Меню

Аномально высокое пластовое давление в газовых пластах

Закономерность формирования аномально высоких пластовых давлений Текст научной статьи по специальности « Науки о Земле и смежные экологические науки»

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Калинин А. Е.

Существуют гипотезы, которые объясняют явления возникновения аномально высоких пластовых давлений под воздействием нагрузок от вышележащих пород. В данной статье не отрицается существование подобного эффекта и рассматривается возникновение аномально высоких пластовых давлений в результате фильтрации пластовых газа и жидкости снизу вверх под давлениями прорыва газов из-под земной коры.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Калинин А. Е.

Текст научной работы на тему «Закономерность формирования аномально высоких пластовых давлений»

ООО «Газпром добыча Астрахань»

ЗАКОНОМЕРНОСТЬ ФОРМИРОВАНИЯ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

Существуют гипотезы, которые объясняют явления возникновения аномально высоких пластовых давлений под воздействием нагрузок от вышележащих пород. В данной статье не отрицается существование подобного эффекта и рассматривается возникновение аномально высоких пластовых давлений в результате фильтрации пластовых газа и жидкости снизу вверх под давлениями прорыва газов из-под земной коры.

Ключевые слова: аномально высокое пластовое давление, коэффициент аномальности.

Под аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) обычно подразумевают превышение этих давлений над гидростатическими (нормальными) давлениями, вводя условный коэффициент аномальности:

При этом, учитывая максимальную минерализацию пластовых вод, нижний предел коэффициента аномальности принимают равным

1,27, а верхний коэффициент определяют по горному давлению — 2,3 [1].

Согласно гипотезе, высказанной впервые В.К. Иллингом еще в 1938 г., формирование АВПД происходило в процессе гравитационного уплотнения глин, сопровождаемого оттоком флюидов из глинистых толщ. Величина АВПД, в соответствии с этой гипотезой, зависит от темпа накопления и времени захоронения осадков.

Гипотеза В.К. Иллинга получила дальнейшее развитие в работах Дж. Дикинсона (1953 г.), М.К. Хьюберта и У. Раби (1959 г.), которые также считают, что быстрое отложение глин могло привести к образованию аномального давления внутри толщи пород, т. к. вода, газ или нефть, не успевая отжаться из глин, принимают на себя часть веса этой толщи. Г.А. Бабалян (1953 г.) утверждал, что возникновение АВПД в экранированном, но еще не полностью уплотненном пласте возможно при следующих условиях:

— когда залежь экранирована нарушениями, глинистыми пластами и т. п., в результате чего миграция жидкости прекращается, и нагрузка от последующих наслоений, образовавшихся после экранирования залежи, полностью передается на жидкость;

— когда с экранированием залежи миграция жидкости уменьшается настолько, что давление от нагрузки последующих наслоений опережает спад давления от миграции жидкости из залежи;

— если залежь не экранирована, а коллектор проницаем и миграция из него мала, то жидкость будет воспринимать часть нагрузки на себя.

Впервые на формирование зон АВПД как на закономерность обратил внимание И.М. Губкин. По его мнению, формирование зон АВПД в Азербайджане происходило в акчагыльское время в области развитых диапировых складок, в которых пластичные глинистые массы под огромным давлением двинулись по линиям наименьшего сопротивления в зоны слабого давления через молодые отложения. При этом к ядрам складок как к наиболее раздробленным частям устремились газ и вода. Если приток газа был значительным и газ не успевал выйти наружу, то происходило его накопление в недрах в больших количествах, что создавало высокие давления. Достигнув критического значения, оно разряжалось выбросом газа и его извержением. Извержение в большинстве случаев сопровождалось воспламенением газов и излиянием грязевых потоков.

Перемещение нефти и газа в глинистых сланцах подтверждается наличием многочисленных месторождений с АВПД в различных районах мира. Так, в районе Северного побережья Мексиканского залива зоны с АВПД часто встречаются на глубинах около 2 700 м даже в приразломных залежах.

Согласно теории созревания месторождения, нефть, а также, возможно, и газ, мигрируют из более глубоких горизонтов, поступая в результате латеральной миграции, по-видимому, на расстояния до 160 км через отложения, которые на большей части этого пути вниз по

падению пластов представлены глинистыми сланцами, или за счет вертикального проникновения газа через глинистые сланцы. Очевидно, в последнем случае в глинистых сланцах должно формироваться аномально высокое по-ровое давление (АВПоД).

