что такое коэффициент аномальности пластового давления

Аномально-высокое давление пласта – АВПД

Аномально-высокое пластовое давление

Аномально-высокое пластовое давление – это давление, действующее флюиды, содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого выше (минимум в 1.3 раза) гидростатического давления, соответствующего данной глубине залегания продуктивного пласта.

Гидростатическое давление

Гидростатическое давление для данной точки пласта – давление, создаваемое столбом пресной воды (плотностью 1×10 3 кг/м3), по высоте равным глубине залегания пласта в данной точке измерения.

Пластовые давления можно охарактеризовать коэффициентом аномальности Кан – отношению замеряемого пластового давления к условному (рассчитываемому теоретически) гидростатическому давлению для данной точки пласта. Исходя из данной формулировки – коэффициент аномальности является безразмерной величиной.

Среди причин, обуславливающих возникновение аномального пластового давления выделяют уплотнение глинистых пород, катагенетическое преобразование пород, процессы осмоса, геотермические и тектонические факторы.

Вскрытие зон АВПД при бурении скважин и может повлечь за собой возникновение аварий и осложнений, ликвидация которых потребует дополнительных затрат. Соответственно, наличие зон аномально-высокого пластового давления приводит к увеличению стоимости бурения скважины. Поэтому, в качестве превентивных мер, перед вскрытием отложений с АВПД вышезалегающие поглощающие отложения перекрывают обсадной колонной.

Зоны АВПД могут прогнозироваться по данным сейсморазведки, данным ГИС и данным, получаемым в процессе бурения.

АНПД

АНПД может быть создано искусственным образом при отборе флюидов из пласта, в том случае, если не происходит восполнения отобранных флюидов.

В качестве признака образования АНПД может служить проседание земной поверхности над разрабатываемой частью месторождения.

С этой статьей также читают:

При проведении гидроразрыва пласта (ГРП) применяются различные по своим физическим свойствам жидкости, материалы и добавки.…

Подготовка к выполнению работ Мини-ГРП Проведение ГРП Технология проведения гидроразрыва пласта включает в себя подготовку…

Проницаемость – фильтрационное-емкостное свойство горной породы, характеризующее ее способность пропускать флюиды (нефть, газ и воду)…

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

Понятия о коэффициенте аномальности пластового давления, индексе давления поглощения и поровом давлении в суспензии

где рв — плотность пресной воды.

Индексом давления поглощения будем называть отношение давления рп на стенки скважины, при котором возникает поглощение промывочной жидкости, к давлению столба воды высотой от рассматриваемого объекта до устья

Величину давления поглощения определяют опытным путем по данным наблюдений в процессе бурения либо с помощью специальных исследований в скважинах. Величина отношения kп/kа может изменяться от одного участка площади к другому и, конечно, с глубиной. В массивных газовых месторождениях величина этого отношения несколько возрастает от купола складки к крыльям. Она изменяется также в процессе разработки месторождения по мере изменения пластового давления.

Условимся под относительной плотностью р0 промывочной жидкости понимать отношение плотности рп последней к плотности пресной воды рв

где Gж и Gт — вес дисперсионной среды и дисперсной фазы соответственно над рассматриваемым сечением столба суспензии; h — высота этого столба; F — площадь поперечного сечения столба суспензии.

Если суспензию оставить в покое, частицы дисперсной фазы будут постепенно выходить из гидравличебки взвешенного состояния: частично — оседать на дно вмещающего сосуда, частично — в составе скелета тиксотропной структуры, если таковая образуется в суспензии, — зависать на стенках этого сосуда. Соответственно будет уменьшаться вес дисперсной фазы, воспринимаемый жидкой средой, а значит, и давление, передаваемое суспензией на стенки вмещающего сосуда. В любой момент времени после оставления суспензии в покое давление на стенки сосуда будет равно

Источник

Термобарические аномалии как отражение формирования залежей углеводородного сырья (на примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна)

Длительный и сложный процесс генерации природных УВ-систем различного фазового состояния, происходящий в нефтегазоматеринских породах на градациях катагенеза ПК3-МК1–3, проявляется в изменении не только химических, но и физических полей, в частности геотемпературного и флюидодинамического.

