Природа аномально-высоких пластовых давлений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Геологический факультет

Курсовая работа

по геологии и геохимии нефти и газа

Тема 11.

Природа аномально-высоких пластовых давлений (АВПД)

Выполнил:

Руководитель:

Примина С.П.

2010 г.

Оглавление

• Аннотация 3
• Словарь терминов и определений 5
• Введение 6
• 1 Горное, гидростатическое, пластовое и приведенное пластовое давление 7
• 2 Градиенты температуры и давления в осадочно-породных бассейнах 12
• 2.1 Градиенты давления 12
• 2.2 Градиенты температуры 15
• 3 Механизм возникновения АВПД при уплотнении глинистых осадков; иные взгляды на природу АВПД 18
• 3.1 Уплотнение глинистых осадков 19
• 3.1.1 Сущность гипотезы уплотнения 19
• 3.1.2 Уязвимость гипотезы уплотнения 20
• 3.2 Вертикально-миграционная газогеодинамическая гипотеза 21
• 3.3 Влияние тектогенеза на образование АВПД 24
• 3.4 Влияние температуры на образование АВПД 26
• 3.5 Влияние осмотических явлений на образование АВПД 27
• 3.6 Другие факторы, влияющие на образование АВПД 29
• 3.7 Полигенность природы АВПД 34
• Заключение 37
• Список литературы 38
• Аннотация
• В предлагаемой работе рассмотрены вопросы, связанные с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД). Приведены понятия горного, гидростатического, пластового давлений. Рассмотрены вопросы изменения температуры и давления в зонах нефтяных и газовых скоплений. Особое внимание уделено механизму возникновения АВПД.
• Библиография - 9 наименований, рисунков - 11.
• Список сокращений:
• АВПД - аномально-высокое пластовое давление;
• АНПД - аномально-низкое пластовое давление;
• ВНК - водо-нефтяной контакт;
• ГВК - газо-водяной контакт;
• ГНК - газо-нефтяной контакт;
• УВ - углеводороды
• Словарь терминов и определений

Адсорбция - поглощение веществ из растворов или газов на поверхности твердого тела или жидкости.	Политехнический словарь. 1976. (стр. 18)
Альтитуда - абсолютная высота в метрах какой-либо точки земной поверхности, устья скважины, поверхности роторного стола, пола буровой вышки, устья шахты.	Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник. 1983. (стр. 36)
Диагенез - преобразование осадка в осадочную горную породу в процессе уплотнения и физико-химического уравновешивания среды.	Словарь по геологии нефти и газа. 1988. (стр. 162)
Катагенез - процессы изменения отдельных составных частей осадочной горной породы (минералов, РОВ, пустотного пространства, флюидов) при ее эпигенезе в результате увеличения глубины погружения и пластовой температуры, происходящие без привноса вещества из внешних источников.	Словарь по геологии нефти и газа. 1988. (стр. 240)
Линза - линзообразное тело внутри свиты или подсвиты, отличающееся по вещественному составу от вмещающих отложений.	Словарь по геологии нефти и газа. 1988. (стр. 298)
Осмос - диффузия вещества через полупроницаемую перегородку, разделяющую чистый растворитель и раствор или два раствора различной концентрации и проницаемую только для растворителя.	Политехнический словарь. 1976. (стр. 334)
Покрышка - перекрывающие нефтяные и газовые залежи плохопроницаемые породы.	Геология нефти и газа. Под ред. Бакирова Э.А. 1990. (стр. 62)
Седиментогенез - начальная стадия литогенеза; образование осадка, включающее мобилизацию веществ в областях сноса в результате химического и механического выветривания материнских пород, их перемещение в водной или воздушной средах и окончательное осаждение терригенных, хемогенных и органогенных компонентов, после чего начинается диагенез осадка.	Словарь по геологии нефти и газа. 1988. (стр. 519)
Тектогенез - совокупность тектонических движений и процессов, под воздействием которых формируются тектонические структуры земной коры.	Геологический словарь в 2-х томах. 1978.