Это явление объясняется тем, что для перемещения нефти в глинистых сланцах на 25 мм необходим перепад давления, приблизительно равный 4 МПа. Генерационные процессы, горное давление, высота залежи или разность пластовых давлений не могут физически обеспечить внедрение нефти в глинистые отложения на расстояние порядка 10 см, если не будут проявляться какие-то исключительные условия, что постоянно наблюдается на многих месторождениях нефти и газа, где глины являются идеальной покрышкой.

Высказанные гипотезы так и остаются ими, поскольку не имеют доказательств, подтверждающих факт появления АВПД за счет латеральной миграции нефти одновременно с процессом осадконакопления. Скорее всего, АВПД явилось следствием закончившегося осадконакопления с образованием покрышек, под которыми и были сформированы идеальные условия образования зон АВПД.

Читайте также:  Какое статическое давление вентилятора что это

Можно полагать, что и солевые отложения ведут себя аналогичным образом, под ними также сформированы залежи нефти, газа и конденсата с АВПД.

Аномально высокие пластовые давления распространены повсеместно. Они зафиксированы на юге Украины даже под кристаллическим фундаментом[3].

На месторождениях Северного Кавказа, как и на других месторождениях мира, можно предположить формирование залежей нефти и газа с АВПД, происходящим вследствие фильтрации газа снизу вверх при замещении его отжатой водой. В связи с этим с уверенностью можно рассматривать более ранние юрские отложения как источник формирования залежей нефти и газа в нижне- и верхнемеловых отложениях, в форами-ниферовых и майкопских глинах. И только в вышележащих корогано-чокракских отложениях эта аномалия исчезает, что можно объяснить явлением разгрузки давления по трещинам и разломам при выходе нефти и газа на дневную поверхность.

Многолетние исследования условий осад-конакопления в Апшеронской области показали, что развитие процесса седиментации созда-

вало определенную ритмичность в разрезе осадков. Эта ритмичность, как указывал И.М. Губкин, является отражением колебательных движений, проявляющихся в Каспийской впадине. Очевидно, аналогичные процессы происходили во всех складчатых областях, например на Северном Кавказе и в других регионах.

Резкие изменения в колебательных движениях земной коры приводили к эрозии горных пород и накоплению осадков, слагающих песчаники, на смену которым приходили глинис-то-алевролитовые толщи и отложения солей.

Эта особенность осадконакопления явилась основой, с одной стороны, расчленения продуктивной толщи на коллекторы, способные вмещать в себе углеводородные системы и пластовые жидкости, а с другой — формирования покрышек, разделяющих коллекторы между собой.

Общей закономерностью является и то, что большинство гигантских месторождений нефти и газа приурочены к глобальным разломам земной коры с характерным увеличением углов падения пластов и увеличением этажа нефтега-зоносности, достигающего 1 000-1 500 м и более. Как правило, эти месторождения буквально пронизаны трещинами разлома и сопутствующими им сбросами ступенчатого характера. Сеть сбросов сгущается в сводовой части поднятий, где амплитуда их достигает наибольшей величины и затухает на периклиналях и крыльях залежей нефти и газа. Большинство дизъюнктивных нарушений являются поперечными, амплитуда их относительно небольшая, и с глубиной они быстро затухают. Кроме того, на большинстве поднятий выделяются продольные региональные разломы, разделяющие иногда массивные залежи нефти и газа на самостоятельные блоки. Примерами таких поднятий могут быть месторождения Тенгиз, Карачага-нак, Астраханское газоконденсатное месторождение, месторождения нефти и газа в Персидском заливе и другие.

Амплитуды продольных разломов достигают 1 500-3 000 м, местами сопровождаются серией мелких сбросов, образующих зону дробления. Такие разломы установлены на Челекене, Небит-Даге, в Грозненском нефтяном районе, в Алжире (Хаси-Мессауд), в Мексиканском заливе, во Вьетнаме и т. д.

