УДК 532.311.8.001 18

О достоверности прогноза пластовых давлений в разрезах бурящихся скважин

М.Ф. СИТНИКОВ (СургутНИПИнефть), Э.В. БАБАЯН (ВНИИКРнефть)

Для предотвращения осложнений бурящихся скважин и повышения технико-экономических показателей бурения забойные давления в скважинах согласно Единым техническим правилам ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях (ЕТП, 1983 г.) должны превышать пластовые давления в разбуриваемых породах и составлять минимальные значения. Это можно осуществить только при своевременной количественной оценке давлений в разбуриваемых пластах и их прогнозе ниже забоя скважины Для решения этой задачи разработаны оперативные методы количественного определения поровых давлений в глинах и аргиллитах, по которым судят о давлениях в породах-коллекторах Для практики бурения большой интерес представляет достоверность прогноза пластовых давлений указанными методами в тех или иных геологических условиях.

Поровые давления Рпор в глинах и аргиллитах находят по результатам ГИС, определению плотности , пористости m шлама и керна, -экспоненте и деформационным характеристикам кернов [2].

Наиболее благоприятными районами для определения давлений в разбуриваемых породах и их прогнозирования ниже забоя скважины являются прогибы и впадины, где нет поверхностного размыва наиболее молодых осадков. И хотя в большинстве разрезов имеются незначительные по высоте внутриформационные размывы, они при прогнозировании пластовых давлений могут не учитываться, если выше них отложились осадки, мощность толщи которых превышает мощность ранее размытых пород. На графиках зависимости эффективного давления Рэф от глубины h разрезы таких областей характеризуются тем, что кривая графика выходит из начала координат (рис. 1 а). В отложениях с нормальными поровыми давлениями в глинах кривая графика близка к прямой линии с градиентом давления 13-14 МПа на 1000 м (линия нормального уплотнения глин). В отложениях с повышенными давлениями поровых вод увеличение эффективных давлений в породах с глубиной происходит медленнее и часто кривая графика почти параллельна оси глубин (см. рис. 1, а). Пористость глин вблизи дневной поверхности в этих условиях близка к 0,5 и при нормальных поровых давлениях и m уменьшается с глубиной по экспоненциальным кривым. В отложениях с аномально высокими давлениями поровых вод пористость глин падает с глубиной в меньшей степени. Поэтому кривая графика зависимости по виду аналогична кривой .

Описанные геологические условия существуют преимущественно в акваториях морей, где и в современную геологическую эпоху происходит интенсивное осадконакопление (южная часть Каспийского моря, отдельные области Черного и Азовского морей и т. п.). Там, где породы выведены выше уровня моря, происходят эрозия и денудация пород. Мощность поверхностного размыва зависит от вещественного состава и физико-механических свойств горных пород, времени их вывода на дневную поверхность, климата данного района и многих других факторов. Во многих нефтегазоносных областях мощность поверхностного размыва не превышает 50-100 м (Юго-Западная Туркмения, центральные части Восточно-Кубанской впадины и Западно-Кубанского прогиба и т. п.). Если при расчетах учитывают мощность поверхностного размыва и в полученные данные вводят соответствующие поправки (песчанистости и карбонатности глин, минерализации поровых вод и т. п.), то в этих условиях пластовые давления определяются по поровым давлениям в «приконтактных глинах» с весьма небольшай относительной погрешностью (± 3-7 %). Переходные зоны от нормальных к аномально высоким давлениям всеми указанными выше методами выделяются в скважине на одних и тех же глубинах и расхождение величин поровых давлений, установленных по данным ГИС, шламу, керну и d_м-экспоненте, как правило, невелики.

В разрезах прогибов и впадин, где развиты глиняные диапиры или соляные купола, прогноз пластовых давлений по поровым давлениям может оказаться малодостоверным.

Вскрытие чокракских пород скважинами, бурящимися в приосевой зоне Западно-Кубанского прогиба, проводили на растворах плотностью 1,6-1,7 г/см³, поэтому проектом на строительство скв. 1 Северо-Крюковской эти отложения предусмотрено также вскрывать при плотности бурового раствора 1,7 г/см³. Однако при бурении чокракских отложений здесь было отмечено более высокое пластовое давление. Для его уравновешивания плотность раствора на глубине 2845 м повысили до 2,12 г/см³, но при дальнейшем углублении скважины для ликвидации водопроявлений вынуждены были увеличить ее до 2,2 г/см³.

