Dobrynin_V.M._Petrofiz._modelirovanie_prirodnyh_gidrodinam._processov

Данное распределение nотоков контролируется зависимостью

начального градиента давления вод G0 в тонких порах от темnе­

ратуры, а также теnлоnроводностью пород.

Вероятно, в различных регионах в зависимости от началь­

ных условий область <<стока>) nоровых вод, заключающая в себе

механизм термодинамического градиента давления, может на­

ходиться на разных глубинах. Она поднимется выше по разрезу

при увеличении температурного градиента и оnустится ниже

nри его уменьшении.

Надо еще иметь в виду, что процесс миграции вод, создавае­

мый термодинамическим градиентом, исследован в <<чистом виде>)

применительно к древним nлатформам, где скоростью осадкаоб­ разования можно nренебречь (v0 = О) и гидродинамический ре­ жим подземных вод близок к застойному. Не учтена также регио­ нальная миграция вод. Все эти процессы мoryr наложиться один

на другой и существенно изменить процесс миграции вод.

ПРЯМЫЕ НАБЛЮДЕНИЯ И ОЦЕНКА ЗНАЧЕНИЙ

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ГРАДИЕНТОВ В ПРИРОДНЫХ УСЛОВИЯХ

Непско-Ботуобинская аmеклиза. Непско-Ботуобинская ан­

теклиза (НБА) является перспективным в нефтегазоносном

отношении районом Сибирской nлиты. Нижняя часть разреза

НБА представлена древними уплотненными терригенными от­ ложениями рифей-вендского возраста, верхняя часть - карбонатно-галогенными nородами кембрийского возраста[15].

На северо-восточном участке НБА развита толща многолетне­

мерзлых пород.

На рис. 4 nредставлено по результатам изучения скважин на nлощадях и месторождениях НепскоБотуобинекой антеклизы изменение измеренных пластовых давлений с глубиной. Кривые

наблюдаемых давлений сопоставлены с кривыми нормальных

гидростатических давлений, вычисленных с учетом реальной

минерализации nластовых вод.

Для терригенных отложений рифей-вендского возраста, за­

легающих в районах НБА, свободных от многолетнемерзлых nород (рис. 4, а), среднее значение градиента наблюдаемых пластовых давлений (др 1дh) составляет 9,5 · 10-з МПаjм, а

средний градиент нормального гидростатического давления при

средневзвешенной nлотности (о. = 1,14 · 103 кr/м3) составляет

(дрfдh) =11,2·1О-3 МПаjм.

Г. С.

21

Поскольку пластовые и поровые давления в древних осадоч­ ных бассейнах обычно равны, то средний термодинамический

градиент поровых давлений в низкопроницаемых разностях nо­ род (глинах) найдем no формуле

(др 1 дh)тдг =(др 1 дh)наб -(др 1 дh)r. с

= 9,5 ·lо-з -11,2.103 = -1,7 .lо-з МПа 1 м.

В терригеиных рифей-вендских отложениях, находящих­

ся в зоне развития многолетнемерзлых nород НБА, термо­

динамический градиент nоровых давлений увеличивается

(рис. 4, б). Эта зона имеет более высокую тектоническую на­

рушенность, увеличенную вертикальную nроницаемость тол­

щи и более интенсивную нисходящую фильтрацию, более

интенсивный рост минерализации с глубиной. Для этой зоны

сnраведливо:

(др 1 дh)тдг = 8,0 ·10-3 - 11,5 .Jо-з = -3,5. 10-з МПа 1 м.

В карбонатно-галогенной толще разреза также наблюдается отрицательный термодинамический градиент (рис. 4, в, г). Од­

нако картина здесь неоднозначна.

Трещиноватые засолоненные доломиты и доломитизирован­

ные известняки осинекого и частично юряхского горизонтов,

залегающие между мощными nачками солей, имеют в этой части

разреза nовышенные nластовые давления с коэффициентом аномальности 1, 1-1 ,2. Это объясняется уменьшением объема открытых пор в этих трещиноватых nородах (за счет выnадения

кристаллической соли из nластовых рассолов), а также проник­ новеннем пластовой соли в трещины. Хорошая гидравлическая изолированность этих межслоевых отложений способствует об­

разованию nовышенных давлений.