Основные разгрузки углеводородов на дне океана оказались приуроченными к крупным

разломам, осложняющим склоны глубоководных желобов, впадин, а главное — континентальные склоны [4].

ГИ. Войтов (1979 г.) первым выполнил оценку глобальных масштабов современной углеводородной дегазации, составившей 330 млрд м3/г., и 80 % этой разгрузки им было связано с мантией.

Наиболее наглядно процессы углеводородной дегазации проявляются в регионах вулканической и грязевулканической деятельности. 220 газонефтяных вулканов восточного Азербайджана вынесли за последний миллион лет 175 трлн м3 метана — количество, которое не могло быть генерировано всем мощным осадочным разрезом (10 км и более) этой и прилегающих территорий [2].

Всего за 1 млн. лет через каналы газонефтяных вулканов в атмосферу «улетело» несколько десятков уренгоев. Кстати, известные и прогнозные запасы газа для этой части территории Азербайджана составляют лишь несколько сотен миллиардов кубометров, и ясно, что деформирование углеводородных скоплений было лишь мелким побочным эффектом разгрузки глубинных газов по многочисленным каналам грязевых вулканов [2].

Вертикальная фильтрация сверхкритичес-ких углеводородных (УВ) и углеводородноводных (УВВ) флюидов привела к образованию газонефтеконденсатных залежей с АВПД.

При формировании залежей углеводороды оттесняют воду и насыщают первично-пористое пространство с последующей дифференциацией углеводородов по плотности.

Рассмотрим процесс формирования АВПД с позиции накопления и уплотнения осадков с одновременной фильтрацией пластового флюида через них. Эта фильтрация на начальной стадии

Рисунок 1. Распределение углеводородов в кровельной части по разрезу залежи: 1 — газ;

2 — конденсат; 3 -нефть; 4 — подошвенная вода

осадконакопления была высокой. По мере того как происходило уплотнение осадков под действием веса вышележащих пород, уменьшалось поровое пространство, и глинистые частицы склеивались между собой, образуя непроницаемые перегородки для выхода газа из них. В этот момент времени практически прекращается дальнейшая фильтрация пластовых флюидов снизу вверх при давлении в запечатанных слоях напластования, равном давлению, создаваемому весом вышележащих пород. В геологическом времени происходило и дальше осадконакопление, что привело к увеличению веса столба вышележащих пород, хотя давление в запечатанном поровом пространстве осталось без изменения из-за прекращения дальнейшей фильтрации пластового флюида. Отсюда следует, что АВПД, с одной стороны, никогда не равно геостатическому давлению вышележащих пород, а с другой — никогда не превышает его, а только приближается к нему [4].

Читайте также:  Парциональное давление водяного пара таблица

Прогнозировать существование зон АВПД с высокой точностью можно, очевидно, при условии знания геологического строения залежи, формирования зон АВПД в аналогичных близлежащих структурах, а также знания закономерности распределения пластовых давлений по разрезу осадочного чехла.

При блочном строении залежей УВ аномально высокие пластовые давления в них следует рассматривать как проявление избыточного давления. Причем если бы отсутствовала связь по нарушениям, то верхние горизонты с небольшой высотой газовой залежи не отличались бы столь высокими градиентами пластовых давлений, а отклонения от гидростатического давления находились бы в пределах избыточного давления в соответствии с высотами отдельных газоносных пластов.

Рисунок 2. Модель распределения давления в газоконденсатной залежи

Для однородной газовой залежи, в нижней части которой имеется пластовая вода, избыточное давление определяется весом столба газа. Оно равно разности пластового давления на газоводяном контакте (ГВК) и давления в сводовой части при условии, что давление на ГВК нормальное [4].

Такая модель распределения давлений в верхней части разреза позволяет сделать вывод, что все нефтеводогазонасыщенные коллекторы, расположенные над покрышкой, имеют нормальный закон распределения пластовых давлений. Ниже, в переходной зоне, имеет место АВПоД, а под покрышкой — АВПД. Условный коэффициент аномальности К1 в этой зоне достигает максимального значения. Переходная зона заканчивается в кровле продуктивного горизонта в точке 1 (рис.1).

Если это газоконденсатное месторождение, то в кровле газовой залежи формируется избыточное давление с максимальным коэффициентом аномальности К^, причем ^ > К^. На контакте газ-конденсат (точка 3) пластовое давление будет выше, чем в кровле пласта, на величину АР:

где с. — средняя плотность газа в газовой части залежи, определяемая средними значениями давления и температуры; к. — высота этажа га-зоностности.

Ниже от точки 2 до точки 3 АВПД также проявляется в виде избыточного давления АР к в зоне расположения конденсата по формуле

где ск — средняя плотность конденсата в конден-сатной части залежи высотой к .

Точно так же формируется аномалия давления в нефтяной оторочке, если она существует, т. е.

Рисунок 3. Распределение давления по разрезу Астраханского ГКМ

где снг — средняя плотность газонасыщенной нефти по этажу нефтяной оторочки кн.

От контакта нефть-вода (точка 4) вниз по разрезу в большинстве случаев наблюдается нормальное пластовое давление, определяемое уравнением:

где Рпл (Н) — нормальное пластовое давление

на глубине Н; сж — плотность пластовой воды.

Теперь, зная АР., АРк и АРн, можно определить пластовое давление на любой отметке газоконденсатной залежи либо графически, либо расчетным путем.

Для этого сначала определяем пластовое давление в кровле газовой шапки по уравнению Р = Р (Н) — АР — АР- АР (6)

Затем определяем давление на контакте газ-конденсат:

и на контакте конденсат-нефть:

По расчетным значениям Р, Р , Р и Р (Н)

можно построить график изменения давления по разрезу газоконденсатной залежи (рис. 3).

Из рис. 3 видно, что самое высокое давление находится на границе раздела газ-вода при условном коэффициенте аномальности, равном единице, в то время как минимальное давление будет находиться в переходной зоне с максимальным значением коэффициента аномальности.

Можно отметить, что избыточные давления, образовавшиеся в залежи благодаря разности в плотностях газа, конденсата, нефти и воды в высокоэтажных месторождениях, отличаются характерной картиной градиентов АВПД. Следовательно, максимальное превы-

Рисунок 4. Распределение коэффициента аномальности по газоконденсатным и газонефтяным месторождениям мира

шение пластового давления над условно гидростатическим отмечается в наиболее поднятой сводовой части газовой залежи. В направлении от свода к погружению градиенты АВПД закономерно снижаются, а в районе контакта с пластовой (подошвенной) водой влияние указанного фактора полностью затухает [4].

Для установления этой закономерности были проанализированы данные, представленные в работах [1,2,3,4]. Анализ показал, что АВПД наблюдается только в залежах с большими углами залегания пластов в складчатых областях при наличии тектонических нарушений и мощных экранирующих горизонтов, а также по месторождениям с большим этажом газоносности.

Для этого были подвергнуты анализу следующие данные: глубина газоводяного контакта Н; глубина до кровли залежи Н; высота газовой залежи Нг; начальное пластовое давление в кровле газовой залежи Рг; плотность газа сг и пластовой воды сж; условное гидростатическое давление на глубине Н, Ргст.

Читайте также:  Горячая механическая обработка давлением это

Исходя из гипотезы формирования избыточного давления в газовой залежи при фильтрации газа снизу вверх, можно определить фактический коэффициент аномальности по формуле:

где Рпл(Н) и Ргс(Н) — пластовое давление на контакте раздела газ-вода на отметке Н (кровля подошвенной воды) и условно-гидростатическое — в кровле газовой залежи.

Совместное решение уравнений (1) и (9) позволяет установить связь между условным и фактическим коэффициентами аномальности:

Из этого выражения можно сделать вывод, что фактический коэффициент аномальности всегда больше условного.

Используя выражение (10) и данные, приведенные на рис. 4, с применением методов регрессионного анализа на альтернативной основе получена эмпирическая зависимость, связывающая фактический

коэффициент аномальности с этажом газоносности, где Н = Н — Н

Анализируя выражение (11), можно сделать вывод, что фактический коэффициент аномальности пластового давления зависит от места расположения кровли пласта и глубины нахождения подошвенной пластовой воды, а величина 1,1 является поправкой к фактическому коэффициенту аномальности, определяемому отношением среднего значения плотности пластовой воды (

1 100 кг/м3) к плотности дистиллированной.

Для сравнения с распределением давлений по разрезу Астраханского газоконденсатного месторождения рассмотрим закономерность изменения давлений на Тенгизском нефтяном месторождении. Данные распределения давлений по разрезу Тенгизского месторождения представлены на рис. 5.

График изменения пластового давления с глубиной (рис. 5) отражает следующие характерные особенности Тенгизской залежи. Во-первых, большинство точек группируются вдоль одной линии (скв. 9, 7, 27, 4, 11, 5, 39, 6, 44, 41, 38, 17, 10). Эти скважины охватывают практически всю площадь залежи. Замеры давлений в большинстве скважин выполнены до начала открытого фонтанирования скважины 37Т, т. е. отражают начальные пластовые условия.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 1 10 120 130 140 150

Рисунок 5. Изменение пластового давления с глубиной

плотность бурового раствора, кг/м3 0 500 1000 1500 2000 2500

0 -1000 2000 3000 -4000 -5000 Е 6000 -К 7000 -8000 -9000 -10000 11000 -12000 —

Рисунок 6. Изменение плотности бурового раствора с глубиной

Также по формуле (12) были определены значения плотности нефти

где рср — средняя плотность нефти в интервале АН ;

АР = Рпл2 — Рплх — разница в величинах пластовых давлений, замеренных на глубинах Н1 и Н2.

Был построен график изменения плотности с глубиной (рис. 6).

Из графика (рис. 6) видно, что на глубине 11000 м плотность равна 1 г/см3. Исходя из рисунков 5 и 6, можно утверждать, что на глубине 11000 м находится водоносный пласт.

Расчетные значения Кф для различных месторождений, приведенные на рис.4 и 6 достаточно хорошо располагаются вдоль кривой, описываемой уравнением (11). Это обстоятельство указывает на единство механизма образования АВПД, что подтверждает гипотезу фор-

мирования избыточного давления в газовых и нефтяных месторождениях, происходящих в период осадконакопления и уплотнения при миграции углеводородных газов из-под еще не окончательно затвердевшего фундамента при высоких давлениях и температурах.

1. Буряковский Л.А, Джеваншир Р.Д. Способ прогнозирования начального пластового давления. Авт. Св. №779575 Е21В 47/06. Опуб. 15.11.89. Бюл.№42.

2. Валяев В.М. Углеводородная дегазация Земли и генезис нефтегазоконденсатных месторождений. Газовая промышленность. — 1997. — №7. — С. 6-10.

3. Васильев В.Г., Жабрев И.П., Лыков М.С. Газовые и газоконденсатные месторождения. — М.: Недра. — 1975. — 527 с.

4. Фертель У.Х. Аномальные пластовые давления. Пер. с англ. — М.: — Недра. — 1980. — 198 с.

Сведения об авторе:

Калинин А.Е., оператор подземного ремонта скважин 4-ого разряда, цех по работе с подземным оборудованием, ООО «Газпром добыча Астрахань»

414GGG, г. Астрахань, ул. Ленина, 3G, тел. (8512) 3G9136, e-mail: sarmat3G@mail.ru

LAW OF FORMATION ABNORMAL HIGH SEAM PRESSURE

There are hypotheses which explain the occurrence phenomena is abnormal high seam pressure (AHSP) under the influence of loadings from overlying breeds. In given article existence of similar effect is not denied and occurrence AHSP as a result of a filtration seam gas and a liquid from below upwards under pressure of break of gases from under earth crust is considered.

Key words: abnormal high seam pressure, anomaly factor.

1. Buryakovsky L.A, Dzhevanshir R.D. Method for initial formation pressure prediction // The Author’s certificate № 779575 E21B 47 / issued 15.11.89. Bul. № 42.

2. Valyaev V.M. Hydrocarbon evaporation of the Earth and genesis oil-gas-condensate fields // Gasovaja promyshlennost. -1997. — № 7. — s. 6-10.

3. Vasiiljev V.G., Zhabrev I.P., Lykov M.S. Gas and gas-condensate fields. — M. : Nedra. — 1975. — 527 s.

4. Fertel U. Kh. Abnormal formation pressure. Transl. from English. — M.: Nedra, 1980. — 198 s.

Источник

Adblock
detector