В пределах альпийского геосинклинального пояса СССР - в Предкарпатье, Предкавказье, Туркмении, Азербайджане - многие залежи в глубоких горизонтах характеризуются проявлением АВПД [1, 4, 7].

Сведения о пластовых давлениях по Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области приводились в работах Р.М. Новосилецкого [5, 6]. Изучение пластовых давлений региона в 1964-1980 гг. выполнялось в скважинах объединения Крымгеология, причем в последнее время оно проводилось с помощью глубинных манометров типа МГН2-1000. Обобщение этих данных позволяет обоснованно рассматривать закономерности распределения АВПД на юге Украины.

В Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области залежи нефти и газа в основном расположены в Каркинитско-Северо-Крымском и Индоло-Кубанском прогибах ( рис. 1 ). Залежи в большинстве случаев характеризуются нормальными, а иногда и аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Наряду с этим наблюдается зональное развитие аномально высоких пластовых давлений.

Прямые замеры пластовых давлений (всего их произведено 429) распределяются по стратиграфическим комплексам следующим образом: протерозойскому - 2, палеозойскому - 11, юрскому - 8, нижнемеловому - 76, верхнемеловому - 48, майкопскому - 100, среднемиоценовому -39.

Это позволило составить представление о характере изменения коэффициентов аномальности (Ка), т. е. отношения начального пластового давления к условно гидростатическому, по различным тектоническим элементам и стратиграфическим комплексам ( табл. 1 ).

В центральной части Каркинитско-Северо-Крымского прогиба мощность осадочных отложений достигает 7 км. На рис. 2 показаны значения начальных давлений для всех статиграфических комплексов. АВПД в этом регионе отмечены на Борисовской (в неокомских отложениях), Северо-Серебрянской (в альбских), Карлавской и других площадях.

Песчаники неокома Борисовской площади (скв. 1) испытывались в интервале 4918- 4955 м. При пористости 20,6 % приток воды самоизливом составлял всего лишь 0,25 м³/сут. Величина устьевого давления достигла 28,7, а пластового - 77,45 МПа. Из отложений альба (скв. 7, интервал 3206-3235 м) получен приток воды самоизливом с дебитом 10,1 м³/сут. Пластовое давление равно 48,92 МПа, т. е. оно в 1,56 раза превышает условно гидростатическое.

В отложениях верхнего мела на Карлавской площади при бурении скв. 14 в интервале 3411-3414 м отмечено увеличение скорости проходки в 3 раза, а также рост газопоказаний, что свидетельствует о вскрытии проницаемой пачки, видимо отвечающей зоне напряжения. В процессе испытания интервала 3428-3483 м, находящегося под зоной напряжения, получен фонтанный приток воды с газом, а пластовое давление составило 62,7 МПа, что соответствует коэффициенту аномальности 1,88.

В северо-западной части Равнинного Крыма отложения верхнего мела (турон-сантон) характеризуются низкими пластовыми давлениями с коэффициентом аномальности 0,86-0,89 (см. рис. 1 ). Пластовые давления в нефтяной залежи Серебрянской площади равны 14,9 и 15,9 МПа на глубинах соответственно 1727 и 1788 м, что на 2-2,4 МПа ниже условно гидростатического. Эта локальная структура, расположенная в пределах Бакальско-Чапаевского субмеридионального выступа, разбита на блоки, изолированные нарушениями. Нефтяная залежь имеет ограниченные размеры и находится в опущенном блоке, что, вероятно, служит причиной низких пластовых давлений.

Таким образом, для Каркинитско-Северо-Крымского прогиба характерно следующее: 1) площади с АВПД и АНПД расположены преимущественно в центральной части впадины; 2) зоны АВПД, на данной стадии изученности, встречены в интервале глубин 3411-4933 м; 3) известковистые глины нижнего эоцена, мощность которых достигает 150-165 м, возможно, являются “литологическим барьером”, так как выше них АВПД не встречаются; 4) коллекторы в зонах АВПД разнородны: верхнемеловые - известняки, нижнемеловые - песчаники;. 5) в пределах прогиба встречены зоны пластовых давлений, коэффициенты аномальности которых варьируют от 0,83 до 1,88.

Вторым тектоническим регионом, в котором развиты АВПД, является Индоло-Кубанский прогиб (Керченский полуостров). Мощность осадочных отложений в прогибе составляет 12 км, из которых не менее 1/3 приходится на глины майкопской серии. В скв. 3 Горностаевской площади пройденная мощность Майкопа равна 4071 м.

АВПД в Индоло-Кубанском прогибе (Керченский полуостров) встречены в отложениях среднего миоцена (тортон), майкопской серии, эоцена, палеоцена, верхнего и нижнего мела и верхней юры ( рис. 3 ). Широкий диапазон их проявлений, охватывающий на данной стадии изученности глубины от 430 до 4953 м, осложняет проводку разведочных скважин. Внезапные газовые и водяные выбросы, прихваты бурильных труб, смятие обсадных колонн вследствие разгрузки давления в ствол являются причинами аварий, а иногда и ликвидации скважин.

В юго-восточной части Керченского полуострова - Борзовская газовая и Приозерная нефтяная залежи - АВПД проявляются уже в среднем миоцене (тортон) на глубинах 430-861 м. Коэффициенты аномальности пластовых давлений изменяются в пределах 1,35-2,17. На северо-западе и северо-востоке прогиба пластовые давления в этих отложениях всего лишь на 0,5- 0,8 МПа превышают условно гидростатическое. Коэффициент Kа для них равен 1,08 (Южно-Сивашская и Северо-Керченская площади).

Общей тенденцией для майкопской серии является увеличение глинистости (от 50 до 95 %) в направлении возрастания ее мощности, что способствует сохранению АВПД (А.Г. Дурмишьян и др., 1976 г.). В.М. Добрынин и В.А. Серебряков [2] указывают, что формирование АВПД происходит при скорости осадконакопления от 60 до 110 м/млн. лет. Длительность майкопского времени обычно оценивается около 19 млн. лет и скорость осадконакопления, очевидно, была достаточной для возникновения АВПД.

Глинистые образования майкопской серии, обладающие АВПД, характеризуются высокой пластичностью. В процессе бурения и опробования отмечаются случаи выдавливания глинистых пород в ствол скважины. Это наблюдалось при испытании скв. 1 Южно-Сивашской площади (интервал 2248-2272 м, средний Майкоп), когда совместно с газоконденсатом на поверхность выносилось в час около 50 кг глинистой массы.

АВПД в майкопской серии наблюдаются в зонах, где получены притоки воды и газоконденсата. Коллекторами пластовых флюидов служат песчаники и глинистые алевролиты. Коэффициенты аномальности изменяются от 1,55 до 1,9 (см. табл. 2 ).

Максимальное значение Ка в майкопской серии отмечено на глубинах 3819-3822 м в скв. 1 Слюсаревской площади. Из этого интервала получен приток воды самоизливом с дебитом 414,4 м³/сут, а пластовое давление достигло 70,5 МПа.

В юго-восточной части Керченского полуострова для отложений Майкопа отмечается уменьшение с глубиной Ка. При испытании скв. 1 Кореньковской площади из интервала 4836-4924 м (нижний Майкоп) получен приток воды самоизливом с дебитом 89,3 м³/сут. Замеренное пластовое давление равно 70,4 МПа, что соответствует Ка= 1,47. Пластовые давления на северо-западе Керченского полуострова в породах верхнего и среднего Майкопа всего лишь на 0,9-1,2 МПа превышают условно гидростатическое.

Неравномерность распределения по площади Керченского полуострова АВПД связана, скорее всего, с линзовидностью и маломощностью майкопских коллекторов. Вместе с тем выясняется повсеместное развитие АВПД в отложениях среднего миоцена и Майкопа (интервал глубин 430- 4953 м) в зонах, примыкающих к грязевым вулканам. В северо-западной части полуострова, где грязевые вулканы отсутствуют, проявление АВПД отмечено глубже 2200 м (Южно-Сивашская площадь).

В эоцен-палеоценовых отложениях пластовые давления превышают условно гидростатическое на 15,2-25,6 МПа. Коэффициент аномальности для них изменяется от 1,53 до 1,87. Эоценовые коллекторы - это известняки и мергели, а палеоценовые - аргиллиты. АВПД связаны с притоками нефти, газоконденсата и воды. В газоносных горизонтах эоцена коэффициенты аномальности ниже, чем в нефтеносных. Например, пластовое давление в интервале 3223-3233 м (скв. 8 Фонтановская) равно 52,8 МПа (приток газа, K_а=1,7), а в интервале 1805-1835 м (скв. 119 Мошкаревская) - 32,8 МПа (приток нефти, К_а= 1,87).

Пластовые давления в отложениях верхнего мела замерялись на глубинах от 970 до 3452 м, и при этом фоновые значения Ка= 1,62 -1,75. Для скважин, находящихся в приразломных зонах, отмечено кульминационное проявление АВПД. Так, в скв. 9 Фонтановской площади (интервалы 2810- 2900 и 2740-2780 м) пластовые давления равны соответственно 52,7 и 50,9 МПа, что ведет к увеличению Ка до 1,9-1,94. На Мошкаревской площади (скв. 111, интервалы 970-981, 1007-1030-1112 м) пластовые давления изменяются от 20 до 21,7 МПа, а Ка достигает 2,19.

В нижнемеловых отложениях зафиксированы максимальные значения пластовых давлений для юга Украины. При испытании скв. 1 Марьевской площади (интервал 4510-4650 м, приток воды) замеренное глубинным манометром типа МГН2-1000 пластовое давление равнялось 83,2 МПа, что соответствует Ка=1,83. В юго-западной части Индоло-Кубанского прогиба (Тамбовская площадь, скв. 1) наблюдается снижение К_a до 1,75. Из интервала 3610-3629 м самоизлив воды составлял 61,3 м³/сут. Статическое устьевое давление достигло 25 МПа, а пластовое 62,1 МПа.

Верхнеюрские образования на Керченском полуострове вскрыты на глубине 3534 м (скв. 1 Мошкаревской площади). При глубине 4953 м скважина не вышла из них. Значения АВПД на 22,2-32,8 МПа превышают условно гидростатическое и связаны с притоками воды. Из интервала 3926-3944 м (известняки) самоизлив воды достиг 21,6 м³/сут, а пластовое давление равно 61 МПа. Нижний предел Ка для верхнеюрских образований составляет 1,57, а верхний - 1,74.

Одна из характерных особенностей горизонтов с АВПД - высокие значения пористости (до 19,6 %) в сочетании с низкими притоками пластовых флюидов. При испытании верхнемеловых известняков и мергелей в скв. 17 Куйбышевской площади из интервала 2562-2578 м (пористость 14,2 %) получен приток воды самоизливом с дебитом 3,8 м³/сут. Очень слабый приток газа (до 1 тыс. м³/сут) получен при пористости 19,6 % из интервала 2273-2295 м в скв. 19 этой же площади. Подобные несоответствия наблюдаются и в отложениях майкопской серии. В скв. 7 Горностаевской площади на глубинах 3389-3428 м пористость, по результатам анализа кернового материала, достигает 17,2 %. Приток воды из этого интервала не превышал 7,3 м³/сут самоизливом.

Подобные зоны повышенной пористости образовались, вероятно, под воздействием миграционных потоков флюидов снизу. А.Г. Дурмишьян утверждает [3], что интенсивные проявления АВПД (как бы “предвестники” залежи) встречаются значительно выше продуктивных пластов, в разрезе перекрывающих покрышек, унаследовавших сверхвысокие давления подстилающих залежей.

Таким образом. Индоло-Кубанский прогиб (Керченский полуостров) характеризуется следующими особенностями: 1) зоны АВПД (в отличие от Каркинитско-Северо-Крымского прогиба) развиты на различных статиграфических уровнях от среднего миоцена ( тортон) до верхней юры; 2) майкопская серия отличается значительной мощностью, высокой глинистостью, пластичностью, АВПД и сложными условиями бурения скважин; 3) на участках наибольшей мощности майкопской серии аномальность пластового давления в ней достигает максимума на глубинах около 4 км; 4) проявления АВПД во всех стратиграфических комплексах отмечены в зонах, примыкающих к грязевым вулканам; 5) наивысшие значения пластовых давлений зафиксированы в скважинах, находящихся в приразломных участках.

В целом на основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы.

1. АВПД приурочены к основным зонам нефтегазонакопления: Каркинитско-Северо-Крымскому и Индоло-Кубанскому прогибам. Следовательно, условия закрытости недр, способствующие сохранению АВПД, благоприятны и для накопления нефти и газа.
2. В мощной глинистой толще Майкопа как в данном, так и в других регионах юга СССР развиты АВПД.
3. Отмечается наличие толщ-экранов, выше которых флюидальные системы “раскрыты”, т.е. без АВПД.
4. В отложениях Индоло-Кубанского прогиба по всему разрезу, а в Каркинитско-Северо-Крымском прогибе под нижнеэоценовыми породами наблюдается широкое развитие АВПД. Это нужно учитывать при планировании геологоразведочных работ и проводке скважин.

1. Аникиев К.А. Аномально высокие пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях. Л., Недра, 1964.
2. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Прогнозирование зон повышенного пластового давления флюидов в элизионных водонапорных системах. - Геология нефти и газа, 1974, № 9, с. 55-60.
3. Дурмишьян А.Г. Значение аномально высоких пластовых давлений при поисках газовых и газоконденсатных залежей. - Газовая промышленность, 1961, № 7,с. 1-3.
4. Кучерук Е.В., Шендерей Л.П. Современные представления о природе аномально высоких пластовых давлений. М.,ВИНИТИ, 1975, т. 6, с. 1-166.
5. Новосiлецький Р.М. Пластовi тиски флюiдiв у надрах Украiни. Кiев, Технiка,1969.
6. Новосилецкий Р.М. Геогидродинамические и геофизические условия формирования залежей нефти и газа Украины. М., Недра, 1975.
7. Шувалов П.Е. Аномально высокие пластовые давления на месторождениях Юго-Западной Туркмении. - Геология нефти и газа, 1969, № 7 , с. 49-53.

Изменение коэффициентов аномальности пластовых давлений по тектоническим элементам и стратиграфическим комплексам

Примечание. В числителе - количество замеров давлений; в знаменателе - пределы изменения.

Таблица 2

Пластовые давления в отложениях майкопской серии

Рис. 1. Схема распределения коэффициентов аномальности пластовых давлений в Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области.

а - тектонические элементы (I - южный склон Украинского кристаллического щита; II - Придобруджинский прогиб; III - Придунайский выступ; IV - Каркинитско-Северо-Крымский прогиб; V - Борисфенская седловина; VI - Каламитско-Крымское поднятие; VII - Альминская впадина; VIII - мегантиклинорий Горного Крыма; IX - Нижнегорская седловина; X - Азовский вал; XI - Некрасовско-Тимашевская ступень; XII - Индоло-Кубанский прогиб); залежи: б - нефтяная; в - газовая; г - известняки; д - мергели; е - песчаники; ж - алевролиты; з - аргиллиты; и - сланцы. Разведочные площади: 1 - Карлавская; 2 - Борисовская; 3 - Северо-Серебрянская; 4 - Тамбовская; 5 - Южно-Сивашская; 6 - Арабатская; 7 - Мошкаревская; 8 - Куйбышевская; 9 - Марьевская; 10 - Кореньковская; 11 - Приозерная; 12 - Фонтановская; 13 - Слюсаревская; 14 - Горностаевская; 15 - Борзовская. Фрагменты литолого-стратиграфических колонок показывают стратиграфический диапазон развития АВПД и АНПД в соответствующем тектоническом элементе

Рис. 2. График начальных пластовых давлений для Каркинитско-Северо-Крымското прогиба.

Давление в отложениях: а - миоценовых, б - майкопских, в - эоценовых, г - палеоценовых, д - верхнемеловых, е - нижнемеловых, ж - домеловых

Рис. 3. График начальных пластовых давлений для Индоло-Кубанского прогиба

Давление в отложениях: а - миоценовых, б - майкопских, в - эоцен-палеоценовых, г - верхнемеловых, д - нижнемеловых, е - верхнеюрских