• ВВЕДЕНИЕ
• Природе АВПД посвящено большое число различных публикаций. Проблема создания общей теории формирования избыточных напоров по сравнению с гидростатическими в подземной гидросфере была и остается дискуссионной до настоящего времени.
• Существует множество объяснений возникновения повышенного давления в поровом пространстве, заполненном подземными флюидами: например, локальный прогрев некоторого объема подземной гидросферы, образование газовых залежей и т. п. Однако каждое объяснение характеризует лишь частные проявления аномалий и не может претендовать на обоснование факта существовании феномена на достаточно обширных территориях Западной Сибири, Северного Предкавказья, Волго-Уральского региона, Туркмении, Азербайджана и др. [4]
• Многие факторы могут привести к возникновению аномальных пластовых давлений, т. е. давлений, которые отличаются от гидростатических. В некоторых районах такие давления образуются вследствие одновременного воздействия ряда факторов. Чтобы судить о возможных причинах генезиса этих давлений, необходимо понять важную роль петрофизических и геохимических параметров и их связь со стратиграфической, структурной и тектонической историей геологического развития изучаемой площади или бассейна. Поскольку условия образования аномальных давлений могут быть вызваны различными факторами, следует с осторожностью подходить к выяснению их генезиса в новом районе. Нельзя механически переносить выявленные причины возникновения аномальных пластовых давлений в хорошо изученном районе на аналогичные условия в близлежащем районе, похожем по своему геологическому строению, который еще недостаточно изучен бурением. [2]
• 1. ГОРНОЕ, ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ, ПЛАСТОВОЕ ПРИВЕДЕННОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
• Горное давление - это давление на пласт, являющееся следствием суммарного влияния геостатического и геотектонического давлений (напряжений). [1]
• Геостатическое давление - это давление, оказываемое на пласт весом вышележащей толщи горных пород, величина которого зависит от мощности и плотности пород. [1]
• Геотектоническое давление - это давление (напряжение), возникающее в пластах в результате непрерывно-прерывистых тектонических процессов. [1]
• Гидростатическое давление - характерное для инфильтрационных водонапорных систем давление в пласте-коллекторе, создаваемое в результате гидростатической нагрузки пластовых вод, перемещающихся в сторону регионального погружения пласта и возрастающее пропорционально глубине. [1]
• Гидростатическое давление зависит от плотности и высоты столба флюидов. Форма и размеры столба флюидов не влияют на величину давления. Гидростатическое давление, если его выразить математически, равно произведению средней плотности флюида на высоту столба этого флюида
• ,
• где - гидростатическое давление;
• - средняя плотность флюида;
• - ускорение силы тяжести;
• - высота столба флюида.
• Пластовое давление - давление, под которым в продуктивном пласте-коллекторе находятся нефть, газ, вода. [1]
• В большинстве нефтяных месторождений пластовое давление находится в прямой зависимости от глубины залегания пластов и ориентировочно его можно подсчитать, разделив глубину залегания пласта в метрах на 100, получив, таким образом, величину давления в МПа. В таких случаях пластовое давление равно или близко к гидростатическому.
• Но не всегда пластовое давление равно или близко к гидростатическому. На некоторых месторождениях пластовые давления могут отличаться от гидростатического, иногда значительно. В таких случаях говорят об аномально-высоких пластовых давлениях (АВПД), если давление выше гидростатического, или аномально-низких пластовых давлениях (АНПД) при давлениях ниже гидростатического.
• Если пластовое давление незначительно отличается от гидростатического, то термины АВПД или АНПД обычно не применяют, а говорят о повышенных или пониженных пластовых давлениях. Для устранения неопределённости в различии понятий и уточнения терминологий Александров Б.Л. [5] считает целесообразным использовать следующую классификацию пластовых давлений по коэффициенту их аномальности К_А:
• К_А < 0,8 -- аномально-низкое пластовое давление,
• К_А = 0,8ч1,0 -- пониженное пластовое давление,
• К_А = 1,0ч1,05 -- нормальное пластовое давление,
• К_А = 1,05ч1,3 -- повышенное пластовое давление,
• К_А = 1,3ч2,0 -- высокое пластовое давление,
• К_А = > 2,0 -- сверхвысокое пластовое давление.
• Высокое и сверхвысокое давления объединяются общим термином «аномально-высокое пластовое давление» (АВПД).
• В процессе разработки залежи необходимо контролировать изменение пластового давления, по которому судят об энергетических ресурсах пластов.
• До начала разработки залежи обычно давление в пласте на одной гипсометрической высоте одинаковое. Есть и исключения: на некоторых месторождениях наблюдаются значительные отклонения от этого правила, что обусловливается различным напором краевых вод на разных крыльях структуры, наличием тектонических трещин и т. п.
• На следующем рисунке можно видеть, что пластовые давления в скважинах 1 и 2 будут отличаться в связи с разностью гипсометрических отметок кровли пласта. аномальный высокий пластовый давление
• Для газовой залежи аномально высокое давление в кровле при значительной ее высоте обусловлено тем, что давление во всей залежи определяется в основном величиной пластового давления на уровне газоводяного контакта. То есть замеренное давление в скв. 2 и 3 будет приблизительно равным.
• Характер распределения пластового давления по пласту лучше всего исследовать по картам давлений, или изобар. Карты изобар, построенные по данным замеров пластовых давлений в скважине на уровне пласта или по данным о давлениях, пересчитанных на уровень пласта, называются картами истинных изобар.

Рис. 1. Схема распределения пластового давления

Высота: z -- газовой шапки; Н -- нефтяной части залежи

Если извлечение флюидов ещё не началось, то в пласте, как правило, существует равновесная система. Но на карте истинных изобар между точками 1 и 2 будет значительная разница. Эти карты наряду с изменением давления в пласте при разработке залежей отражают и разницу в пластовых давлениях, зависящую от гипсометрических отметок пласта и плотности насыщающих их флюидов. Но движения флюидов между точками 1 и 2 не происходит, несмотря на перепад давлений.

В связи с этим использование таких карт в значительной степени затрудняет контроль за пластовым давлением при разработке. Поэтому на практике принято строить карты изобар по давлениям, пересчитанным на плоскость ВНК. Такие карты получили название карт приведенных изобар, а давления -- приведёнными пластовыми давлениями. На такой карте давления в скв. 1 и 2 будут одинаковыми, т. е. приведены к одной плоскости. В процессы извлечения флюидов давления будут изменяться, появится перепад, который и будет характеризовать движение флюидов.

Приведённое пластовое давление в свою очередь можно разделить на пластовое давление, приведённое по глубине, о чем было сказано выше, и пластовое давление, приведенное по времени.

Пластовое давление, приведенное по глубине - пластовое давление, замеренное и пересчитанное на единую условно принятую горизонтальную плоскость, обычно соответствующую средней абсолютной отметке ВНК или ГВК. [1]

Расчет приведенного к плоскости ВНК давления р_прив по известному значению истинного давления производится по формуле

,

где Р_ист -- истинное пластовое давление на глубине замера Н_зам; Н_абс -- абсолютная глубина плоскости приведения давлений; А -- альтитуда стола ротора скважины; Дl -- удлинение скважины на глубине плоскости приведения; с_ж -- плотность жидкости.

Если водонефтяной контакт негоризонтальный, то для расчетов принимается горизонтальная плоскость, проходящая через отметку среднего значения ВНК.