Длительный и сложный процесс генерации природных УВ-систем различного фазового состояния, происходящий в нефтегазоматеринских породах на градациях катагенеза ПК3-МК1–3, проявляется в изменении не только химических, но и физических полей, в частности геотемпературного и флюидодинамического.

Тепловой режим недр определяется многими факторами: величиной теплового потока, направленного из глубинных частей Земли к поверхности; теплофизическими свойствами горных пород, обусловливающими их теплопроводность и теплоемкость; глубинами залегания и временем консолидации пород фундамента; различными физическими и химическими процессами, происходящими в осадочном чехле на различных стадиях литогенеза с выделением и поглощением энергии; наличием рифтовых систем; вариациями климата в позднечетвертичное время и т.д. (Зорькин Л.М., 1961; Кругликов Н.М., 1963; Конторович А.Э. и др., 1975; Фотиади Э.Э., 1976; Сергиенко С.И., 1977; Горшков В.И., 1980; Ермаков В.И.,1986; Скоробогатов В.А., 1986; Нестеров И.И. и др., 1987; Ставицкий Б.П., 1987; Курчиков А.Р., 1992).

Геотемпературные исследования, проведенные А.Р. Курчиковым (1992) в разрезе и на площади осадочного чехла Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ), показали, что температуры пород, тепловой поток и геотермический градиент в породах мезо-кайнозойского возраста слабо коррелируются между собой [1].

Региональные характеристики геотемпературного поля осложняются локальными аномалиями.

Анализируя особенности изменения теплового потока и точечных замеров температур в зависимости от их приуроченности к грабен-рифтам, он выявил, что вблизи рифтов более чем 50% замеров характеризуются по сравнению с фоновыми отрицательным градиентом температур, а остальные 40–45% — отсутствием температурных изменений.

Только на отдельных участках Уренгойско-Колтогорского и Хадуттейского грабен-рифтов (вблизи Уренгойского вала) в современном геотемпературном поле фиксируются зоны повышенных тепловых потоков. Несколько чаще в пределах таких структур замеренные температуры ниже фоновых.

Это отмечено А.Р. Курчиковым для восточного борта Уренгойско-Колтогорского грабен-рифта, Аганского, Усть-Тымского и Чузикского грабен-рифтов [2].

Более распространено явление, когда наличие рифтов и грабен-рифтов вообще никак не отражается на структуре геотемпературного поля. Большинство из тектонических разломов также не вызывают дифференциации теплового поля.

Максимальные возмущения геотемпературного поля фиксируются 50% аномалий над локальными структурами, а также — на крыльях поднятий или в областях впадин. А.Р. Курчиков (1992) объясняет приуроченность крупных геотемпературных аномалий к локальным структурам движением подземных вод по латерали, отмечая, что раньше исследователями этот фактор совершенно игнорировался. По его мнению, температурные аномалии связаны также с процессами формирования залежей УВ — дополнительным поступлением в ловушки УВ-соединений. И.И. Нестеров и др. (1987) полагают, что возникновение температурных аномалий вблизи залежей нефти и газа обусловлено энергетическими процессами преобразования рассеянного ОВ пород на стадии формирования залежей. А.Р. Курчиков (1992) рассчитал, что процесс преобразования органических соединений приводит к повышению температур в контуре залежи на 10 ° С и более.

Кероген как геологическая форма материи представляет собой физико-химическую систему, сформировавшуюся на стадии диагенеза при взаимодействии молекул рассеянного ОВ и минеральных осадков.

Его макромолекулы, входящие в состав горной породы, образованные при низких температурах в присутствии микроорганизмов, структурно не упорядочены, обладают достаточно высоким запасом свободной энергии, сконцентрированной в структуре электронных оболочек молекул, сохранившихся от бактерий, растений и других биопредшественников, аккумулировавших солнечную энергию в период их биологического цикла развития.

Анализ изменения современных температур и геотермических градиентов в разрезе и на площади мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты показывает, что наибольшие значения современного геотермического градиента зафиксированы в разрезе меловых отложений Красноленинского нефтегазоносного района (4,6 °С) и Фроловской нефтегазоносной области (4,3 °С).

Меньшие значения прироста современных температур на каждые 100 м зафиксированы в Тазовском нефтегазоносном районе (2,7 °С) и еще меньший — в меловых нефтегазоводоносных комплексах Средне-Северо-Ямальского нефтегазоносного района (2,4 °С).

По юрским комплексам максимальный прирост современных температур фиксируется в Шаимском (5,1 °С) и Красноленинском (4,6 «С) нефтегазоносных районах. Затем следуют Ямальский и Средне-Северо-Ямальский нефтегазоносные районы, в которых значения геотермического градиента не превышают 4,0–4,1 °С/100 м. В центральных нефтегазоносных районах значения геотермических градиентов снижаются до 3,9 °С/100 м. (рис. 1).

Анализ данных изменения геотермического градиента для интервалов мезозойского чехла, содержащих скопления нефтяных УВ, показал, что в меловых отложениях значения этого показателя составляют 2,5–3,5 °С/100 м, а в юрских — 3,5–4,0 °С/100 м.

В интервалах осадочного чехла, насыщенных конденсатами, геотермический градиент в меловых нефтегазоводоносных комплексах составляет 4,1–5,5 °С/100 м, а в юрских — 3,6–4,8 °С/100 м.

Самые низкие значения геотермического градиента получены в интервалах, содержащих газовые скопления: в верхней зоне, связанной с протокатагенезом, он равен 1.8 °С/100 м, увеличиваясь до 2.9 °С/100 м в зонах газонакопления, находящихся в интервалах апокатагенеза (Сидоров М.Н., Чистякова Н.Ф., 1996).

Это означает, что породы прогреваются сильнее в ходе генерации и миграции компонентов конденсатных систем, а не газовых и нефтегазовых.

Сопоставление средневзвешенных значений геотермического градиента и степени термической зрелости УВ в одновозрастных отложениях центральных и северных нефтегазоносных районов показывает, что зоны распространения УВ различного фазового состояния с низкой и умеренной степенями термической зрелости характеризуются современным геотермическим градиентом 2,35–3,20 °С/100 м, а зоны распространения нефтей и конденсатов с высокой и аномально высокой степенями термической зрелости — 3,5 °С/100 м и более.

При работе с осредненными температурными показателями, используемыми, как правило, в региональных построениях, мы столкнулись с большими трудностями при построении карт продуктивных горизонтов и отдельных ловушек.

Геотермические карты, построенные по отдельным залежам УВ, показали, что многие продуктивные ловушки юрско-меловых отложений Западно-Сибирского НГБ характеризуются увеличением пластовых температур на крыльях, причем на одном из них это увеличение выражено сильнее, чем на другом, и сориентировано в направлении глинизации пласта при его погружении.

Например, разброс современных температур на Федоровском поднятии небольшой и составляет 65–68 °С. Общее увеличение температур до 68 °С фиксируется в юго-западной части ловушки, где пласт БС10 глинизируется. Северная периклиналь пласта БС10 Федоровского месторождения, которая опускается в соответствии с региональным погружением данного горизонта на север, характеризуется температурами, не превышающими 65 °С (рис. 2).

При общем изменении современных пластовых температур в песчано-алевритовом теле АС101–2 Приобского месторождения от 84 до 98 °С, максимальные температуры 96–98 °С фиксируются в направлении падения данной линзы на западном склоне в зоне развития глинистых пород глубоководноморских фаций.

Вверх по простиранию клиноформного тела АС101–2 вблизи глинистых пород, также накапливавшихся в морских фациях, пластовые температуры не превышают 93 °С.

Анализ изменения современных пластовых температур в пласте БС10, контролирующем залежи нефти месторождений как с единым ВНК (Южно-Балыкское, Усть-Балыкское, Мамонтовское и др.), так и с самостоятельными ВНК (группы сближенных месторождений: Савуйское, Южно-Сургутское, Федоровское и др.), показал, что для каждой продуктивной ловушки характерно устойчивое нарастание температур от сводовой части к ВНК.

Общее увеличение температур до 90 °С наблюдается по направлению к Юганской впадине.

Ю.В. Щепеткиным (1982) были построены графики, показывающие разнонаправленное изменение температур в залежах и контактирующих с ними приконтурных водах.

Он группирует нефтяные, конденсатные и газовые залежи по принципу соотношения температур в нефте- и водонасыщенной (законтурной) частях ловушки, выделяя ловушки с более „ горячей“ и более „ холодной“ водонасыщенными частями, а также ловушки с близким температурным режимом в границах флюидов различного состава.

В первую группу попали сеноманские залежи Русского и Тазовского месторождений.

Повышение температур не только в зоне ВНК, но и за его пределами в водонасыщенной части пласта Ю.В. Щепеткин объясняет влиянием разломов.

Не исключая влияния дизъюнктивных нарушений на формирование локальных тепловых аномалий, можно также предположить, что данное возрастание температур, фиксируемое в законтурной части залежи, связано с продолжающимся ее формированием.

Это хорошо согласуется с распределением температур в зоне Русско-Часельского мегавала [2], где повышенные температуры отмечены на крыльях поднятий и особенно во впадинах между поднятиями.

Во вторую группу залежей, характеризующихся снижением температур водонасыщенной части по сравнению с таковыми зон водо- или газонефтяного контактов, в которых в свою очередь температуры в зоне самого контакта повышены по сравнению с таковыми свода, попадают многие северные залежи верхнемеловых отложений на месторождениях Южно-Русское, Заполярное, Уренгойское, Медвежье, Ямбургское, Вэнгапурское, Комсомольское, Юбилейное.

Ю.В. Щепеткин объясняет это тем, что температурная аномалия УВ-скопления со временем приходит в равновесие с региональным фоном.

Нам представляется, что подобная направленность изменения температур отражает недавнее прекращение поступления новых порций УВ в ловушку с литогенными, более нагретыми водами, движущимися из нефтегазоматеринских пород в коллекторы. Залежи относятся к молодым, завершившим свое формирование на данном этапе (Чистякова Н.Ф., 1999).

В третью группу, характеризующуюся близким температурным режимом нефте- и водонасыщенной частей ловушки, попали верхнеюрские залежи Южно-Алясовского, Похромского и Березовского месторождений, в которых пластовые температуры в присводовой части ловушки и в зоне ГВК практически равны.

На наш взгляд, это отражает прекращение поступления УВ в ловушку и установление флюидодинамического равновесия залежи с омывающими ее водами, что характерно для зрелой залежи.

С зонами повышенных температур, отрисовывающимися на площади и в разрезе юрско-меловых отложений Западно-Сибирского НГБ, совпадают области распространения подземных вод гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса стадии катагенеза.

Возрожденные воды, выделившиеся из кристаллической структуры глинистых минералов нефтегазоматеринских пород, реализующих свой УВ-потенциал на стадии катагенеза, оказываются более прогретыми по сравнению с седиментационными водами, пришедшими в проницаемые песчано-алевритовые породы на стадии диагенеза и равномерно прогревающимися по мере их погружения.

Следовательно, повышенные температуры трассируют движение более прогретых элизионных вод стадии катагенеза, содержащих растворенные в них УВ, перемещающиеся из нефтегазоматеринских пород к ловушкам, и тем самым позволяют определить пространственное положение нефтегазоматеринских пород, отражая продолжающееся в настоящее время формирование залежей УВ.

Проведенные термодинамические расчеты и построения подтверждают, что существенное влияние на формирование геотермических аномалий на площади и в разрезе мезозойских отложений оказывают процессы преобразования рассеянного ОБ пород, выражающиеся в генерации УВ, а также интенсивность этих процессов и стадии формирования залежей УВ-сырья. Чем ближе рассматриваемая зона к нефтегазоматеринской породе, тем выше ее современная температура и тем больше значения геотермического градиента в соответствующих отложениях. Это позволяет нам предположить, что геотермические локальные аномалии являются не причиной, обусловливающей катагенез рассеянного ОВ в нефтегазопродуцирующих породах, а, наоборот, следствием химического преобразования керогена, битумоидов и глинистых минералов этих пород, имеющего геологические масштабы на стадии катагенеза.

Появление подобных температурных аномалий в разрезе молодых НГБ — это отражение как определенного неравновесного состояния, связанного с переходом осадочно-породного бассейна, сформировавшегося на стадии диагенеза, к осадочно-породному бассейну стадии катагенеза, так и меры масштаба генерации УВ и стадий формирования их залежей. В процессе широкомасштабной генерации УВ на стадиях катагенеза ПК3-МК1–3, когда нарушается прежнее равновесное состояние в природной системе, происходят качественные и количественные изменения не только химических, но и генетически связанных с ними физических полей, находившихся в определенном равновесии в геофлюидальной системе мезозойского гидрогеологического бассейна Западно-Сибирской плиты на предшествующей катагенезу стадии диагенеза.

Структура и состав керогена в новых условиях стремятся к новому равновесию, которое достигается в результате его деструкции и образования разнообразных химических компонентов геофлюидальной системы — жидких и твердых углеводородных и неуглеводородных соединений, не существовавших в таких количествах и в таком фазовообособленном состоянии на стадии диагенеза. Одновременно с органическими соединениями, выделяющимися в ходе катагенетического преобразования из рассеянного ОВ горных пород, из кристаллической решетки смешанослойных минералов выделяются возрожденные воды зоны катагенеза, которые также являются новой составной частью водной компоненты геофлюидальной системы на стадии катагенеза.

Таким образом, изменение химических полей в геофлюидальной системе осадочно-породного бассейна на стадии катагенеза вызывает изменение физических полей — температур и давлений. С данных позиций локально распространенные зоны повышенных температур, установленные в настоящее время в разрезе мезозойских отложений Западно-Сибирского НГБ, соответствуют путям (очагам) миграции возрожденных вод и УВ — новых продуктов эволюции осадочных пород, содержащих кероген на этапах катагенеза ПК3-МК1–3.

Каждая отдельная залежь УВ как элементарное геологическое тело характеризуется и другой, не менее важной, физической характеристикой — давлением. Низкая информативность усредненных значений как температур, так и давлений, недостаток данных при решении вопросов, связанных с установлением направления движения флюидов в отдельном нефтегазоносном комплексе или группе ловушек, побудили нас строить карты приведенных пластовых давлений в отдельных залежах УВ, используя качественно выполненные замеры.

В Западно-Сибирском НГБ подобные карты по отдельным комплексам уже строились ранее (Нелюбин В.В., Кругликов Н.М., Яковлев О.Н., 1985). Однако их авторы, анализируя направление движения вод, отталкивались от схемы классического артезианского бассейна, в котором пластовые давления нарастают от периферии бассейна к его центру. Более состоятельной выглядит концепция В.И. Дюнина (1985), который полагает, что напор, создаваемый на периферии бассейна, не распространяется в его глубокие части, и поэтому, если учитывать наличие зон глинизации и выклинивания пластов, карты изменения приведенных пластовых давлений необходимо строить для тех отдельных участков седиментационного бассейна и локальных структур, которые протягиваются до зон больших латеральных гидравлических сопротивлений.

Направление движения пластовых флюидов в разрезе и на площади определялось нами при анализе карт приведенных давлений. На рис. 3 представлена такая карта для пласта БС10 Федоровского месторождения (Сургутский нефтегазоносный район). Приведенные пластовые давления изменяются от 24 до 23 МПа, причем их наибольшие значения отмечены в зонах прогибов, окружающих поднятие, особенно в западной части Федоровского куполовидного поднятия, на удалении от ВНК до 3,5 км. К своду поднятия приведенные пластовые давления уменьшаются и в присводовых частях имеют наименьшее значение. Простирание изолиний приведенных пластовых давлений субмеридиональное. Подобное распределение приведенных пластовых давлений по площади пласта БС10 свидетельствует о том, что в настоящее время продолжается поступление в него подземных вод с юго-западной стороны. В этом направлении пласт БС10 глинизируется.

