Спосіб попередньої оцінки величини аномально високих пластових тисків у нафтогазоносних басейнах

Корисна модель відноситься до нафтогазової промисловості, а саме до прогнозування пластових тисків у нафтогазоносних горизонтах і може знайти застосування для прогнозної оцінки величини аномально високих пластових тисків (АВПТ) у невивченому перспективному осадочному розрізі до буріння свердловин. Відомі геофізичні способи прогнозування і оцінки АВПТ до буріння свердловин, що базуються на визначеннях відхилень певних геофізичних параметрів від нормальних для відповідних глибин подібних за геологічною будовою нафтогазоносних осадочних басейнів чи вивчених родовищ даного басейну, викликаних підвищенням пористості пісчано-глинистих осадочних порід в зонах АВПТ [1]. Дієздатність цих способів поширюється до глибин, де зміни пористості пісчано-глинистих порід, за якими оцінюються величини АВПТ, обумовлені переважно ущільнюючою дією геостатичного тиску товщі порід, але не поширюється на великі глибини, де геостатичний тиск сприймається скелетом порід і не впливає на зміни їх пористості, що відбуваються вже під дією високотемпературних (понад 110-120°С) катагенетичних процесів, а, отже, стає непридатною навіть теоретична основа, що лежить в основі відомих способів. Відомий спосіб попередньої оцінки величини АВПТ за геологічною аналогією за глибиною чи стратиграфічною приналежністю [1]. Але на великих глибинах дієздатність його також обмежена, оскільки зони катагенезу, від якого залежить формування АВПТ, приурочені до певних температурних інтервалів і в залежності від геотермічного режиму надр змінюють свою глибину і перетинають стратиграфічні комплекси. Відомий спосіб кількісного прогнозу АВПТ, обраний за найближчий аналог, який базується на теоретичних уявленнях про генетичний зв'язок газових скупчень з АВПТ в товщах-покришках з екранованими ними масивнопластовими покладами, в яких тиски змінюються з глибиною по відомому закону надлишкового тиску [2]. Він включає розрахунок величини АВПТ в локальних газових скупченнях в екрануючих товщах-покришках за формулою надлишкового тиску при відомому пластовому тиску в основному нижче залягаючому масивнопластовому покладі: Р пл=Р мп -qh, (1) де Рпл - прогнозна величина АВПТ в екрануючій товщі-покришці, кгс/см2; Рмп - початковий пластовий тиск в основному масивно-пластовому покладі, кгс/см2; q - градієнт початкового пластового тиску у масивно-пластовому покладі, (кгс/см2)см; h - різниця абсолютних відміток точки виміру Рмп і покрівлі газового скупчення в екрануючій товщі-покришці, см. Недоліком способу за найближчим аналогом є те, що він може бути використаний для прогнозної оцінки АВПТ тільки у локальних газових скупченнях в екрануючих товщах-покришках при відомому значенні пластового тиску в основному масивно-пластовому покладі, за рахунок вертикальної міграції газу з якого вони утворилися, і не може бути використаний для прогнозної оцінки величини АВПТ в покладах під екрануючою товщею-покришкою, зокрема, у глибокозануреній високотемпературній (понад 100-110°С) частині осадочного розрізу, де крім первинних глинистих і хемогенних товщ-покришок спряженою дією низки катагенетичних процесів в певних геотермічних мовах утворилися вторинні екрануючі товщі-покришки (катагенетичні флюїдоупори - КФУ), а газові поклади під ними не відносяться до масивно-пластового типу і обов'язково характеризуються АВПТ. Відсутність надійного способу прогнозної оцінки величини АВПТ у глибокозануреній високотемпературній частині осадочного розрізу, розкриття якої нині є актуальною задачею для пошуку нових покладів вуглеводнів, призводить до непередбачених поглинань бурового розчину і газопроявлень у свердловинах, у т. ч. аварійних, і навіть некерованого фонтанування свердловин та передчасного припинення їх буріння. Задачею корисної моделі є підвищення надійності попередньої прогнозної (до буріння свердловини) оцінки величини АВПТ з поширенням можливості його використання не тільки для локальних скупчень газу у первинних екрануючих товщах-покришках, а і для покладів газу не масивно-пластового типу під вторинними екрануючими товщами-покришками катагенетичного походження - КФУ у глибокозануреному високотемпературному осадочному розрізі, які обов'язково відзначаються АВПТ і є головним об'єктом пошуково-розвідувальних робіт на