Для газовых залежей карта истинных изобар и приведенных к плоскости ГВК практически будет совпадать, так как давление в различных частях газовой залежи, расположенных на разных гипсометрических уровнях, изменяется незначительно.

Пластовое давление, приведенное по времени - пластовое давление, замеренное в скважинах на различные относительно близкие даты и пересчитанное на дату построения карты изобар с учетом тенденции в его изменении во времени. [1]

Необходимость приведения давления к одному времени вызвана тем, что в процессе построения карт изобар используются замеры, произведённые в разное время. А для качественного анализа процесса разработки необходимо знать давления на конкретную дату для всей залежи одновременно. Замерить пластовые давления во всех скважинах одновременно практически невозможно. Поэтому в замеры, произведенные задолго до построения карт изобар, вносят поправку, используя экстраполяцию для каждой скважины или общую тенденцию изменения давления на отдельных участках пласта.

2. ГРАДИЕНТЫ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ В ОСАДОЧНО-ПОРОДНЫХ БАССЕЙНАХ

2.1 Градиенты давления

Понятия «нормальное пластовое давление» и «аномально высокое пластовое давление» (АВПД) сложились на предыдущих этапах истории нефтегазоразработки в результате изучения сравнительно неглубоких залежей.

Сложилось представление, что нормальное пластовое давление, присущее подавляющему большинству этих сравнительно неглубоких залежей, эквивалентно гидростатическому напору пластовых минерализованных вод от поверхности месторождения до глубины залежи. Другими словами, нормальное пластовое давление залежи как бы уравновешивается столбом минерализованных вод, имеющим высоту, равную глубине залежи. В скважине, вскрывшей залежь, верхушка такого столба должна установиться у устья на уровне дневной поверхности.

В соответствии со средней минерализацией пластовых вод в недрах месторождений до глубин 2--2,5 км, средняя плотность водяного столба принимается равной 1,05 г/см³. Отсюда, средний градиент нормального пластового давления определяется величиной около 0,0105 МПа/м.

Этот градиент, обоснованный для залежей сравнительно небольших глубин, условно экстраполируется и на большие глубины, хотя минерализация и плотность вод глубоких горизонтов существенно возрастают по сравнению с неглубокими. Такая условная экстраполяция допустима в целях принятия для всех глубин разбуренных нефтегазоносных недр единого критерия нормального пластового давления. При этом, однако, следует иметь в виду, что природа пластовой энергии на больших глубинах связана с весьма большой закрытостью недр, с влияниями эндогенных сил Земли и совсем не отвечает представлению о гидростатическом напоре вод с поверхности, которое сложилось при изучении гидрогеологически раскрытого верхнего этажа нефтегазоносных областей до глубин 2--2,5 км от поверхности.

При АВПД принимают такое давление, которое уравновешивается столбом бурового раствора плотностью 1,30 г/см³ (градиент 0,0130 МПа/м) и более.

Нижний предел АВПД на 30% больше условного гидростатического давления (за условно гидростатическое давление принято давление пресной, а не минерализованной воды), а верхний предел нередко более чем в 2,3 раза превышает условное гидростатическое давление, т. е. превышает даже так называемое среднее геостатическое давление, создаваемое в недрах весом осадочных толщ, плотность которых в среднем принимается 2,30 г/см³ (соответственно этому средний градиент геостатического давления 0,0230 МПа/м).

Аномальность пластового давления показывает, во сколько раз замеренное пластовое давление больше, чем условное гидростатическое давление, например в 1,2 раза, 1,6 раза и т. д. Убывание или нарастание аномальности с глубиной отражает поведение градиентов АВПД.

В ряде случаев термины «увеличение аномальности» или «уменьшение аномальности» выразительнее подчеркивают изменение пластового давления относительно нормы, нежели указания на возрастание или убывание градиентов.

Существует также понятие о «поинтервальном градиенте сверхвысокого пластового давления», отличающемся от обычного среднего градиента АВПД (рис. 2).



Рис. 2. Средний градиент (слева) и поинтервальные градиенты (0,11, 0,40, 0,15 ат/м) сверхвысокого пластового давления.

Если средний градиент АВПД означает отношение величины пластового давления к глубине пласта, считая от устья скважины (по существу, здесь подразумевается градиент давления столба бурового раствора, уравновешивающее данное пластовое давление), то поинтервальный градиент АВПД выражает отношение прироста пластового давления на каком-либо отрезке глубины скважины к длине этого отрезка.

Этот градиент необходим для изучения пространственной неравномерности изменения пластовых давлений в проходимых скважиной толщах, что чрезвычайно важно, поскольку пространственная неравномерность АВIIД обуславливает возникновение больших перепадов давлений между скважиной и пластами, а также влияет на характер природной миграция флюидов, их попутных физико-химических превращений, их реакций с породами и т. д.

Отрезки ствола скважины, выбираемые для оценки поинтервальных градиентов АВПД, определяются, прежде всего, возможностями привязки этих градиентов к геологическим элементам (проводящим разломам, экранирующим перекрытиям, слабо проницаемым комплексам и т. п.), а также качеством и количеством замеров пластового давления в интересующих интервалах.

Таким образом, поинтервальный градиент АВПД сходен с установившимся в геологии понятием геотермического градиента, который служит для выявления неравномерности глубинных тепловых потоков по их температурным проявлениям.

