнутых порах при понижении температуры пород в разрезе. Поскольку коэффициент теплового расширения воды увеличивается с температурой, одинаковое изменение температуры пород вызывает большее уменьшение давления в порах нижележащих, более нагретых отложений. Это приводит к образованию отрицательного термодинамического градиента перового давления. Второй член уравнения (16.18), определяющий величину этого градиента, становится значимым при условии, когда величина (α_в—α_тв) соизмерима с величиной (β_п +β _в—β_тв), т.е. в плотных слабосжимаемых, главным образом карбонатных породах. В разрезах, сложенных менее уплотненными песчано-глинистыми породами, (α_в—α_тв) << (β_п+β_в—β_тв) и понижение давления очень мало. Возникновение пониженного порового давления и отрицательного градиента при похолодании климата возможно и в условиях, когда многолетнемерзлые породы отсутствуют (h_т=0).

На рис. 16.62 изображены палетки для определения пластового давления, построенные с помощью уравнения (16.18) для условии Непско-Ботуобинской антеклизы. В расчетах среднегодовая температура Т₀₁ и средний геотермический градиент Г₁ до похолодания принят по аналогии с Русской платформой (Т₀₁=4°С; Г₁ = 2°С/100 м). Значение сжимаемости пород и воды определено решением обратной задачи по скважинам с измеренным пластовым давлением.

 

Рис 16 61 Палетка для определения пластового давления в разрезах Непско-Ботуобинской антеклизы.

а — для зоны распространения многолетнемерзлых пород и среднего геотермического градиента Г = 0,8⁰С/100 м (шифр кривых — толщина многолетнемерзлых пород м); б — для зоны, где отсутствуют многолетнемерзлые породы (шифр кривых—геотермический градиент. °С/м).
Кривые: 1 — изменения нормального гидростатического давления, 2 — вычисленные по уравнению (16.18)

 

Испытание этих палеток для прогнозирования АНПД в Непско-Ботуобинской антеклизе в зоне многолетнемерзлых пород, (рис. 16.62, а) и на смежных участках, где многолетнемерзлые породы отсутствуют (рис. 16.62,6), дало положительные результаты. Отклонение от измеренных в скважине значений, как правило, не превышает ±5%.

Исключением явилось пластовое давление в трещинно-кавернозных известняках и доломитах осинского горизонта, залегающих в мощной толще кембрийской каменной соли. В этих отложениях, характеризующихся высокой гидродинамической изолированностью, наблюдается АВПД. Объясняется увеличение давления уменьшением объема пор коллекторов за счет выпадения соли из рассола (засолонение) и проникновения пластичной соли в трещины и каверны под действием геостатического давления вышележащей толщи пород. Аномально низкие давления, обусловленные техногенными факторами и уменьшением пьезометрического напора в системе коллекторов, приводят к более интенсивному уплотнению коллекторов и вмещающих их глинистых пород. По величине переуплотнения глинистых пород судят об уменьшении пластового давления в коллекторе. Для этой цели могут быть использованы методики кривых нормально уплотненных глинистых пород и компрессионной кривой, разработанные для прогнозирования АВПД. Методика эквивалентных глубин не рекомендуется, поскольку ее применение требует экстраполяции кривых изменения физических свойств глинистых пород в зону глубин, не вскрытых бурением.

 

⇐ Предыдущая123456789

Поделиться: