Неравновесное уплотнение
При медленном погружении осадки будут нормально уплотнены, т.е. будет равновесие между нагрузкой и сокращением объёма пор. Давление поровой жидкости р остаётся гидростатическим: Р = 0 ZH w g dz.
Быстрое погружение требует быстрого оттока воды из пор. Тогда, если жидкость не может покидать область консолидации достаточно быстро, (например, низкая проницаемости вмещающих пород), давление поровой жидкости начинает превышать гидростатическое. Такой процесс известен как неравновесное уплотнение (бассейны Галф Коаст, Каспийское и Северное моря).
При этом поровое давление не превосходит литостатическое. Однако, оно может превышать прочность пород на растяжение, и тогда развивается гидролитическое растрескивание.
Предел прочности на растяжения составляет обычно 70 - 90% от напряжения нагрузки, но может быть и выше на глубинах 5000 и более м.
При Z < 1300-2000 м гидролитическое растрескива- ние при неравновесном уплотнении маловероятно даже при скоростях отложения осадков более 600 м/млн. лет, так как проницаемость осадков здесь ещё велика.
Численные оценки (Shi and Wang, 1986; Mudford, 1988, 1990;
Mudford and Best, 1989; Forbes et al, 1992; Osborne and Swarbrick, 1997)
показывают, что при скоростях осадконакопления меньших 100 м/млн. лет появление зон АВПД за счет механизма неравновесного уплотнения маловероятно для всего интервала глубин.
Согласно оценкам, максимально допустимая проницаемость пород, способная в течении более миллиона лет поддерживать свойства ловушки, составляет 10-21 - 10-23 м2 (10-6 - 10-8 мд). Большинство измеренных проницаемостей глин превышают этот предел.
Поэтому аномальное давление, создаваемое неравновесным уплотнением, относится, как правило, к нестационарным эффектам. Со временем оно диссипирует либо за счет медленного вертикального потока жидкости и газа, либо за счет латеральной миграции через водоносные горизонты, вмещенные в слои глинистых сланцев (Osborne and Swarbrick, 1997).
Зоны АВПД при неравновесном уплотнении могут развиваться и в высокопроницаемых слоях резервуаров при условии их изоляции внутри низкопроницаемых пород или
при ограничении латеральной проницаемости слоя,.
Геологическое сечение (схема) через структуру Сморбукл-Сор площади Хальтенбанкен, Норвегия, показывающее распределение давления, пути миграции УВ, ловушки и покрышки (Foprbes tt al., 1991).
Тектоническое сжатие
Латеральное тектоническое сжатие может привести к росту порового давления тем же путем, что и вертикальные напряжения, вызывающие появление АВПД при неравновесном уплотнении. Однако, этот эффект будет более важен в современных тектонически активных областях. Известна, например, обширная зона с аномальным давлением, имеющая ширину 40-150 км и длину 650-800 км, связанная с трансформным разломом Сан Андреас в Калифорнии (Sleep and Blanpied, 1992), аномально сжатые осадки обнаружены и под аккреционными призмами вблизи конвергентных краев плит (Fisher and Zwart, 1996). Соляной диапиризм также может вызвать появление зон АВПД в отдельных районах в окрестности диапира (Burrus J. and F. Andebert,1990). Например, широкое развитие в настоящее время аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в подсолевых отложениях осадочного чехла и в прибортовых внутренних частях Прикаспийской впадины на глубинах, превышающих 3700 м, вызвано активизацией здесь неотектонкчеокнх движений
(Котровский, 1986).
В целом, тектонические процессы могут привести к быстрому возникновению зон АВПД и к столь же быстрой их релаксации в зависимости от геологического строения области и от характера тектонической активности в районе.
Акватермальное расширение поровой жидкости
Рост АПД за счет механизмов с изменением объёма пор будет эффективным лишь при хорошем качестве изоляции жидкости (ловушки). Это в особой степени относится к акватермальному механизму генерации АПД, так как расширение объёма жидкости при этом оказывается сравнительно малым (на 1.65% при росте температуры от 54 до 93 С) и легко диссипирует путем истекания
жидкости из обьема в том числе и в низкопроницаемых породах. Прямые расчеты показывают, что акватермальное повышение порового давления оказывается пренебрежимым по сравнению с эффектом неравновесного уплотнения даже в породах с проницаемостью 3 10-12 мд
(1 Дарси=10-12 м2), тогда как измеренная проницаемость реальных глин варирует от 1 10-1 - 1 10-8 мд (Luo and Vasseur, 1992). Ряд процессов, типа выделения газа и образования в порах двух или более фаз, могут уменьшать проницаемость песчаных пород и глин почти на 90% и все- таки этого не достаточно, чтобы обеспечить качественные ловушки для акватермального механизма повышения порового давления (Osborne and Swarbrick, 1997). Согласно современным воззрениям, этот механизм может быть эффективным либо в идеально непроницаемых эвапоритовых толщах, либо в течение очень короткого времени при внедрении интрузий.
Повышение порового давления за счет процессов диагенеза пород
Исследования показали, что рост обьема жидкости, связанный с дегидратацией смектита будет слишком мал и не сможет генерировать заметных АПД даже при идеальных ловушках для жидкости (Bradley, 1975; Shi and Wang, 1986; Osborne and Swarbrick, 1997). Более того, реакции дегидратации будут подавляться с ростом порового давления (Osborne and Swarbrick, 1997). Что же касается перехода смектита в иллит, то исследования показывают, что соответствующие реакции достаточно медленны и в условиях реальных бассейнов должны приводить к плавному, постепенному (а не обвальному) высвобождению воды (Osborne and Swarbrick, 1997).
Реакции преобразования гипса в ангидрит имеют место при температурах от 40 до 60 С и приводят к потере 39% связанной воды. Этот
процесс мог бы генерировать АВПД на глубинах порядка 1 км, но маловероятно его участие в создании аномальных зон на больших глубинах (Jowett et al.,1993).
Рост цементации приводит к уменьшению размеров пор, а растворение минералов - к их увеличению, но создание АВПД зависит от того, насколько замкнута система, в которой имеют место эти процессы. Пока отсутствуют геологические примеры с доказательствами существенного участия этих процессов в формировании зон АВПД.
Генерация углеводородов как причина АВПД
Преобразование керогена в жидкие УВ, газ, остаток и сопутствующие продукты сопровождается увеличением объёма результирующего продукта и в изолированной системе приводит к возникновению АВПД. При оценке процесса необходимо учитывать, что степень расширения объёма заметно варирует с изменением типа керогена. Мейснер (Meissner, 1980) - увеличении обьема вплоть до 25%. при переходе керогена в жидкие УВ, Унжере (Ungerer et al, 1983) - сокращение обьема на 3-6% при генерации УВ из Toarcian черных сланцев с ОВ типа II (Парижский бассейн). Изменение объёма при преобразовании керогена сильно варирует в зависимости от состава генерированных газов и плотности остаточного керогена и кокса (Osborne and Swarbrick, 1997).
В то же время доказательства роста порового давления при созревании ОВ следуют из самого факта первичной миграции УВ из слабопроницаемых материнских пород. Эта миграция предполагает высокие внутренние поровые давления в материнских породах, которые способствуют выделению нефти через микропоры или микротрещины.
Давления, обусловленного лишь плавучестью УВ, будет явно недостаточно для первичной миграции УВ (England et al., 1987).
Рост аномального порового давления в материнских породах баженовской свиты, перекрытых мощным (до 300 м) слоем глинистых сланцев ачимовской свиты, совпадает с началом заметной генерации жидких УВ.
С приближением к порогу миграции поровое давление достигает предела образования микротрещин растяжения и поддерживаемое продолжающейся генерацией УВ сохраняется некоторое время на этом уровне. Затем оно может релаксировать. В разрезе скв. 411 продолжающаяся генерация и хорошее качество ловушек поддерживают АВПД на уровне 1.6-1.7 от гидростатического давления. В осадочном разрезе Геологической площади Западно-Сибирского бассейна в районе скв. 35, аномальное давление релаксировало до гидростатического.
Вторичный крекинг жидких УВ – источник АВПД
Ряд исследователей рассматривает генерацию газа при крекинге жидких УВ как вероятный механизм образования АВПД на больших глубинах. Крекинг нефти будет стартовать при температурах: T=120-140 C и завершается при температурах около 180 C. Единица объёма стандартной
сырой нефти при крекинге дает 534.3 объёма газа (при стандартных Р-Т условиях) и небольшое количество графитового остатка. Расчеты показывают, что крекинг только 1% нефти способен повысить поровое давление до литостатического, т.е. превышающего предел гидрорастрескивания (Barker, 1990). Ряд примеров зон глубоких АВПД в юрских и триасовых резервуарах бассейна Северного моря и бассейнов Миссисипи и Алабама могут свидетельствовать о возможности такого механизма формирования зон АВПД.