2.1 Градиенты температуры

Геотермический градиент -- прирост температуры горных пород в °С на каждые 100 метров углубления от зоны постоянных температур, находящейся вблизи поверхности Земли. В различных участках и на разных глубинах геотермический градиент непостоянен и определяется составом пород, их физическим состоянием и теплопроводностью, плотностью теплового потока, близостью к интрузиям и другими факторами. Обычно геотермический градиент колеблется от 0,5 до 20°С и в среднем составляет 3°С. [7]

Широкий диапазон геотермических градиентов (т. е. изменения температуры с глубиной) на различных площадях континентальных регионов делает выбор универсального «нормального» градиента нецелесообразным.

Исследования распределения теплового поля Земли в перспективных в нефтегазоносном отношении участках суши показали, что нефтяные месторождения обычно приурочены к низкотемпературным зонам, а газовые -- к более высокотемпературным зонам.

Следующие графики показывают зависимость распределения нефти и газа от глубины и температуры.

Эти графики достаточно хорошо согласуются с данными о добыче нефти и газа в нескольких бассейнах мира.

Рис. 3. Графики фазового состояния углеводородов как функции глубины и геотермического градиента

1 -- нефть и газ; 2 -- легкая нефть и газ; 3 -- преимущественно газ; 4 -- зона исчезновения нефтяной фазы; 5 -- только газ. Шифр кривых -- температура в °С

При применении таких графиков в районах с известными или предполагаемыми аномально-высокими пластовыми давлениями следует соблюдать определенную осторожность, так как опыт показал, что для них иногда характерны более резкие по сравнению с нормальными температурные градиенты

На следующем рисунке показан такой случай на примере глубокой скважины месторождения Мидконтинент.



Рис. 4. Изменение геотермического градиента в глубокой скважине Мидконтинента (США).

1 -- 1,4 °С /100 м; 2 -- 4,7 °С /100 м; 3 -- 1,8°С /100 м

Глубина залегания углеводородов в бассейне и его термическая история тесно взаимосвязаны. Бассейны некоторых типов, приуроченные к зонам существенно высоких тепловых потоков, располагаются вдоль континентальных плит и зон, где, возможно, зарождаются процессы, вызывающие расширение морского дна и вдоль которых наблюдается восходящий поток материала основного состава. Эти бассейны, как правило, дают больше углеводородов на единицу объема осадков, чем бассейны в районах с низким тепловым потоком, при условии наличия всех необходимых геологических условий для аккумуляции углеводородов.

3. МЕХАНИЗМ ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВПД ПРИ УПЛОТНЕНИИ ГЛИНИСТЫХ ОСАДКОВ; ИНЫЕ ВЗГЛЯДЫ НА ПРИРОДУ АВПД

Аномально-высокие давления поровых флюидов встречены повсюду в мире в отложениях, имеющих возраст от кайнозойского (плейстоценового) до палеозойского (кембрийского). Геологические условия нормального гидростатического давления могут быть представлены как гидравлически «открытая» система, т. е. проницаемые отложения с сообщающимися флюидами позволяют гидростатическим условиям установиться и (или) восстановиться. В противоположность этому системы с аномально-высокими пластовыми давлениями, по существу, или, по крайней мере, сильно его ограничивающими. В таком случае давление, обусловленное весом вышележащих слоев, частично поддерживается пластовыми флюидами в поровом пространстве.

Природа АВПД, механизм его образования - один из вопросов нефтегазовой геологии, по которому имеются различные гипотезы. Многие исследователи признают полигенность АВПД, т. е. возможность его генерации разными путями в зависимости от конкретных геологических условий.

Основныепричины образования АВПД: уплотнение глинистых пород и связанное с ним выделение флюидов, катагенетическое преобразование пород и органического вещества, явление осмоса, вторжение высоконапорных флюидов из глубоких недр, процессы тектогенеза, геотермического расширения и другие отражают многообразие геологических условий земной коры, различие конкретных геологических условий тех или иных регионов.

3.1 Уплотнение глинистых осадков

3.1.1 Сущность гипотезы уплотнения

Уплотнительная гипотеза - самая распространенная модель образования АВПД. Сущность ее заключается в следующем.

В процессе осадконакопления, когда одни глинистые слои перекрываются другими, отток воды из глин при большой мощности осадконакопления резко замедляется, поровая вода, задерживаясь в глинистых породах, сохраняет их высокую пористость (до 50%) и влажность даже на очень больших глубинах.

С увеличением мощности осадка пористость и влажность уменьшаются до тех пор, пока влагоемкость и проницаемость вышележащей толщи остаются достаточно высокими, способными обеспечить отток отжимающейся из уплотняющегося осадка воды. Эмиграция поровой воды из глин затрудняется тем, что вода в порах может быть неньютоновской жидкостью, не подчиняющейся закону Дарси.

Добавляющиеся сверху осадки приводят к уменьшению пористости, ухудшению возможности оттока для отжимающейся жидкости; она задерживается в порах и воспринимает не себя часть геостатической нагрузки, замедляя процесс уплотнения. Возникает высокое поровое давление.

Выжатый из глинистых пород флюид движется в направлении пониженного потенциала через проницаемые зоны, оказывающие наименьшее сопротивление его движению.

Пластовое давление, возникшее в процессе уплотнения глинистых пород, передается флюиду и создает градиент гидравлического потенциала, который приводит к увеличению потока флюида в сторону проницаемого участка, т. е. в коллектор.

Равновесие восстановится, когда уравновесятся силы, выжимающие флюид и силы, препятствующие этому (сопротивление различных пропластков с низкой проницаемостью, молекулярные силы, удерживающие пленки флюидов на поверхности минералов, капиллярные силы и др.).

Период восстановления гидростатического равновесия может растянуться на длительное время, в течение которого изолированный резервуар будет обладать АВПД.

Величина избыточных давлений в коллекторах зависит от литолого-петрографических характеристик, физических свойств этих коллекторов, от удельного объема флюидов, поступивших в коллектор из глин.