В процессе проходки скважины поровые давления во вскрытом разрезе пород контролировали по данными ГИС и кернам. По результатам ГИС коэффициент аномальности поровых давлений в чокракских глинах определен равным 1,6-1,65, а по керновым данным несколько меньшим - 1,55-1,6.

Анализ сейсмических данных по Северо-Крюковской площади показывает, что в ее пределах имеется криптодиапировая складка, тогда как на соседних площадях пласты майкопских и вышележащих пород залегают более спокойно. Очевидно, это обстоятельство играет решающую роль в различии гидродинамических особенностей площадей.

По-видимому, при развитии криптодиапировой складки в майкопских толщах глин, характеризующихся повышенными поровыми давлениями, высоконапорные поровые воды по трещинам и разрывам проникают в перекрывающие их чокракские пласты. Это приводит к возникновению в последних высоких пластовых давлений, но они не фиксируются указанными выше методами контроля поровых давлений. Объясняется это следующими причинами.

При погружении пород эффективные давления в их скелете повышаются и породы уплотняются. Пусть эффективные давления в породе достигли наибольшего значения на глубине (рис. 2), а при дальнейшем погружении отток поровых вод из пород все более затрудняется и из нижележащих пород происходит подток в пласты пород высоконапорных поровых вод, повышающий коэффициент аномальности поровых и пластовых давлений. В таком случае возрастания с глубиной эффективных давлений в скелете пород может не происходить. Более того, при значительном увеличении коэффициента аномальности напряжения на контактах зерен будут с глубиной уменьшаться (см. рис. 2). Однако роста коэффициента аномальности давления поровых вод не будет, так как оно соответствует наибольшим эффективным давлениям в скелете пород на глубине . Связано это с тем, что породы при уменьшении упругих эффективных давлений в их скелете могут деформироваться в незначительной степени, в то время как их уплотнение при погружении происходит в основном за счет необратимых деформаций скелета (переупаковка зерен, их сближение при образовании в них трещин и сколов, растворение минерального вещества на контактах зерен, вторичное минералообразование и т. д.), которые определяют преимущественно их петрофизические свойства.

Диапировые складки на Таманском полуострове имеют большую высоту, и на многих из них образовались грязевые вулканы. В этих условиях прогноз пластовых давлений по петрофизическим параметрам глин очень затруднен и специалисты треста Краснодарнефтегеофизика выдают прогнозные значения пластовых давлений по этому району с отметкой «малодостоверно». Различия в значениях прогнозных и замеренных испытателем пластов на трубах (ИПТ) давлений достигают 30-40 МПа. Аналогичные условия отмечаются в районах развития глиняных диапиров Керченского полуострова [4].

Таким образом, достоверный прогноз пластовых давлений по петрофизическим характеристикам глин и аргиллитов в разрезах прогибов и впадин возможен только там, где при погружении пород и формировании в них аномально высоких давлений поровых вод эффективные давления в породах с глубиной возрастали. Если из-за подтока в породы высоконапорных вод и газов из нижележащих пластов они уменьшались, то прогнозные значения пластовых давлений оказывались малодостоверными, так как породы «запоминают» действовавшие в них наибольшие эффективные давления

Бурение глубоких скважин ведется и в областях, где поверхностный размыв достаточно велик (500-1000 м). Напряженное состояние пород в таких разрезах по графикам зависимостей эффективного давления от глубины характеризуется тем, что кривая не выходит из начала координат, а смещена в область повышенных давлений пропорционально мощности размытых толщ (см. рис. 1, б). Плотность глин вблизи поверхности в таких разрезах также повышена. К подобным районам относятся предгорные районы Крыма и Кавказа, Карпат, отдельные районы Узбекистана, Таджикистана, Туркмении, Сахалина, Урало-Поволжья и др. Условия для прогнозирования пластовых давлений по петрофизическим параметрам глин и аргиллитов в областях поверхностного размыва еще более усложняются.

При эрозии мощных толщ наиболее молодых осадков нижезалегающие породы оказываются выведенными ближе к дневной поверхности, в результате чего уменьшаются нагрузки на породы и их температуры. Из-за различий в коэффициентах и , а также формирования в породах трещин и разрывов, постседиментационных преобразований поровых флюидов и минерального скелета пород и действия многих других факторов происходят весьма сложные и пока слабоизученные изменения ранее возникших в породах давлений поровых вод [1]. Давления в породах иногда изменяются так, что во многих районах, где подток инфильтрационных вод в разуплотняющиеся породы затруднен, в них возникают аномально низкие пластовые давления (АНПД), которые не образуются в прогибах и впадинах на стадиях осадконакопления. Чаще всего АНПД формируются в верхних частях разрезов на глубинах, куда не проникают поверхностные воды.

