|
УДК 553.98:532.311.8.001.18 |
Прогнозирование аномальных пластовых давлений тектонической природы
В.М. ДОБРЫНИН, В.А. СЕРЕБРЯКОВ, Ю.С. СТАРОСТИН (МИНГ)
Не все тектонические процессы в земной коре приводят к образованию аномальных давлений. Среди наиболее вероятных нужно выделить такие, в результате которых может происходить многократное изменение горного давления и температуры пород. Колебание горного давления приводит к объемным деформациям, сопровождающимся уменьшением или увеличением объема пор и разрывными нарушениями, а температуры - к расширению или сжатию пород и насыщающих флюидов. Эти объемные деформации могут вызывать образование аномальных пластовых давлений только в тех случаях, если в осадочном бассейне или в каком-то его участке до и после тектонических дислокаций сохраняется элизионный водонапорный режим. В открытых бассейнах с инфильтрационной водонапорной системой тектоническая деятельность оказывает влияние лишь на пьезометрические напоры пластовых вод.
В настоящей статье предложена методика прогнозирования аномальных давлений в районах тектонических (сбросовых) дислокаций до бурения скважин, приведены палетки для оценки аномально высоких (АВПД) и аномально низких (АНПД) пластовых давлений. Опробование предложенной методики выполнено на примере Шебелинского газового месторождения ДДВ (АВПД) и Куринского нефтегазоносного бассейна в Притбилисском районе (АНПД).
Рассмотрим случай, когда в результате тектонических процессов произошло быстрое погружение участка земной коры (сброс), вследствие которого возросла глубина залегания пород (Аналогичные выводы могут быть сделаны и применительно к воздыманию участка земной коры (взбросу)).
В результате изменились термодинамические условия залегания пород и насыщающих их флюидов - возросли горное давление (среднее нормальное напряжение) и температура. Эти условия модифицировались как в породах-коллекторах, так и в плотных низкопроницаемых породах. Однако, поскольку объем плотных пород в глубинных частях разреза обычно значительно превосходит объем пород-коллекторов, в бассейнах с элизионной водонапорной системой вариации давления в порах плотных пород будут определять и характер давления во вмещаемых коллекторах.
Если в первом приближении
предположить, что в глубокозалегающих плотных породах поры, заполненные
пластовой водой, гидравлически полностью изолированы, то приращение порового
давления 
при
погружении пород на глубину 
(амплитуда сброса) можно найти из уравнения
где 
- коэффициент Пуассона;
- коэффициенты сжимаемости пор породы и
воды; 
- ускорение
силы тяжести, м/с2; 
- средняя плотность осадочных новообразований,
заполнивших сформировавшуюся от сброса впадину, г/см3; 
- коэффициент теплового
расширения воды; 
-
приращение температуры пород, °С.
Если до сброса поровое давление в плотных породах было равно гидростатическому, то в погруженном крыле сброса оно станет аномально высоким:
где 
- аномальное и нормальное
гидростатические давления, МПа; 
- средневзвешенная по мощности отложений плотность пластовой
воды, кг/м3; h - глубина
погружения пород, м; Г - температурный градиент в районе сброса, °С/м.
Экспериментальные
исследования показывают, что 
при кратковременном сжатии уменьшается с увеличением
эффективного напряжения [1]:
где 
- коэффициент сжимаемости пор
породы при начальном эффективном напряжении 
;
- среднее нормальное напряжение, МПа.
Если предположить, что
средняя плотность пород и пластовой воды, начиная с определенной глубины 
, изменяется
незначительно, то уравнение (3) можно записать в другом приближенном виде:
где 
- начальная глубина, на которой в
разрезе сформировались плотные низкопроницаемые породы; h - глубина залегания исследуемой породы.
Подставив (4) в (2),
получим уравнение для оценки АВПоД в опущенном крыле сброса амплитудой 
Для коэффициента аномальности давления (Ка) получим следующее выражение:
Теоретические кривые
изменения перового давления с глубиной в опущенных блоках сбросов, рассчитанные
по уравнению (5), изображены на рис. 1, а, б). Для этих
расчетов 
принят
равным для плотных песчано-глинистых или карбонатных осадочных пород 
= 1*10-3 МПа-1
на глубине 
=2000
м,
=0,5*10-3
МПа-1.
Давление в изолированных порах плотных низкопроницаемых пород, обладающих низкой сжимаемостью, согласно предложенной модели, становится аномально высоким при увеличении температуры и горного давления. Кривые аномального давления имеют небольшую кривизну выпуклостью вверх.
Среднее значение Ка
возрастает с увеличением амплитуды сброса от 1 до 2. Ка увеличивается также с
ростом геотермического градиента в разрезе. Анализ показывает, что основное
влияние на повышение давления в замкнутых порах оказывает расширение поровой
воды с возрастанием температуры. На больших глубинах при 
влияние геостатического давления
(среднего нормального напряжения) незначительно, т. е. механические объемные
деформации пород под действием тектонических напряжений в этих условиях играют
подчиненную роль при образовании аномальных поровых давлений. Наличие слабой
гидродинамической связи между порами уплотненных пород в виде
микротрещиноватости или других дефектов сплошности породы будет способствовать
распространению АВПоД на вмещающие породы-коллекторы и возникновению восходящей
фильтрации поровой воды. В конечном итоге через определенное геологическое
время этот процесс перетока флюидов завершится разрушением зоны АВПД в
коллекторах [2]. Время разрушения зависит от проницаемости и мощности
низкопроницаемых пород-покрышек.
Таким образом, наличие АВПД в коллекторах, залегающих в опущенных блоках, свидетельствует о молодых тектонических процессах в районе исследований, время с момента воздействия которых меньше времени расформирования зоны АВПД (менее 1 млн. лет).
Аналогичную термодинамическую модель можно предложить для объяснения образования АНПД под действием тектонических процессов. Например, при резком воздымании участка земной коры (взбросе или горсте) происходит перенос горных масс в более холодные участки разреза, поровая вода охлаждается, сжимается и ее давление понижается. Для математического описания этого процесса также можно использовать уравнения (5) и (6). Третий, основной, член этих уравнений, описывающий влияние изменения температуры, станет при этом отрицательным. Знак и величина второго члена уравнения, определяющего влияние горного давления, будут зависеть от тектонических напряжений, образовавших вертикальное смещение осадочных пород, и напряжений, связанных со скоростью денудации положительного элемента в рельефе местности. Эти напряжения имеют разные знаки и частично компенсируются. На рис. 1, в изображены теоретические кривые, характеризующие величину АНПоД при разных амплитудах взброса. Кривые вычислены по уравнению (5). При расчетах не учтено влияние горного давления при подъеме пород, и второй член уравнения (5) приравнен нулю. Это условие равносильно равенству вертикальных тектонических напряжений и напряжений, вызванных уменьшением массы пород под влиянием процессов эрозии. Все другие подсчетные параметры взяты такими же, как при вычислении кривых для сброса.
Как следует из рассмотрения рис. 1.в, при резком воздымании участка земной коры в порах плотных, низкопроницаемых пород, содержащих изолированные поры, формируются АНПоД. В зависимости от амплитуды взброса коэффициент аномальности изменяется от 0,9 до 0,5.
Анализ уравнений (5) и (6) показывает, что в слабоуплотненных, пластичных породах, обладающих высоким коэффициентом сжимаемости пор, тепловое расширение воды может компенсироваться деформацией порового пространства породы и вероятность образования аномальных давлений тектонической природы снижается. Мала вероятность образования аномальных давлений в районах, где время, прошедшее с момента завершения тектонических процессов, больше времени, необходимого для разрушения зон аномальных давлений.
Описанную модель образования аномальных давлений можно использовать для объяснения причин возникновения и установления закономерностей распределения пластовых давлений в толще осадочных пород. Эта модель в благоприятных геологических условиях может служить физической основой для прогнозирования аномальных давлений до бурения скважин.
Для иллюстрации рассмотрим Шебелинское газовое месторождение. Оно детально изучено бурением до глубин 3000 м, с которых уже длительное время проводится добыча газа из пермских и верхнекаменноугольных отложений. Месторождение представляет собой антиклинальную складку, разбитую множеством нарушений. Большинство нарушений приурочено к своду складки, современный структурный план которой сформировался в эпоху альпийской складчатости. Нарушения возникли главным образом до пермского перерыва в осадконакоплении. Однако имеется значительное число тектонических разрывных нарушений и более молодого возраста, отмеченных в неогеновых и палеогеновых отложениях. Большую роль в формировании системы нарушений на структуре сыграл мощный шток девонской соли, расположенный в ядре складки.
С разведочной целью в сводовой части структуры пробурено пять глубоких скважин (скв. 200, 300, 500, 600 и 700), забои которых находятся на глубинах от 4500 до 5750 м. Анализ результатов бурения этих скважин, а также данные сейсморазведки позволяют предположить, что скв. 600 расположена на погруженной части крупного сброса, амплитуда которого затухает к поверхности. По данным бурения разница в отметках кровли нижнепермских отложений (глубина около 1500 м) между скв. 600 и 700 равна 42 м, между скв. 600 и 500 - 92 м. Различие в отметках кровли серпуховского яруса нижнего карбона (глубина 4300-5400 м) в этих двух парах скважин составляет соответственно 1098 и 1133 м. Девонская соль, залегающая под серпуховским ярусом, скв. 600 не вскрыта, хотя забой ее остановлен на глубине 5750 м, а скв. 500 вошла в соль на глубине 5140 м, при этом из разреза указанной скважины выпала серия отложений нижнего и среднего карбона мощностью около 600 м. По данным сейсморазведки глубина соляного тела в районе скв. 600 на 1000 м ниже, чем в скв. 500. Таким образом, амплитуда сброса, проходящего в районе скв. 600, варьирует от 42-92 м на глубине 1500 м до 1098-1133 м на глубине около 5000 м.