Поскольку возникшее в коллекторе избыточное давление может легко перераспределяться по проницаемому пласту, возможность его сохранения и длительного существования зависит от многих параметров коллектора, таких как его мощность, проницаемость, пористость, выдержанность, наличие гидравлической взаимосвязи с другими горизонтами и др.

В замкнутых, изолированных от областей разгрузки литологически невыдержанных пластах (особенно в линзах), возникшее АВПД, по мнению сторонников данной гипотезы, сохраняется длительное геологическое время.

3.1.2 Уязвимость гипотезы уплотнения

Несмотря на то, что гипотеза уплотнения имеет огромное число сторонников, внешне проста и привлекательна, она имеет достаточно много уязвимых мест:

а) необходимость допущения большой скорости осадконакопления, большой мощности глин в разрезе при отсутствии проницаемых пропластков в их толще, что в реальной обстановке обычно противоречит действительности;

б) принятие сторонниками гипотезы разреза таким, каков он есть в настоящий момент, в те время, как процесс возникновения АВПД в осадке, да и сам осадок рассматривается ими во времени;

в) АВПД, возникшие в условиях понижения проницаемости среды, должны существовать до тех пор и вследствие того, что они надежно изолированы от пластов с более низким давлением. Однако известны факты существования АВПД в отложениях, не имеющих никакой изоляции (например, трещиноватые и рассланцованные аргиллиты баженовской свиты Салымского месторождения);

г) использование закона Дарси при всех расчетах движения флюида в порах некорректно, хотя бы уже потому, что поровый флюид не является ньютоновской жидкостью;

д) уплотнительный механизм абсолютно не учитывает диагенетических преобразований осадка, которые не могут не произойти, поскольку время уплотнения может продолжаться длительное время, иногда на протяжении целой эры;

е) создаваемое под действием только вертикальной нагрузки пластовое давление не должно превышать значение этой нагрузки, хотя иногда пластовые давления превышают геостатические;

ж) трудно объяснимое наличие в некоторых районах пластов глин с АВПД, находящихся под залежами с нормальным пластовым давлением;

з) рассчитанное время существования АВПД во многих случаях оказывается меньше времени, необходимого для его возникновения по уплотнительному механизму;

и) факты существования АВПД в блоках фундамента.

3.2 Вертикально-миграционная газогеодинамическая гипотеза

Сущность гипотезы состоит в следующем: эндогенной газодинамической «рвущейся вверх» системе, порождающей сверхвысокие давления, противодействует экзогенная водно-гравитационная «давящая вниз» система, которая производит нормальные фоновые давления. Этим противодействием в конечном счете и определяется распределение в недрах нормальных давлений и АВПД.

Для накопления в пласте упругих избыточных запасов необходимо сочетание двух факторов: интенсивной вертикальной миграции по разломам сжатых под большим давлением мантийных флюидов и наличия изолирующей толщи - покрышки, способной эффективно сдерживать сверхвысокую упругую энергию этих флюидов.

Миграция флюидов и перенасыщение ими различных пластов в осадочном чехле происходит вследствие вспышек интенсивных газогеодинамических процессов («пульсаций») в недрах земной коры. Этот «иньекционный» механизм формирования АВПД действует на прогрессивной (активной) стадии газогеодинамического цикла. На этой стадии горячие парогазовые смеси, жидкие углеводороды, газы, ювенильные щелочные маломинерализованные воды и другие флюиды вторгаются снизу в структуры осадочного чехла, создавая в них АВПД. При этом в экранирующих толщах возникают «ореолы вторжения» с АВПД флюидов.

На регрессивной стадии цикла, когда приток флюидов затухает или прекращается, первостепенная роль отводится «гравитационно-стрессовому» механизму АВПД, когда под действием тангенциальных сжимающих и гравитационных сил внедрившиеся объемы флюида обжимаются и накапливают упругую энергию. С различными формами неотектогенеза связаны перемещения жидких, газообразных и пластичных масс: грязевулканические извержения, солевой, глиняный, угольный диапиризм и т. д. Помимо всех этих механизмов, описываемая концепция учитывает и важную роль термического воздействия, а также некоторых физико-химических и гидравлических эффектов.

Преимущество изложенной гипотезы перед другими заключается в том, что она довольно убедительно объясняет некоторые факты, труднообъяснимые с позиций других гипотез:

а) наличие зон АВПД, вскрытых в выступах кристаллического фундамента и в базальных горизонтах осадочного чехла;

б) невозможность длительного сохранения АВПД даже в надежно изолированных залежах, приуроченных к линзам, что подтверждается расчетами многих авторов, выполненных по разным методикам;

в) существование АВПД на малых глубинах, в приповерхностных частях месторождений;

г) обнаружение АВПД, превышающих геостатическое;

д) приуроченность АВПД к разломам с недавней или современной вертикальной миграцией сквозь осадочный чехол, к зонам с геотермическими, гидрохимическими и другими аномалиями;

е) наличие АВПД в разрезах тех структур, где нет условий его возникновения в результате действия других механизмов (например, нет мощной глинистой толщи);

ж) приуроченность зон АВПД в нижних частях разреза к отдельным локальным участкам структур, к отдельным блокам в фундаменте, а не широкое региональное распространение;

з) геологически мгновенные формирования скоплений газа в АВПД в зонах грязевого вулканизма.

Доводы против этой гипотезы:

а) отсутствие «прогазованности» всего разреза;

б) неравномерность в распределении по площади и по разрезу зон АВПД и градиентов давления, что далеко не всегда можно объяснить превышением скоростей перераспределения пластового давления над скоростями геологических процессов;

в) отсутствие, за редким исключением, в залежах природного газа с АВПД гелия мантийного происхождения, о чем свидетельствуют его изотопные исследования.