Считается, что если в результате расчетов поровых давлений по данным ГИС, шламу и керну и -экспоненте ввести поправку за мощность размытых толщ пород, то расчетные данные окажутся близкими к действительным. Однако практика показывает, что даже при введении поправки расхождения определенных значений давлений с замеренными пластоиспытателями нередко очень велики. С одной стороны, это может быть объяснено неточным определением мощности размытых пород на данной площади по мощности одновозрастных толщ пород на соседних площадях, как это рекомендуется, а с другой - теми изменениями, которые произошли в гидродинамических системах при воздымании региона.

Мощность поверхностного размыва определяется по графикам зависимостей эффективного давления от глубины с погрешностью до нескольких десятков метров и поэтому может быть учтена при расчетах с достаточно высокой точностью. Тем не менее расхождения прогнозных значений пластовых давлений с действительными и в этих случаях велики (часто до 30-40 %). Следовательно, причины расхождений необходимо искать в изменениях давлений при воздымании регионов, когда меняются термодинамические условия залегания пород.

В описанных геологических условиях плотность глин и аргиллитов, как и другие их петрофизические свойства, уже не соответствуют глубине их погружения и поровым давлениям в них. Экспериментально показано [5], что при условии затрудненного подтока в породы инфильтрационных вод или при полном отсутствии его в верхней части разреза пород до глубин, где , за счет упругого разуплотнения пород и уменьшения их температуры происходит резкое уменьшение существовавших в породах аномально высоких давлений поровых вод. Это подтверждается результатами измерений давлений в пластах на разных глубинах. В зависимости от конкретных геологических условий давления здесь могут быть меньше гидростатических или равны им. В первом случае возникает новая «линия нормальных поровых давлений». Ниже указанной глубины давления также варьируют. В зависимости от величины уменьшения давления и мощности размытой толщи коэффициент аномальности давления в породе может или возрасти, или уменьшиться по сравнению с его значением на наибольшей глубине погружения породы. По петрофизическим параметрам глин или аргиллитов характер этого изменения определить невозможно.

Как видно на рис. 1, б, «линия нормальных поровых давлений» в настоящее время может проходить в породах, ранее имевших аномально высокие давления поровых вод, и находиться значительно ниже первоначальной «линии нормального уплотнения глин» на стадии их уплотнения. В таком случае, если, пользуясь «методикой эквивалентных глубин», плотность породы, ее удельное электрическое сопротивление или скорость распространения в ней упругих колебаний принять равными на глубине определения порового давления в зоне АВПД и на эквивалентной глубине Н_э, где поровое давление «нормальное» в настоящее геологическое время, т. е. на «вторичной» линии нормальных поровых давлений, то в результате расчетов могут быть допущены большие погрешности. Они возникнут также, если эквивалентную глубину выбрать на кривой ранее существовавшей «линии нормального уплотнения глин». Таким образом, и в том и в другом случае неизбежно допускаются погрешности в определении величин поровых давлений. Они в зависимости от конкретных геологических условий могут достигать больших значений. Так, на отдельных площадях южных бортов Западно-Кубанского прогиба и Восточно-Кубанской впадины относительная погрешность прогноза пластовых давлений по сравнению с замеренными глубинными манометрами достигает 20-30 % и более. Подобные результаты получены на многих площадях Керченского полуострова [4].

Нередки случаи, когда зона перехода от нормальных поровых давлений к аномально высоким в скважине в описанных геологических условиях выделяется неуверенно. Различными методами она отмечается на неодинаковых глубинах [4]. Связано это с тем, что упругое разуплотнение пород при уменьшении нагрузки невелико и петрофизические свойства глин колеблются настолько незначительно, что эти изменения фиксируются одними методами и не отмечаются другими, менее чувствительными. Большие расхождения между показаниями разных методов характерны для областей значительного поверхностного размыва. Так, в скв. 3 Северо-Новодмитриевской геолого-технологические исследования (ГТИ) процесса бурения осуществляли с помощью станции «Старт». При прогнозе пластовых давлений были учтены условия бурения предыдущих глубоких скважин на этой и прилегающих площадях, а также результаты замеров пластовых давлений глубинными манометрами. Прогноз давлений облегчался также тем, что указанный район хорошо изучен поисковыми скважинами. В комплекс методов прогноза давлений входили ГИС, d_м-экспонента, исследования шлама и кернов. При расчетах поровых давлений разными методами вводили соответствующие поправки. Тем не менее расчетные величины давлений в этом случае заметно различаются и на глубинах ниже 5000 м расхождения достигают 10-12 МПа, а между крайними значениями давлений по данным ГИС и d_м-экспоненте расхождение равно 20-25 МПа. Очевидно, что такой прогноз давлений не может удовлетворить запросы бурения.

Интересно, что какую бы поправку в расчеты поровых давлений разными методами за мощность поверхностного размыва здесь не вводили (от 350 до 1000 м), уменьшить расхождения между показаниями разных методов не удалось. Это показывает, что разуплотнение пород по-разному отражается на показаниях, полученных с помощью указанных выше методов исследования петрофизических свойств глин.

В горных районах поверхностный размыв может достигать 2000-3000 м. На поверхность здесь выходят породы, которые в период прогибания регионов имели аномально высокие давления поровых вод. На графиках зависимостей эффективного давления от глубины кривая почти параллельна оси глубин и определить величину поверхностного размыва не представляется возможным. Подобные условия характерны для разрезов многих площадей Афгано-Таджикской депресии. На Северо-Западном Кавказе это площади Дефановская, Шапсугская, Куполовская и др. Из вышеизложенного видно, что это районы наиболее глубокого преобразования ранее существовавших гидродинамических систем. В таких разрезах отсутствует «линия нормального уплотнения глин» и может быть выделена «линия нормальных поровых давлений», характеризующих разрез пород в настоящее геологическое время. Очевидно, что теоретических предпосылок для достоверного прогноза пластовых давлений по поровым давлениям здесь нет и значения пластовых давлений в породах могут значительно отличаться от прогнозных.

Из изложенного видно, что достоверность прогноза пластовых давлений по петрофизическим параметрам глин и аргиллитов в разных геологических условиях неодинакова. Иногда давления прогнозируются весьма уверенно и достоверно, что позволяет решать многие практические вопросы проходки скважин в отложениях с АВПД. В зонах развития глиняного и соляного диапиризма достоверность прогноза пластовых давлений уменьшается, несмотря на то что поверхностный размыв здесь отсутствует. В разрезах со значительным поверхностным размывом (500-1000 м) достоверность прогноза давления невелика, так как теоретические основы его для этих условий пока не разработаны. Там, где в настоящее геологическое время на поверхность выходят породы, имевшие в период прогибания региона аномально высокие давления поровых вод, предпосылок для успешного прогноза давлений нет. Все это должно учитываться при ГТИ поисковых и разведочных скважин на новых площадях.

Для успешного бурения скважин на площадях с АВПД с перепадами между забойными и пластовыми давлениями, регламентируемыми ЕТП, прогноз давлений по петрофизическим параметрам глин и аргиллитов должен контролироваться гидродинамическими методами исследования скважин. К ним относится контроль газонефтеводопроявлений и поглощений бурового раствора по изменению объема бурового раствора в приемных емкостях, как наиболее простой и оперативный. Успешно могут решаться вопросы предупреждения осложнений в процессе бурения при оперативной оценке пластовых давлений по гидродинамическому методу, описанному ранее [3]. Подобные методы должны совершенствоваться, а их применение - расширяться. Это один из путей успешного решения многих практических задач бурения скважин без осложнений и аварий.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Гинсбург Г.Д., Гуревич А.Е., Резник А.Д. О причинах низких пластовых давлений на севере Сибири. - Советская геология, 1971, № 9, с. 45- 58.
Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений М., Недра, 1978.
Нестерова Т.Н., Кощев С.Н. Метод оперативной оценки пластового давления и предупреждения осложнений в процессе бурения по результатам геолого-технологических исследований.- НТС Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. М., ВНИИОЭНГ, 1985, № 12, с. 26-29.
Озерный О.М. Прогнозирование АВПД в Причерноморско-Крымской газонефтеносной области.- Геология нефти и газа, 1984, № 6, с. 35-40
Ситников М.Ф. Об условиях возникновения аномально низких пластовых давлений и усилении вторичной миграции нефти и газа в период их деформирования. - Геология нефти и газа, 1975, № 11, с. 60-66.

Рис. 1. Графики изменения с глубиной h порового р_пор, геостатического р_г, эффективного р_Эф давлений и плотности пород

Области: а - осадконакопления, б - поверхностного размыва до 500-1000 м, в - поверхностного размыва свыше 2000-3000 м

Рис. 2. График изменения с глубиной h эффективного давления в породе в процессе погружения при подтоке в нее высоконапорных поровых флюидов в интервале глубин

Эффективные давления в породе: ав - истинные, аб - экспериментально определенные, которым соответствуют ее петрофизические свойства, - наибольшее эффективное давление в породе в процессе ее погружения