Повышенный напор создается водами, имеющими пониженную минерализацию, гидрокарбонатно-натриевый тип элизионного происхождения зоны катагенеза и повышенную температуру. Перемещаясь по периметру ловушки, напорные воды создают в ее восточной части также повышенные по сравнению с таковыми в присводовых частях ловушки давления, но с меньшим градиентом напора. Поступление возрожденных вод элизионного генезиса стадии катагенеза, отжимаемых из одновозрастных глинистых нефтегазоматеринских пород, не привело еще к полному вытеснению из ловушки седиментационных вод, о чем свидетельствует зона недовытесненных вод повышенной минерализации хлоркальциевого типа. Гидрогеохимическая обстановка данной залежи относится к II типу. Она характерна для молодой залежи УВ-сырья, когда продолжается заполнение ловушки водно-углеводородными флюидами, образовавшимися в зоне катагенеза. Со стороны нефтегазогенерирующей породы в ловушку поступают возрожденные воды гидрокарбонатно-натриевого типа, характеризующиеся коэффициентом метаморфизма К (Na/Cl) > 1, с растворенными в них УВ. В одном пласте одновременно присутствуют воды хлоркальциевого типа (элизионные — зоны протокатагенеза) и гидрокарбонатно-натриевого типа (элизионные — зоны катагенеза). Часто присутствуют воды хлормагниевого типа. Минерализация полигенных подземных вод в подобных ловушках изменяется в широких пределах — 12–20 г/л (Чистякова Н.Ф., 1999).

Изменение приведенных пластовых давлений в пласте БС11 Холмогорского месторождения также демонстрирует присутствие пьезомаксимума в зоне его погружения и отражает наличие движения подземных вод от крыльев к сводовой части поднятия. Преобладающее направление напора подземных вод — со стороны Юганской впадины. Перепад приведенных пластовых давлений между сводом и крыльями со стороны элизионных вод составляет 1,4–2,4 МПа. Южная и западная части залежи пласта БС11 омываются водами гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса с минерализацией 12–16 г/л, а остальная часть залежи — водами хлоркальциевого типа с минерализацией 16–22 г/л. Гидрохимическая характеристика данной залежи также относится к II типу.

Примером недоформировавшейся залежи, когда в ловушку продолжают поступать новые флюиды, является залежь пласта АС10 Салымского месторождения. Поток вод повышенного напора направлен с востока — со стороны Юганской впадины. Гидрохимический тип подземных вод — III. Для него характерно наличие подземных вод одного генетического типа — гидрокарбонатно-натриевого зоны катагенеза с К (Na/Cl) > 1 и незначительно изменяющейся по пласту минерализацией. Воды хлоркальциевого типа зоны протокатагенеза, пришедшие в ловушку с первыми порциями УВ, уже вытеснены. Продолжение поступления водно-углеводородных флюидов стадии катагенеза фиксируется по устойчивому снижению минерализации подземных вод в направлении от приконтурных к законтурным скважинам (Чистякова Н.Ф., 1999).

Продолжается современный этап формирования залежей УВ-сырья во многих одно- и многокупольных ловушках юрско-меловых отложений центральной, северной и арктической областей Западно-Сибирской плиты, содержащих полигенные воды. Поступление напорных вод фиксируется со стороны ближайших впадин и прогибов.

Построения, выполненные для многокупольной ловушки пласта Ю11а Северо-Хохряковского месторождения, показывают, что залежи, расположенные в пределах северного и южного куполов, завершили свое формирование. Пьезомаксимумы зафиксированы на сводах обоих куполов. Данные залежи УВ омываются водами хлоркальциевого типа, минерализация которых нарастает от приконтурной к законтурной частям ловушки. Гидрохимическая обстановка залежи пласта Ю11а относится к V типу. Она соответствует разрушающейся залежи. Воды, омывающие залежь Ю11а Северо-Хохряковского месторождения, настолько метаморфизовались в гидродинамически застойной зоне, что величина минерализации достигла 18–20 г/л, а их тип сменился с гидрокарбонатно-натриевого на хлоркальциевый. Прекращение поступления возрожденных вод гидрокарбонатно-натриевого типа зоны мезокатагенеза в ловушку отражает и геотемпературная карта, построенная для пласта Ю11а. Максимальные температуры, равные 86 °С, зафиксированы на своде куполов, в то время как на крыльях они не превышают 70–72 С.

Пласт ВК1 Ем-Еговского месторождения, расположенного на Красноленинском своде, характеризуется перепадом приведенных пластовых давлений между крыльями ловушки и сводом от 14,0–15,0 до 18,4 МПа. Коэффициент аномальности пластовых давлений изменяется от 0,89 до 1,11. Значения коэффициента аномальности 1, отражают продолжение латерально-ступенчатой миграции флюидов в ловушку снизу, из зон нефтегазоматеринских пород, находящихся в основании соответствующего нефтегазоводоносного комплекса. В том случае, когда в присводовых скважинах фиксируются пластовые давления, пониженные по сравнению с условными гидростатическими, движение водных и УВ-флюидов в ловушку происходит по принципу нисходящей миграции, при которой водно-углеводородная смесь перераспределяется между нефтегазоматеринской породой, непосредственно перекрывающей песчаные пласты-резервуары, и самой ловушкой.

Анализ карт приведенных пластовых давлений отдельных ловушек, характеризующихся различными геохимическими типами водной компоненты геофлюидальной системы, показал, что в тех ловушках, в которых в настоящее время пьезомаксимум приведенных давлений фиксируется на крыльях вблизи ВНК или в зонах погружения, разделяющих соседние ловушки, зоны пьезомаксимумов совпадают с зонами температурных аномалий и зонами аномалий ионно-солевого состава подземных вод — вод пониженной минерализации гидрокарбонатно-натриевого типа элизионного генезиса зоны мезокатагенеза, с растворенными в них газами, аквабитумоидами, в которых коэффициент газонасыщенности достигает 0,8–0,9, а коэффициент метаморфизма подземных вод К (Na/Cl) > 1.

Подобное распределение приведенных пластовых давлений по площади разновозрастных нефтегазоводоносных комплексов мезозойских отложений Западно-Сибирского НГБ позволяет утверждать, что отдельные ловушки-структуры I, II и III порядков являются областями разгрузки новообразованных на стадии катагенеза водных и УВ-флюидов, движущихся из нефтегазоматеринских пород.

Комплексный анализ гидрогеохимических и термобарических характеристик мезозойских отложений Западно-Сибирского НГБ позволил установить, что каждому этапу взаимодействия химических и физических полей внутри единой геофлюидальной системы на различных стадиях существования седиментационного бассейна отвечают строго определенные особенности, отражающие степень неравновесности системы, т.е. удаления или приближения ее к новому или прежнему равновесному состоянию при переходе из одного состояния в другое. Сказанное требует пересмотра устоявшихся положений о флюидодинамической системе нефтегазоносных бассейнов, формирующихся в недрах артезианских бассейнов на стадии катагенеза.

Источником энергетических напряжений, определяющих переход осадочно-породного бассейна стадии диагенеза в осадочно-породный бассейн стадии катагенеза и интенсивность этого перехода, являются тектонические и катагенетические процессы, происходящие в недрах осадочно-породного бассейна. Процесс катагенетического преобразования горных пород и содержащегося в них рассеянного ОВ имеет огромные масштабы и носит непрерывно-прерывистый характер. Формирование зоны возмущения флюидодинамического поля под воздействием изменения химического и геотемпературного полей также будет непрерывно-прерывистым и направленным. При устойчивом погружении дна осадочно-породного бассейна продвижение поровых флюидов, высвобождающихся из нефтегазоматеринских пород, направлено в сторону участков, где пластовые давления близки к гидростатическим. Мигрирующие водно-углеводородные флюиды формируют зоны химических и физических аномалий. Среди последних на путях миграции отчетливо выражены температурные и барические аномалии. Это означает, что зоны аномально повышенных температур и давлений отражают процесс миграции УВ, движущихся из нефтегазоматеринских пород в ловушки. Это позволяет рассматривать геофлюидальную систему, сформировавшуюся в мезозойском осадочном чехле Западно-Сибирской плиты на стадиях катагенеза ПК3-МК1–3, в качестве саморазвивающейся через взаимообусловленные изменения физических и химических полей.

1. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. — М.: Недра, 1975.
2. Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности. — М.: Недра, 1992.

Рис. 1. ГИСТОГРАММЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕОТЕРМИЧЕСКОГО ГРАДИЕНТА В МЕЛОВЫХ (А) И ЮРСКИХ (Б) ОТЛОЖЕНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НГБ

Рис. 2. ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ КАРТА ПЛАСТА БС10 ФЕДОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 — изотермы, °С; 2 — скважина: числитель — номер, знаменатель — пластовая температура, °С

Рис. 3. КАРТА ПРИВЕДЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ ПЛАСТА БС10 ФЕДОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 — изогипсы кровли пласта БС10, м, 2 — изобары, МПа, 3 — скважина и ее номер

Источник