3.3 Влияние тектогенеза на образование АВПД

Разные исследователи по-разному объясняют влияние тектогенеза на образование АВПД. Одни считают, что тектоническое сжатие пород и заключенных в них флюидов - прямая причина возникновения АВПД. Другие роль тектогенеза видят в создании новых и в расширении старых трещин и разломов, являющихся путями взаимосвязи пластов с глубокими источниками пластового давления и температур. Некоторые считают, что наряду с другими факторами, тектогенез способствует уплотнению глинистого осадка, которое и вызывает АВПД. Многие исследователи полагают, что единственная причина АВПД - неотектогенез.

Аномально-высокие давления могут возникнуть в результате локальных и региональных сбросообразований, складчатости, латерального скольжения и оползания, выжимания, вызванного опусканием разделенных сбросами блоков, диапировыми движениями соли и (или) глинистых сланцев, землетрясениями и др. Например: (рис. 5) контакт по сбросу песка с песком приводит к развитию нормальных давлений, тогда как изолированные песчаные пласты (т. е. контакт по сбросу песка с глинистыми сланцами) имеют повышенные давления.

Среди всех предложенных тектонических механизмов возникновения АВПД сжатие зажатых пластовых резервуаров, содержащих флюид, в процессе новейших и современных (неотектонических) подвижек и деформаций казалось бы в полной мере может объяснить молодость АВПД и тем самым решить один из самых дискуссионных вопросов в проблеме - вопрос о времени его существования. Однако следует иметь в виду, что во-первых, АВПД распространены и за пределами регионов с проявлениями молодых интенсивных деформаций и, во-вторых, результаты экспериментальных исследований напряженного состояния массивов горных пород (горного давления) показали, что аномальные тангенциальные сжимающие напряжения, не связанные с геостатической нагрузкой, фиксируются почти исключительно в кристаллическом фундаменте, а не в осадочном чехле, где они быстро релаксируются.

Рис. 5. Типы экранирования сбросами, необходимые для сохранения условий существования аномальных давлений

1 - основная толща глинистых сланцев,

2 - основная песчаная толща с нормальным гидростатическим давлением,

3 - пласт с нормальным давлением,

4 - пласт с аномально-высоким давлением,

5 - песчаный пласт с нормальным давлением,

6 - выравнивание давления при контакте с основной песчаной толщей,

7 - песчаные пласты с аномальными давлениями

Анализ всех форм проявления тектонического фактора показывает, что в зависимости от конкретных условий района они могут участвовать в создании АВПД в тех или иных сочетаниях. Трещины разной интенсивности, разломы, другие дизъюнктивные нарушения, являющиеся результатом напряжений, предопределяют пути движения флюидов во многих механизмах, независимо от источника миграции флюида, обеспечивают лучший прогрев залежей, способствуют выделению газа и его эвакуации при преобразовании углеводородов и возникновении АВПД.

3.4 Влияние температуры на образование АВПД

Температура влияет на большинство физико-химических процессов, протекающих в земной коре. Она является важнейшим фактором катагенетического преобразования осадков, а также рассеянного органического вещества, изменяет коллекторские свойства пород, ускоряет процессы перехода тяжелых нефтей в легкие, выделение газов при преобразовании углеводородов и т. д.

Некоторые исследователи придают температурному фактору первостепенное значение, считая прогрев недр самостоятельным механизмом, создающим АВПД. Поскольку глубина и давление взаимосвязаны, а температура и давление пластовых флюидов с нормальным гидростатическим градиентом связаны с геотермическим градиентом, то для любой данной температурой давление является фиксированным. А так как определенная масса флюида заключена в постоянный объем, то в изолированном пласте сохраняется постоянная плотность. Отсюда следует, что для одного и того же повышения температуры в изолированной системе объем в ней будет увеличиваться больше, чем в системе открытой. Поэтому, если изолированный пласт погружается на какую-либо глубину, то при повышении температуры в соответствии с геотермическим градиентом данного режима, в нем возникает АВПД.

Связь зон АВПД с зонами высоких геотермических градиентов можно объяснить и иначе. То есть, не АВПД является следствием повышения температуры, а высокие температуры являются следствием существования АВПД. В тех случаях, когда зоны АВПД сложены неуплотненными глинистыми породами с высокой пористостью, они представляют собой температурный барьер, который фиксирует в себе тепловую энергию, поступающую из недр земли. Это приводит к перегреву зоны АВПД на фоне соседних участков разреза. Необходимым условием такого процесса является всестороння изолированность пласта.

Авторы почти всех гипотез признают, что в условиях затрудненного водообмена и относительной гидрогеологической изоляции тепловая энергия недр может явиться одной из существенных причин развития зон АПВД.

3.5 Влияние осмотических явлений на образование АВПД

Осмотическое давление может возникнуть в случае, когда два раствора различной концентрации или чистый растворитель и раствор разделены полупроницаемой мембраной. Осмотический поток продолжается до тех пор, пока химический потенциал диффудирующего компонента не станет одинаковым по обе стороны барьера.

Рис. 6. Схема осмотического потока - пресной воды - в направлении соленой воды (по П.Х. Джонсу, 1969).

1 - давление жидкости уменьшается; 2 - давление жидкости увеличивается; 3 - осмотический поток; 4 - мембрана из бентонитовой глины

Для вопроса о геологических условиях существования аномальных давлений важен тот факт, что, если поток направлен в закрытый объем, давление внутри этого объема неизбежно возрастает до тех пор, пока не будут достигнуты условия равновесия. Любое их нарушение -- физическое (тектонические движения) и (или) химическое -- приведет к возобновлению потока до тех пор, пока условия равновесия не будут восстановлены.

Как лабораторные, так и полевые данные позволяют считать, что глинистые сланцы играют роль полупроницаемых мембран. Относительная скорость прохождения различных химических веществ через такую мембрану будет определяться следующими факторами:

1) наличием веществ в растворе,

2) относительной степенью диссоциации веществ,

3) неионной адсорбцией,

4) относительной адсорбцией двухвалентных катионов по сравнению с одновалентными в местах катионного обмена,

5) относительной фильтрацией различных ассоциированных веществ с данной химической группой,

6) относительным влиянием эффекта массы на скорости переноса.

Для определенного раствора при заданной температуре осмотическое давление почти обратно пропорционально разности концентраций, и для данной разности концентраций осмотическое давление увеличивается с абсолютной температурой. Теоретические величины осмотического давления, которые следует ожидать при прохождении через глинистые мембраны (глинистые сланцы), графически представлены на рис. 7.



Рис. 7. Теоретические значения осмотического давления при прохождении через глинистую мембрану (по П.Х. Джонсу, 1969)

П. Х. Джонс утверждает, что разность давлений по обе стороны обычного глинистого слоя может в естественных условиях превышать 246 кгс/см². Созданное за счет осмотических явлений давление флюидов может быть равно или превышать давление за счет веса вышележащих слоев, приводя к разрыву пластов и к диапиризму, особенно там, где в результате нагревания уменьшается способность глинистых пластов выдерживать нагрузки. Осмос может являться причиной АВПД до 400 ат выше гидростатического там, где глинистые сланцы разделяют пластовые воды различной солености.

3.6 Другие факторы, влияющие на образование АВПД

Происхождение аномально-высоких пластовых давлений может иметь много причин и часто обусловлено сочетанием наложенных факторов.

Пьезометрический уровень флюидов.

Влияние региональной потенциометрической поверхности, имеющей аномально-высокий уровень, может быть причиной повышенных давлений. Классическим примером является артезианская водная система. В общем случае артезианские давления существуют при следующих условиях:

1) пористые и проницаемые водоносные горизонты заключены между непроницаемыми пластами, такими как глинистые сланцы,

2) эти водоносные горизонты деформированы таким образом, что область питания расположена на высоте, обеспечивающей необходимый гидравлический напор.

Структура пласта-коллектора.

В запечатанных породах-коллекторах, таких как линзовидные пласты, отложения с региональным уклоном и смятые в антиклинали, пластовые давления - нормальные в самой глубокой части зоны - будут передаваться в менее глубокозалегающую часть, где создадутся условия аномальных давлений.

Рис. 8. Схематический разрез, иллюстрирующий аномальное давление, обусловленное структурным поднятием пласта, на месторождении Уикс-Айленд, округ Айбирия, штат Луизиана.

1 - соль; 2 - песок; 3 - скважина;

I - оцениваемое давление 441 кг/см², градиент давления 0,15 кгс/(см²•м); II - ГНК, 4194 м; III - давление 450 кг/см² на глубине 4209 м, градиент давления 0,109 кгс/(см²•м); IV - ВНК, 4408 м, нормальное гидростатическое давление

Явления диагенеза.

В процессе диагенеза глинистые осадки постепенно освобождаются от воды. Это выделение воды, происходящее в крупных масштабах, будет поставлять флюиды с постоянной скоростью в тех геологических условиях, где может произойти реакция. Как таковая эта вода может оказывать влияние на любые условия существования повышенных давлений либо просто в силу своего присутствия в такой замкнутой системе, либо за счет изменений, вызываемых в осмотических реакциях.

Регидратация ангидрита и воды в гипс при диагенезе может быть возможным источником повышенных давлений, так как возрастание объема породы в результате регидратации может составлять около 40 %.

В результате смешения различных растворов может образовываться осадок в виде главным образом карбонатов магния и кальция. Объем порового пространства будет уменьшаться, флюиды в силу плохой сжимаемости и в условиях замкнутого пространства будут увеличивать пластовое давление, которое может достигать аномальных величин.

Скорость седиментации и условия осадконакопления.

Быстрое отложение в осадок преимущественно глин с некоторым количеством песка (т. е. высокое значение отношения глины/песок), превышающее скорость структурного прогибания, может привести к возникновению аномальных давлений.

Грязевый вулканизм.

Грязевый вулканизм представляет собой явление, связанное с повышенными давлениями, которое обусловлено внедрением с глубины грязи или смеси грязи с более твердым материалом.



Рис. 9. Схематическое изображение грязевого вулкана

1 - верхний миоцен, 2 - средний миоцен, 3 - нижний миоцен

Например, вокруг грязевых вулканов на Апшеронском полуострове в Азербайджане были определены градиенты давления, составляющие 0,208 кгс/(см²•м).

Палеодавления.

Такие аномальные пластовые давления могут существовать только в таких древних породах, которые полностью окружены массивными, плотными и практически непроницаемыми породами, или в полностью запечатанных пластах, поднятых на более высокий уровень.

Соляной диапиризм.

Известно, что соль ведет себя как пластичный материал. Диапировое движение соли часто сопровождается или предваряется диапировыми движениями глинистых сланцев. Аномалии пластового давления, ассоциирующиеся с соляными куполами, показаны на следующем рисунке. Здесь показано изменение границы аномального давления.



Рис. 10. Соляной купол протыкания.

1 - песок, 2 - соль, 3 - скважина

Массивное накопление каменной соли.

