К оглавлению	УДК 553.981.2:532.311.8.003.12
	© А.И. Тимурзиев, 1991

Способ предварительной оценки начальных пластовых давлений нефтяных и газовых месторождений

А. И. ТИМУРЗИЕВ (КазНИПИнефть)

Для предварительной оценки начальных пластовых давлений применяют различные способы. Наиболее широко используются геологические, геофизические и технологические.

Определение начальных пластовых давлений (р_нач) по величине условного гидростатического  приводит к большим ошибкам, поскольку р_нач в нижних комплексах отложений большинства нефтегазоносных бассейнов превышают гидростатические, характеризуясь аномалиями различного значения.

Для оценки величины отклонения фактического значения р_пл от расчетного р_гидр нами использовалось понятие «коэффициент негидростатичности» (k_нг), представляющее собой отношение фактического пластового давления (р_пл) к истинному р_гидр, определяемому с учетом фактического распределения плотности флюида по стратиграфическому разрезу осадочного чехла на разбуренных площадях (В.В. Ларичев, А.И. Тимурзиев, 1986):

При использовании для расчетов коэффициента аномальности Ка условного р_гидр неизбежны ошибки и искажения реальности картины отклонения Рпл от Ргидр.

Как отмечают В.М. Добрынин и В.А. Серебряков (1978 г.), нормальное Р_гидр является условным понятием. Тем более следует считать условным понятие «условное гидростатическое давление». В практику они введены для удобства пользования при изучении пластовых давлений. Принятое упрощение приводит к занижению, завышению или усреднению, т.е. к искажению истинного значения р_гидр. В этих условиях для исключения влияния минерализации вод при определении аномальности пластовых давлений за аномально высокие принимают давления, k_a которых превышает 1,2 (А.А. Орлов, 1983 г.); 1,3 (В.М. Добрынин, В.А. Серебряков, 1978 г.); 1,1 - 1,2 (Б.А. Тхостов, 1960 г.); 1,2-1,25 (В.С. Мелик-Пашаев и др., 1983 г.) и т. д. Как видно, у исследователей нет единого мнения по поводу нижнего предела k_a и соответственно р_пл, величину которого следует относить к аномально высокому.

Понятие «коэффициент аномальности» по своему содержанию не всегда отвечает назначению, т. е. характеристике аномальности пластовых давлений. Например, на глубине 1000 м замеренное р_нач составило 12 МПа, k_a = 1,2. Учитывая, что k_a> 1, смысл понятия «коэффициент аномальности» очевиден. Однако если плотность жидкости в скважине равна 1,2 г/см³ (крепкий рассол с минерализацией 300-320 г/л), то, хотя величина k_a и в этом случае будет равна 1,2, говорить об аномальности пластовых давлений в этом случае неправомерно. Недопустимость использования понятия «условное гидростатическое давление» и k_a усугубляется в связи со вскрытием по большинству нефтегазоносных регионов нижних инверсионных зон, характеризующихся резким снижением минерализации и соответственно плотности пластовых вод.

Проблема эта снимается, если при расчетах оперировать значениями гидростатических давлений с учетом фактического распределения плотности флюидов по стратиграфическому разрезу (средневзвешенные по гидрогеологическим комплексам значения). В таком случае аномальным (или сверхгидростатическим) будет давление, отличающееся от истинного гидростатического: при k_a (Кнг)> 1; аномально низким при k_a(k_нг)< 1.

Изучение физической модели механизма формирования аномалий давлений пластовых флюидов позволило обосновать глубинный источник и инъекционную природу (с участием пьезоконвекционного эффекта) гидродинамических аномалий и исключительную молодость (неоген-четвертичное время) этого процесса (А.И. Тимурзиев, В.В. Ларичев, 1986 г.). На примере Мангышлака нами получена эмпирическая зависимость, функционально связывающая изменение (Кнг) пластовых давлений триасового комплекса с градиентом скорости новейших деформаций земной коры (G). Полученная зависимость (рисунок) аппроксимируется уравнением вида , где а = 0,8 и в=0,9 - коэффициенты уравнения регрессии, которая дает возможность для аналитической интерпретации и прогноза изучаемой связи. Коэффициент корреляции r = 0,9.

Исходными данными для расчета величины (G) служат амплитуды относительных деформаций среднемиоценовой поверхности осадконакопления. Горизонтальный градиент амплитуд, отнесенный к продолжительности деформации пород, характеризует рассматриваемый физический параметр.

Таким образом, Кнг, а равно и Рнач, вводимой в бурение площади можно определить, зная величину G по этой площади по формуле Кнг = 0,8+0,91*G. Ошибка уравнения регрессии m_ух = 0,01.

Вероятность отклонения экспериментальных значений критерия значимостиот теоретических .

Описанный способ предварительной оценки р_нач нефтяных и газовых месторождений признан изобретением, и на него выдано авторское свидетельство (А. С. СССР № 1484925, кл. 21В 47/06 1989 г., приоритет от 18 августа 1986 г., авторы Л.П. Дмитриев, А.И. Тимурзиев, В. В. Ларичев).

За три года, прошедшие со времени оформления этого технического решения, получены достоверные данные по пластовым давлениям флюидов в триасовых отложениях на 21 площади. Имеющиеся по ним значения градиента скорости новейших деформаций земной коры позволяют провести сравнительный анализ эффективности реализованного прогноза. Значения Кнг по этим и другим не использованным при построении графика площадям, вынесенным на рисунок, позволяют наглядно убедиться в высокой достоверности и прогностической силе установленной связи.

Существенные отклонения от линейной связи, имеющие место для ряда площадей и образующие два самостоятельных поля группирования точек, имеют объективную природу. Нижнее (I) связано со структурами, этаж нефтегазоносности которых охватывает как триасовую, так и юрскую часть разреза (Южный Жетыбай, Тасбулат, Северо-Западный Жетыбай, Актас, Бектурлы, Северо-Ракушечное). Нарушение линейной связи объясняется в этом случае стравливанием р_пл в доюрской части разреза за счет прорыва и последующей релаксации высоконапорных флюидов в юрскую продуктивную толщу. Условие отклонения фактического значения Кнг в разрезе триасовых отложений поисковых площадей в сторону уменьшения от теоретического (расчетного) может служить поисковым критерием наличия залежи в юрской продуктивной толще.

Верхнее поле точек (II) эмпирической зависимости связано с площадями, замеры Р_пл по которым осуществлялись в «сухих», бесприточных интервалах (Кожур, Жулдыз, Кенестюбе, Атабурун, Степное и др.) и отдельных бесприточных интервалах других площадей (Махат-Прибрежное и др.), характеризующих не динамическую энергию пластового флюида, а давление столба бурового раствора. По этим площадям зачастую существует тесная связь между Кнг пластовых давлений и плотностью бурового раствора. В пользу этого вывода может свидетельствовать и динамика изменения Кнг в процессе утяжеления или облегчения бурового раствора.

Таким образом, приведенные результаты исследований по установлению корреляционной связи Кнг с градиентом G, равно как и опыт реализованного прогноза, позволяют рекомендовать предложенное техническое решение для использования в производственной деятельности буровых предприятий на этапе предварительной оценки р_нач нефтяных и газовых месторождений. Использование предложенного способа позволяет оперативно, без дополнительных материальных затрат прогнозировать р_нач на площадях, вводимых в глубокое бурение, и тем самым обеспечивает за счет правильного выбора технологии бурения безаварийную проводку скважин. Способ особенно эффективен в условиях геодинамически активных районов с АВПД флюидов, где вероятность осложнений заметно возрастает.

Abstract

A new way of predicting initial reservoir pressures in oil and gas deposits has been developed. The possibilities of this method are shown illustrated by the fields in the Triassic complex of southern Mangyshlak. The theoretical substantiation and the quantitative evaluation of reliability of the established relation of reservoir pressures to velocity gradient of the newest deformations of the Earth's crust are given.

Рисунок График зависимости к_нг пластовых давлений от градиента G для месторождений и разведочных площадей Южного Мангышлака.

Значения Кнг по площадям: 1 - использованным для получения анализируемой связи; 2 - разбуренным после получения анализируемой связи (реализованный прогноз), 3 - совмещение значений Кнг