Во всех других вышележащих отложениях карбонатно-гало­

генной толщи ясно наблюдается отрицательный градиент nо­

рового давления (см. рис. 4, в):

(др 1 дh)тдг = 9,0 · 10-3 - 11,2 ·10-3 = -2,2 · 10-3 МПа 1 м.

Волrо-Уральская нефтеrазоносная провинция. Разрез в этом древнем осадочном бассейне сложен в основном карбонатными

23

отложениями пермскогокаменноугольного и девонского воз­

раста. В нижней части разреза залегает пачка терригеиных пород

девонского возраста, имеющая основные запасы нефти.

На рис. 5 видно, как с глубиной изменяются пластовые даме­ ния в различных районах Волго-Уральской нефтегазоносной про­ винции [3]. Штриховой линией нанесены кривые нормального

гидростатического давления. Этот рисунок свидетельствует о том, что подавляющее большинство точек наблюдений на графиках

давлений располагается между кривыми нормального и условно­

го гидростатического давлений. Причем до глубины 2000 м в ин­ тервале залегания плотных карбонатных отложений измеренные давления для большинства районов практически совпадают с кри­ вой условного гидростатического давления, а для Куйбышевекой

и Оренбургской областей - даже ниже условного гидростатичес­

кого давления. Очень важно отметить, что наклон наблюденных кривых так же, как и на рис. 5, отличен от наклона кривой нор­ мального гидростатического давления. Изменение положения ста­

тического уровня воды или альтитуды скважины увеличивает раз­

брос кривых, но не может повлиять на угол их наклона.

Если, исходя из рис. 5, принять за среднее значение градиента

кривых пластовых давлений градиент кривой условного гидро­

статического давления, то можно определить среднее для всей

провинции значение термодинамического градиента давления

поровых вод:

(др 1 дh)тдг = 10,0 .lо-з -11,5 ·10-3 = -1,5 .lо-з мпа 1 м.

Эти экспериментальные данные сопоставлены и с теорети­

ческими кривыми на рис. 3, где также приведены эксперимен­ тальные данные У. Фертла [19].

ОБРАЗОВАНИЕ АНОМАJIЬНЫХ ПЛАСТОВЫХ

ДАВЛЕНИЙ

Изучение аномальных пластовых давлений, природа их об­

разования, а также закономерность распространения как по пло­

щади, так и по разрезу имеют важное практическое значение

для поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа. Отсутствие фактических данных о значениях пластовых дав­ лений приводит к серьезным осложнениям в процессе бурения скважин: поглощению промывочной жидкости, прихватам бу­ рового инструмента, выбросам; затрудняется интерпретация дан­

ных геофизических исследований скважин.

24

Значение парового давления определяется по геофизическим данным. Прогнозирование пластового давления основано на том,

что в природных условиях оно равно или пропорционально по­

ровому давлению пород, вмещающих коллекторы.

Критерием аномальности принято считать значение нормаль­

ного гидростатического давленияр", т. е. ожидаемого пластового

давления, уравновешенного давлением, создаваемым столбом минерализованной воды высотой от вскрываемого пласта до

устья скважины.

Для аномально высокого пластового давления Р характерно

неравенство Р., > р" (АВПД), для аномально низког~ пластового

давления Р," - неравенство Р"" < Р" (АНПД).

Аналогично определяются аномальные поравые давления (АВПоД или АНПоД).

При прогнозировании аномальных давлений независимо от

типа водонапорной системы в качестве индикатора парового

давления используются глинистые породы, которые благода­ ря определенным свойствам более однозначно, чем другие по­

роды, зависят от степени уплотнения. На этом построены все методики количественного определения поровых давлений. В работе [6] приведены детальные сведения о формировании и

методах прогнозирования аномально высоких пластовых дав­

лений, возникающих регионально при уплотнении осадочных

пород в тектонически активных регионах (зонах новейшей

складчатости), а также при изменении пьезометрического на­

пора в водонапорных системах. Однако в работе [6] и в других

работах недостаточно числовых методов прогнозирования ано­

мально низких пластовых давлений и локальных образований

аномально высоких пластовых давлений, связанных с разрыв­

ными тектоническими дислокациями. Введение в рассмотре­

ние термодинамического градиента давления поровых вод по­

зволяет предложить количественные методики и для этих труд­

ных случаев.