Еще одно влияние соли на образование АВПД - массивное отложение каменной соли, которое встречается на больших площадях. Соль является полностью непроницаемой для флюидов и в отличие от других пород преобразуется под действием псевдопластического движения (эффект перекристаллизации), развивая давление, равное весу вышележащих слоев, во всех направлениях. Подстилающие отложения не имеют возможностей для удаления флюидов и, таким образом, остаются неконсолидированными, в них развиваются аномально-высокие давления.

Землетрясения.

Землетрясения могут вызвать сжатие подземных пластов, таких как водоносные горизонты и пласты-коллекторы, содержащие углеводороды. Очевидное влияние землетрясений проявляется во внезапном подъеме уровня грунтовых вод, что иногда заставляет вновь бить ключи. Такие силы действуют обычно в неглубоких водоносных горизонтах, однако, как показывают наблюдения в нефтегазоносных пластах, встречаются также на большой глубине.

3.7 Полигенность природы АВПД

Нет практически ни одного механизма образования АВПД, который бы работал в изоляции, отдельно от других механизмов.

Тектоническое сжатие, прогрев недр, гравитационное уплотнение глин, осмос, преобразование органики и другие -- все эти факторы совместно или в различных сочетаниях и с различной эффективностью могут генерировать АВПД. Обусловливается это конкретными геологическими условиями региона.

Полигенность природы АВПД является одной из причин трудностей в создании всеобъемлющей классификации гипотез его происхождения. Любая классификация (систематизация) механизмов АВПД, кроме простого их перечня достаточно условна.

Наиболее полной является классификация, основанная на принципе двух учений о происхождении нефти. Она отождествляет АВПД в недрах с АВПД в залежах нефти и газа. Но есть немало примеров существования АВПД в водоносных комплексах регионов, далеких от нефтегазоносных провинций.

В.И. Славин и Л.М. Брук [3] предложили свою классификацию, представленную на рис. 11.

Они исходили из того, что в общем случае для формирования АВПД необходимо и достаточно двух условий. Первое -- это относительная изолированность резервуаров, их затрудненная связь с областями разгрузки и второе -- это либо поступление флюидов в резервуар извне, т. е. возрастание их массы в неизменном объеме резервуара, либо уменьшение объема резервуара при постоянстве массы флюидов, либо то и другое одновременно. При этом изолированность резервуара обусловливается геологической историей региона, а увеличение массы флюидов может происходить либо вследствие его привноса из нижележащих горизонтов, в том числе из мантии, либо из уплотняющихся глин и т. д.

Уменьшение резервуара может происходить при цементации пор, при температурном расширении скелета породы (твердой фазы), механической его деформации при тектонических стрессах и т. д.

Рис. 11. Классификация основных механизмов образования АВПД.

1 - увеличение объема флюида;

2 - увеличение объема скелета породы;

3 - увеличение объема скелета и флюида;

4 - уменьшение (сжатие) объема флюида;

5 - уменьшение объема скелета породы.

Все предложенные основные механизмы образования АВПД можно объединить в четыре группы: литогенетические, вертикально-миграционные, эндогенно-энергетические и гидродинамические. В первую группу входят механизмы, которые генерируют АВПД в осадочном чехле под влиянием различных процессов и явлений, происходящих в породах самого чехла. При этом рост давления может происходить и за счет привноса флюида и за счет роста объема твердой фазы. Сюда относятся:

а) гравитационное уплотнение глинистых пород;

б) процессы преобразования органического вещества;

в) процессы катагенеза глинистых пород;

г) явления осмоса;

д) явления цементации пор и роста внутри них кристаллов;

е) процессы смешивания минерализованных вод, приводящие к выделению газа в свободную фазу.

Вторая группа объединяет гипотезы, в которых в качестве обязательного элемента присутствует вертикальная миграция флюидов независимо от источников миграции.

К третьей группе относятся гипотезы, в которых АВПД возникает под действием энергии глубоких недр - тепловой или механической.

Четвертая группа включает в себя механизм образования АВПД преимущественно в верхних гидрогеологических этажах чехла в артезианских системах, в структурах с большой амплитудой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изучение природы АВПД и генерирующих его механизмов имеет очень важное теоретическое и практическое значение. Оно обусловлено необходимостью прогноза и оценки АВПД, особенно в регионах, в которых из-за АВПД существуют особо тяжелые условия проходки поисковых и разведочных скважин.

Точки зрения различных исследователей на природу АВПД часто носят противоречивый характер. Поэтому изучение закономерностей распространения толщ с АВПД, причин образования аномально-высоких давлений флюидов, количественная оценка и прогнозирование давлений, устойчивости ствола, выделение интервалов пластичных глин являются актуальными и представляют большой интерес для нефтегазодобывающей промышленности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник. Под ред. М.М. Ивановой. М., Недра, 1983. 262 с.

2. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления: Пер. с англ. -- М., Недра, 1980. 398 с.

3. Славин В.И., Брук Л.М. Основные гипотезы происхождения АВПД и их классификация.//Сб. науч. трудов «Изучение геологического разреза и прогнозирование АВПД»/Л., ВНИГРИ, 1987, 145с.

4. Чилингар Г.В., Еременко Н.А., Арье А.Г. АВПД в природных геофлюидодинамических системах//Геология нефти и газа.--1997--№5.

5. Александров Б.Л. Аномально-высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. - М.: Недра, 1987. - 216 с

6. Аникеев К.А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ. Л., Недра, 1971. 168 с.

7. Геологический словарь. В двух томах -- М.: Недра, 1978.

8. Геология и геохимия нефти и газа/А.А. Бакиров, З.А. Табасаранский, М.В. Бордовская, А.К. Мальцева. Под ред. А.А. Бакирова и З.А. Табасаранского. М., Недра, 1982, 288 с.

9. Словарь по геологии нефти и газа. - Л.: Недра, 1988. - 679 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru