§ 25. Выявление зон аномально высокого давления и оценка давления

 

§ 25. Выявление зон аномально высокого давления и оценка давления

Горному давлению пород противодействует как давление пластовой жидкости в порах, так и механический сдвиг на контакте зерен. По мере вытеснения жидкости из порового пространства погребенной породы происходят уплотнение породы и снижение ее пористости. Такой процесс происходит при контакте глинистых пород с мощными сообщающимися коллекторами (песчаниками, алевролитами и др.). Давление в коллекторах приближается к гидростатическому, условно называемому нормальным. Оно соответствует давлению столба пресной воды, равному по высоте глубине вскрытия залежи, считая от дневной поверхности.

Если мощная глинистая толща содержит коллекторы ограниченного объема, происходит неполное вытеснение жидкости из глин, что ведет к повышению их пористости и вызывает возникновение аномально высокого давления¹. Создание аномально высоких поровых давлений возможно также и за счет тектонических усилий, которые сопровождаются поднятием и взбросом блоков или прогибом бассейнов, что ведет к изоляции отдельных участков земной коры от нормальных путей миграции. В результате воздействия дополнительных давлений на изолированные блоки происходит повышение давления в жидкости, заполняющей поровое пространство.

В горных породах различают пластовое и поровое давление флюида. Пластовое давление флюида наблюдается в пластах-коллекторах, имеющих внутреннюю гидродинамическую связь по площади и разрезу; поровое давление присуще породам с очень низкой проницаемостью, глинам, которые в естественных условиях практически непроницаемы и не имеют гидродинамической связи по разрезу и площади.

Аномально высоким давлением флюида принято считать такое давление, которое превышает более чем на 20 % нормальное. Основным признаком месторождения с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) является значительное изменение градиента η пластового (порового) давления по разрезу скважины. Градиент давления (в Па/м) выражается отношением порового давления пород к глубине залегания пласта: η = р_п/Н.

В процессе бурения скважин важное значение имеет определение изменения градиента давления с глубиной. Этим достигаются своевременное прогнозирование местоположения зон с АВПД и оценка давления в пласте. Непредвиденное вскрытие залежей с АВПД при бурении вызывает выбросы и открытые фонтаны. Для борьбы с возможными выбросами при вскрытии толщ с АВПД часто проводят бурение на утяжеленном глинистом растворе. Избыточное противодавление на пласт значительно замедляет механическую скорость бурения и чревато поглощениями промывочной жидкости с прихватами инструмента и обсадных труб. Опытными работами установлено, что наиболее рационально проводить бурение в режиме балансированного равновесия, при котором давление столба глинистого раствора превышает давление флюидов в порах не более чем на 2,5—3,5 МПа.

Методики прогнозирования зон АВПД и количественной оценки давления в них базируются на известном положении о том, что под влиянием давления вышележащих пород глины, уплотняясь, отдают связанную воду, и их пористость с глубиной уменьшается по экспоненциальному закону

 

Здесь k_п и k_п0 — пористость глин соответственно на заданной глубине и на поверхности; β — постоянная величина, характеризующая степень уплотнения глин с глубиной, отвечает коэффициенту необратимого уплотнения породы; р_эф — эффективное давление (напряжение), представляющее собой разность между геостатическим давлением р и пластовым (поровым) р_пор [см. (1.56)].

Величина геостатического давления с учетом изменяющейся плотности пород по разрезу определяется как p = ∑ⁿgh_iδ_пi или p = gHδ_{п. ср}, где δ_пi — плотность литологически однородного пласта мощностью h_i, δ_{п. ср} — средневзвешенное значение плотности вышележащих пород до глубины определения геостатического давления Н; g— ускорение свободного падения. Соответственно величина р_пор = gHδ_{в. ср}, где δ_{в. ср} — среднее значение плотности воды по разрезу. Согласно принятым определениям, формула (1.56) приобретает вид

где А = βg(δ_{п. ср}—δ_{в. ср}) ≈const. Из соотношения (VIII.3) следует, что при нормальном уплотнении глин между величиной lnk_п и глубиной их залегания существует практически прямолинейная зависимость.

Наличие в породе аномально высокого порового давления приводит к некоторой разгрузке скелета, следовательно, к снижению эффективного давления р_эф и увеличению пористости породы. В результате зависимость lnk_п = f(H) в зоне АВПД отклоняется от линейной (рис. 89). Это явление легло в основу различных методик прогнозирования местоположения зон с АВПД и количественной оценки давлений в пласте.

Для выявления (прогнозирования) местоположения зон АВПД и определения порового давления используют разные геофизические и геологические способы определения пористости пород на глубине. Основные из них базируются на результатах изучения физических свойств глин по керну, шламу и каротажу: пористости, плотности, удельного сопротивления, интервального времени распространения упругой волны и др. Эти данные получают непосредственно в процессе бурения.

На рис. 89 показано схематическое изображение зоны АВПД на кривых изменения с глубиной физических параметров глин. С увеличением глубины под влиянием возрастающего давления вышележащих пород происходит снижение пористости глин и увеличение их плотности (см. рис. 89, а и б). Отклонение от нормальных линий изменений пористости и плотности глин в сторону увеличения k_{п. а} и понижения δ_{п. а} указывает на наличие в разрезе недоуплотненных пластов и, следовательно, аномально высоких давлений. Определить плотность породы можно как по керну, шламу, так и по диаграмме ГГКП.

Удельное сопротивление и проводимость глин ρ_гл, σ_гл или относительное сопротивление Р тесно связаны с их водонасыщенностью, а следовательно, и с пористостью k_п. Поэтому при нормальных давлениях глины характеризуются прямолинейными зависимостями (lgρ_гл; lgσ_гл; lgP)=f(H) (см. рис. 89, в и г). Отклонение от этих зависимостей в сторону снижения ρ_гл, Р или повышения σ_гл свидетельствует о наличии зоны АВПД. При выявлении зон АВПД по данным изменения удельного сопротивления (проводимости) глин необходимо учитывать такие факторы, как изменение с глубиной температуры окружающей среды, минерализации поровых вод, минералогического состава глин, их дисперсность и другие факторы, влияющие на проводимость породы.

На кривой акустического каротажа по скорости (см. рис.89, д) против зоны АВПД наблюдается увеличение интервального времени распространения упругих волн, вызванное уменьшением плотности с возрастанием пористости пород на этом интервале. Акустический каротаж имеет некоторые преимущества перед электрическим каротажем при прогнозировании местоположения зон АВПД. Эти преимущества связаны со слабым влиянием на показания АК минерализации пластовых вод и ПЖ, диаметра скважины и с более тесной зависимостью величины интервального времени от количества поровой жидкости (пористости) в породе.

При оценке пластового давления в нефтегазовой залежи руководствуются тем, что поровые давления в толще глин и прослоях коллекторов (линзах), залегающих в ней, находятся в равновесном состоянии и на контактах равны. Это же справедливо и для контакта толщи глинистой покрышки и самой залежи. Исходя из этого, по величине порового давления в глинах судят о пластовом давлении контактирующих с ней коллекторов. Для прогнозирования порового давления в нижней части глинистой покрышки, еще не вскрытой скважиной, и пластового давления залежи пользуются графиком зависимости изменения градиента давления η от глубины скважины Н.

Прогнозирование градиента давления для ближайших десятков и нескольких сотен метров достигается путем экстраполяции графика η = f(Н). Глубина прогнозирования ц от забоя скважины и ниже зависит от закономерности изменения связи η = f(Н). При резком изменении градиента давления с глубиной его прогнозирование допускается лишь на глубину несколько десятков метров, при плавном и закономерном — до нескольких сотен метров.

Следует учитывать, что градиенты давлений, полученные для различных месторождений и даже частей одной и той же структуры, могут различаться между собой. При разработке методик количественной оценки давлений руководствуются критерием точности определения давления, который лимитируется допустимой погрешностью ± (2,5÷3) МПа.

В зарубежной и советской литературе описаны различные методики количественной оценки пластовых давлений по результатам изучения физических свойств глин, вскрываемых скважиной. Наиболее широко применяется методика оценки давлений по геофизическим и керновым данным.

Сущность этой методики — определение по геологическим и каротажным исследованиям в процессе бурения основных параметров глин — пористости, плотности, удельного сопротивления, интервального времени распространения упругих волн, интенсивности рассеянного гамма-излучения. Полученные параметры используют для построения градиентов изменения физических свойств глин с глубиной, а также для определения глубины Н_эф (см. рис. 89). Согласно графикам, глины на глубине Н_эф обладают такими же эффективным напряжением и пористостью, как и на искомой глубине Н в зоне АВПД. Поровое давление в зоне АВПД рассчитывается по (1.56) и (VIII.2):

где р_{эф. а} — эффективное давление на глубине Н в зоне АВПД с аномальным поровым давлением, равное по условию эффективному давлению р_{эф. н} на глубине Н_эф с нормальным поровым давлением, в Па; g — ускорение свободного падения в м/с₂; δ_{п. ср} и δ_{п. эф} — средневзвешенные значения плотности пород выше глубин соответственно Н и Н_эф в кг/м₃; δ_{в. ср} — среднее значение плотности воды по разрезу в г/см³.

Для оценки давления по удельному сопротивлению согласно указанной методике выполняют следующие операции. Определяют удельные сопротивления пластов глин, которые пересчитывают для постоянной температуры 20 °С. По величинам р_гл20, полученным для разных глубин, строят графики зависимости р_гл20 = f(Н), которые используют для выделения интервалов с нормальным значением рГлго с глубиной или отклоняющихся от норм, соответствующих зоне АВПД.

При таком подходе к изучению зависимости р_гл20 = f(Н) допускают, что минерализация поровых вод не изменяется с глубиной. Если минерализация поровых вод поддается определению (закономерно изменяется с глубиной), вместо р_гл20 находят относительное сопротивление Р и строят график р_гл20 = f (Н), который используют для тех же целей.

Для оценки средневзвешенной плотности δ_{п. ср} пород на различных глубинах изучают зависимость δ_п = f(H). Значения δ_{п. ср} можно определить по керну, шламу и диаграммам ГГКП с последующей статистической обработкой полученных данных. При достаточном числе определений зависимости δ_{п. ср} = f(Н) строят для каждой скважины. Если этих данных по одной скважине не хватает, используют усредненные зависимости δ_{п. ср} = f(Н), полученные для глин разных скважин или района в целом.

При оценке давления в зоне АВПД по данным акустического каротажа строят график зависимости интервального времени распространения упругой волны от глубины для Δt=f(H). С помощью этого графика устанавливают зоны нормальных и аномальных давлений и определяют местоположение эффективной глубины Н_эф (см. рис. 89). Дальнейший расчет порового давления в зоне АВПД проводят по формуле (VIII.4).

На рис. 90 показан пример выделения зоны АВПД и определения пластового давления по разрезу. Согласно графикам 1—3, характеризующим зависимости р_гл=f(Н) и Δt=f(Н), в интервале 500—1700 м физические свойства глин изменяются закономерно. Ниже, на глубине 1700—3400 м, эта закономерность нарушается, происходят снижение удельного сопротивления глин и увеличение интервального времени Δt, что свидетельствует о возрастании пористости глин и наличии в этом интервале глинистой толщи с аномально высоким поровым давлением. Кривые 5 и 6 изменения порового давления, рассчитанные соответственно по интервальному времени Δt и удельному сопротивлению р_гл го, хорошо согласуются между собой и с кривой 7, характеризующей противодавление глинистого раствора на забое скважины, вычисленное с учетом кривой 4.

 

¹ Под аномальным поровым давлением понимают разницу между фактической величиной порового давления и его расчетным гидростатическим значением.