Из других данных о
разрезе, необходимых для прогнозирования давлений, отметим следующие. Измеренный
в скв. 600 средний геотермический градиент до глубины 5000 м равен 3*10-2
°С/м, средневзвешенная по мощности плотность минерализованной воды 
=1,15*103 кг/м3.
По палетке (см. рис. 1) для значения геотермического
градиента 3* 10-2 °С/м поровое давление на глубине 5000 м при
амплитуде сброса около 1000 м является аномально высоким: Ра =85 МПа, Рн=57
МПа, Ка=1,5. Это прогнозное значение давления в принципе можно было бы получить
до бурения глубоких скважин. Для этого необходимо располагать структурной
картой и разрезами, построенными по данным детальной сейсморазведки,
позволяющей выявить молодые тектонические дислокации в разрезе структуры. Мы не
располагаем прямыми измерениями пластовых давлений на этих глубинах для
подтверждения правильности сделанного вывода. Возможно, эти данные отсутствуют.
Однако судить о наличие АВПоД можно по данным геофизических исследований
скважин.
Сопоставление графиков изменения различных физических свойств глинистых пород с глубиной, полученных по результатам интерпретации диаграмм ГИС, приведено на рис 2. Эти графики полностью подтверждают прогноз. По увеличению интервального времени и уменьшению естественной радиоактивности глинистых пород однозначно можно утверждать, что в скв. 600 ниже глубины 4000 м располагается зона АВПоД. Она возникла только в скв. 600, расположенной на погруженной части структуры (см. рис. 2). В разрезах других глубоких скважин четких зон АВПоД по геофизическим данным не отмечается. Значения Ка, вычисленные по кривым УЭС и интервального времени с использованием кривой нормально уплотненных глин, равны соответственно 1,48 и 1,51 (h=5400 м). Эти цифры согласуются с прогнозным значением Ка, полученным по палетке на рис 1, а.
В других глубоких скважинах Шебелинского месторождения в тех же отложениях по данным ГИС аномальные давления отсутствуют.
Зоны АВПоД, возникшие в разрезе вследствие уплотнения пород, обычно имеют региональный характер, обусловленный процессом осадконакопления в седиментационном бассейне. Локальное возникновение АВПоД в части Шебелинской структуры свидетельствует о тектонической природе этого образования в результате новейшего разлома и резкого погружения отдельного блока горных пород. Имеются и другие доказательства существования АВПоД в этой части структуры. Керн глинистых пород из скв. 600 с глубины 4000-5750 м обладает большей пористостью по сравнению с керном, поднятым с тех же глубин в других глубоких скважинах.
Рассмотрим возникновение АНПД тектонической природы в отложениях эоцена в разрезе Притбилисского района.
Продуктивные отложения среднего эоцена, по которым выполнены основные тектонические построения, рассечены серией разломов различных направлений. Некоторые из этих разломов прослеживаются в фундаменте и характеризуются как глубинные и региональные.
Территория Притбилисского района тектонически разделена разломами на три блока: северный, средний и южный. Наиболее интересен в нефтеносном отношении приподнятый средний тектонический блок. На нем развиты крупные антиклинали - Табирская и Телятская на западе и Самгори-Патирдзеульская на востоке.
Среди исследователей нет единого мнения о типе современной гидродинамической системы Притбилисского района. Д.И. Барузилишвили (1977 г.), В.Б. Александров (1977 г.) и другие предполагают наличие единой инфильтрационной системы во всем районе. Ш.К. Китовани и Л.Ю. Папава (1971 г.) рассматривает сочетание двух систем: инфильтрационной на западе от Куры и элизионной на востоке.
Эта неоднозначность объясняется сложным тектоническим строением района. Выход на дневную поверхность среднеэоценовых отложений в районе Тбилиси и наличие глубинного разлома вдоль долины Куры обусловливают образование зоны разгрузки пластовых вод, к которой приурочены многочисленные термальные источники. Первое из этих обстоятельств создает условия для активного дренирования атмосферными и поверхностными водами (рис. 3). В этой части водонапорного бассейна, приуроченной к северному тектоническому блоку, развит активный инфильтрационный водонапорный режим. Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевого типа имеют низкую минерализацию (0,3-0,7 г/л) и выходят на поверхность. Это тбилисские термальные воды, содержащие титруемую серу.
На левобережье Куры, в среднем тектоническом блоке, состав вод меняется на хлоркальциевый, а минерализация постепенно возрастает от 2,5 до 6 г/л. Эта зона существенно более застойного водообмена. Пьезометрический напор здесь постоянный (см. рис. 3), пластовые давления меньше условных гидростатических. Наличие АНПД в этой тектонической зоне обычно объясняют сбросом пластовых вод в зоны глубинных разломов, ограничивающих этот элемент.
Возможно, что описанное явление играет какую-то роль в формировании АНПД, но оно не может объяснить отсутствие региональных наклонов пьезометрической поверхности в среднем тектоническом блоке, отсутствие признаков аномальных давлений в северном и южном блоках.
Для выявления причины образования АНПД можно воспользоваться понятием отрицательного термодинамического градиента поровых вод [3], возникающего в породах при тектонических дислокациях. Например, если предположить, что средний тектонический блок в Притбилисском районе в предчетвертичное или четвертичное время был поднят, то охлаждение при этом горных пород создало условия для образования отрицательного термодинамического градиента в плотных низкопроницаемых глинистых породах. Теоретическая палетка для данного случая изображена на рис. 1, в. По этой палетке при амплитуде взброса 400 м давление в замкнутых порах глинистых пород вследствие охлаждения воды на 10-12 °С уменьшится от 25 до 18 МПа, Ка=0,72.
Влияние АНПоД в глинистых породах распространится на пластовые воды в пластах-коллекторах в условиях затрудненного водообмена или элизионного водонапорного режима. После прекращения тектонических движений поровые и пластовые давления в разрезе постепенно выравниваются и с течением времени превращаются в нормальные гидростатические. В настоящее время мы имеем возможность наблюдать промежуточные значения пластовых давлений. Принципиально важным в этом случае является возникновение аномальных давлений в порах глинистых пород, позволяющее использовать данные геолого-технологических и геофизических исследований для прогнозирования пластовых давлений (рис. 4). Положительный опыт прогнозирования АНПД был получен при рассмотрении геофизических материалов по 19 глубоким скважинам на площадях Самгори и Ниноцминда.
Таким образом, в настоящей статье предлагается метод прогнозирования аномальных пластовых давлений тектонической природы. Дан вывод уравнения, построены палетки и приведены примеры прогнозирования. Однако в этих примерах нами объяснена только причина образования аномальных давлений, для чего были использованы довольно детальные сведения о тектоническом строении, полученные в результате бурения и геофизических исследований. Обычно в новых районах тектоника детально не изучена. Поэтому применение этой методики при прогнозировании аномальных давлений до бурения приведет к неоднозначности и будет иметь приближенный или предположительный характер. Бурение первых скважин покажет, насколько предварительные результаты могут быть подтверждены прямыми измерениями давлений и оценены по данным геофизических исследований скважин.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.
2. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. М., Недра, 1978.
3. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Прогнозирование аномально низких пластовых давлений в разрезах с многолетнемерзлыми породами.- Геология нефти и газа, 1986, № 9, с. 42-46.
Рис. 1. Теоретические кривые изменения аномальных давлений в породах с гидравлически замкнутыми порами в зависимости от амплитуды сброса или взброса
Шифр кривых: а, б - амплитуды сброса. м; в - амплитуда взброса, м. 1 - условное гидростатическое давление, МПа; 2 - геостатическое давление, МПа; 3 - теоретические кривые давления в гидравлически замкнутых порах. Геотермические градиенты: а и в - 3*10-2 , б - 4*I0-2 °С/м
Рис. 2. Сопоставление графиков изменения интервального времени пробега упругих волн и естественной радиоактивности глинистых пород, полученных в разрезах глубоких скважин Шебелинской площади:
1 - измеренное значение геофизического параметра; 2 - «кривая нормально уплотненных глин»; 3 - зона АВПоД; 4 - соль
Рис. 3. Схематический геологический профиль (а) и кривая изменения пьезометрических уровней (б) в скважинах, вскрывших среднеэоценовые отложения (по данным В.Б. Александрова и др.)
1 - восходящие источники; 2 - область питания инфильтрационными водами; 3 - направление движения вод; 4 - нефтяная залежь; 5 - минерализация воды, г/л; 6 - гидрокарбонатнонатриевые воды; 7 - хлоркальциевые воды
Рис. 4. Выделение глинистых покрышек с АНПоД по данным электрометрии, НГМ и ультразвукового метода в скв. 78 Самгори
1 - глина; 2 - песчаник; 3 - алевролит; 4 - аргиллит; 5 - туфы, туффиты; 6 - «кривая нормально уплотненных глин»; 7 - зона АНПоД; 8 - измеренное значение геофизического параметра; 9 - вычисленное значение АНПоД по данным НГМ; 10 - величины АНПД, измеренные глубинным манометром