На рис. 6 а, б изображены палетки для определения пластового

давления, построенные для условий Непско-Ботуобинской антекли­ зы с настройкой на эффективное значение величины (др /дh)тдг·

В работе [10] приведены результаты сопоставления рассчи­

танных прогнозируемых по палетке Рr•сч и измеренных в сква­

жинах Рюм пластовых давлений. Сопоставление выполнено по результатам изучения более 40 скважин на 23 площадях Непско­

Ботуобинской НГО при наличии и при отсутствии зон ММП.

Отклонение рассчитанных прогнозируемых давлений от изме­

ренных не превышает ±5%.

26

НепскоБотуобинекой антеклизы:

а- для зоны расnросll)Знения мноrолетнемермых nород и среднего геотермического градиента

Г'= 0,8 град./100 м (шифр кривыхмощность толщи многолетнемермых nород, м); б- для

зоны, где отсутствуют многолетнемермые nороды (шифр кривыхгеотермический градиент);

1- кривая нормального гидростатического давления; 2- кривые, вычисленные теоретически

Увеличение наклада кривых на рис. 6 по сравнению с накло­

ном кривой нормального гидростатического давления наглядно

свидетельствует о наличии отрицательного градиента nласто­

вых давлений. Аналитическое выражение для отрицательного гра­ диента давлений nриведенов (10]. Анализ этого выражения nо­

казывает, что значение отрицательного градиента nластовых дав­

лений зависит от мощности зоны ММП, изменения коэффи­

циента а.( 7) с изменением темnературы, а также от измене­

ний геотермического градиента и среднегодовой темnературы nри nохолодании. Для Неnско-Ботуобинской антеклизы совре­

менное значение отрицательного градиента давлений меняется

довольно широкоот -1 · I0-3 до -7 · 10-з МПа/м. Это создает

условия для активной нисходящей фильтрации nластовой воды. На наличие отрицательных градиентов nластовых флюидов

вназванном выше районе указывается также в работе [21]. На наш взгляд, наличием нисходящей фильтрации пластовых вод

вэтом районе можно объяснить уменьшение геотермического гра­

диента и резкое увеличение минерализации nластовых вод с глуби­ ной, усиливающее аномальность nластовых давлений.

27

согласуются между собой. Прослеживается снижение nьезомет­

рических наnоров nри nогружении песчаного коллектора от Да­

ниловской к Средне-Ботуобинекой площади, что также является

свидетельством наличия отрицательных градиентов nластовых

давлений. В районе Средне-Ботуобинекой nлощади выделяется

широкий пьезометрический минимум.

Подобные построения могут исnользоваться при освоении

скважин и ориентировании разведки на нефть и газ.

Изменение направления миграции углеводородов имеет зна­

чение и для nрогнозирования нефтегазоносности как в nреде­

лах основных нефтегазосодержащих комплексах, так и в коре выветривания фундамента. Этот nоследний случай связан с воз­

никновением региональных зон низких nластовых давлений в

вышележащих отложениях.

В качестве примера можно сослаться на схематическую карту

изолиний коэффициента аномальности давлений в Даниловско­ Усольском осадочном комnлексе, на которую нанесены основ­ ные контуры разведанных площадей НБА [10]. Эта карта (рис. 8) построена по данным сейсморазведки (глубина залегания отло­ жений и мощность ММП) с исnользованием представлений о

термодинамическом градиенте давлений поровых вод в четвер­

тичный nериод времени. Большинство проявлений нефтегазо­ носности nриурочены к зонам НБА, которые характеризуются, как правило, низкими значениями коэффициентов аномально­ сти. В этих же зонах открыты залежи нефти на Даниловском и

Верхне-Чонском месторождениях, залежи нефти и газа на Мар­

ковекой и Пеледуйской структурах, а также на Средне-Ботуо­ бинской, Верхне-Вилючанекой и других nлощадях.

Петрафизическое моделирование важнейших геологических

процессов в осадочных бассейнах сегодня может служить мощ­

ным средством повышения эффективности зонального и ло­ кального прогнозирования нефтегазоносности территорий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Многие явления, наблюдаемые в осадочных бассейнах, ука­ зывают на то, 'ПО изменение в геологическом масштабе времени

термодинамических условий залегания .мощных толщ низколро­

ницаемых пород (темnературы, давлений, объемов) оказывает существенное влияние на гидродинамическую обстановку и в

системах лроницаемых пород-коллекторов.

Понижение среднегодовой температуры атмосферы Земли

может сnособствовать возникновению в толщах nлотных nород

29