великих глибинах. Для вирішення поставленої задачі пропонується спосіб попередньої оцінки величини АВПТ у нафтогазоносних басейнах, що включає оцінку надлишкового тиску в локальних газових скупченнях в екрануючих товщах-покришках в залежності від визначених значень початкового пластового тиску, градієнту початкового пластового тиску в основному нижчезалягаючому масивно-пластовому покладі та його висоти або відстані від точки виміру до точки визначення надлишкового тиску, згідно корисної моделі визначають глибину залягання екрануючої товщі КФУ, покрівля та підошва якого співпадають відповідно з глибинами залягання визначених ізотермічних поверхонь 110°С і 120°С, і кристалічного фундаменту, а прогнозну величину АВПТ в газових скупченнях у глибокому високотемпературному розрізі під екрануючою товщею КФУ визначають за формулою оцінки надлишкового тиску: Ран=РкФ-gradP D H (2) де Ран - прогнозна величина АВПТ, МПа; Ркф - фоновий гідростатичний тиск на глибині залягання кристалічного фундаменту, МПа; r gradP=10 -6 г g - градієнт плас тового тиску в г азових скупче ннях з АВПТ, МПа/м; r г - густина газу в пластових умовах, кг/м3; g - прискорення вільного падіння, 9,8м/с2; D Н=НКф-Нан, м; НКф - глибина залягання кристалічного фундаменту, м; Нан - глибина визначення прогнозної величини АВПТ, м, при цьому одержану величину АВПТ обмежують максимальним емпірично встановленим значенням коефіцієнта аномальності пластового тиску, яке пов'язане з природним гідророзривом порід і відповідає умові: R K ан = ан £ 2, (3) Rуг де Кан - коефіцієнт аномальності пластового тиску; Р у г = r в gHан - умовний гідростатичний тис к при г ус тині во ди r в =1000кг/м3; МПа. Розробка корисної моделі базується на власній теоретичній концепції авторів, у якій обґрунтовані силові механізми формування АВПТ не тільки в осадочній, а і в магматичній, вулканічній та інших геологічних системах: фазових перетворень, надлишкових тисків та п'єзоконвективний [3,4]. При цьому показано, що визначальним для формування АВПТ за інтенсивністю і потужністю є механізм надлишкових тисків, у тому числі в осадочній товщі як у верхній низькотемпературній її частині (до 100-110°С), що визнається і взяте за теоретичну основу у прототипі, але тільки для локальних газових скупчень в екрануючій товщі-покришці, так і в глибокозалягаючому високотемпературному (понад 110-120°С) розрізі під екрануючою товщею КФУ. Це дає можливість для розрахунку АВПТ у високотемпературній частині розрізу використати, як і в прототипі, формулу надлишкового тиску, визначивши нові необхідні параметри, властиві поширеним тут не масивно-пластовим газовим покладам, а локальним у плані субвертикальним великої протяжності (висоти), максимально аж до кристалічного фундаменту (підошви осадочної товщі), газовим скупченням, приуроченим до вторинних резервуарів розущільнення фізико-хімічною та гідродинамічною дією агресивних катагенних флюїдів по зонах тектонічних порушень. Зверху ці скупчення перекриваються і екрануються кількасотметровою товщею гравітаційно ущільнених порід, додатково сцементованих переважно карбонатною речовиною, вилуженою і привнесеною агресивними вуглекислими флюїдами із високотемпературних (понад 120°С) зон катагенезу. Вона отримала назву КФУ, який розташований в температурному діапазоні 110-120°С і в залежності від геотермічного режиму надр змінює свою глибину і стратиграфічну приуроченість. Для розрахунку АВПТ у газових скупченнях під КФУ залишкова товщина осадочної товщі між глибиною залягання підошви КФУ, тобто, глибиною залягання ізотермічної поверхні 120°С, визначеною за наявними геотермічними даними, і глибиною залягання кристалічного фундаменту Нкф, визначеною за наявними сейсмогеологічними даними, приймається за максимально можливу висоту субвертикальних газових скупчень під КФУ. При іншій глибині Нан визначення прогнозної величини АВПТ висота покладу D Н= Нкф-Нан. Вона вносить найбільшу частку у прогнозну величину АВПТ, оскільки має чотиризначне значення і може змінюватися у декілька раз при збільшенні Нкф. Гідростатичний тиск на межі осадочної товщі і кристалічного фундаменту Р кф за нашими теоретичними висновками, одержаними за результатами аналізу фактичних матеріалів з розподілу пластових тисків в осадочному розрізі і властивостей силових механізмів формування АВПТ, зокрема, механізму надлишкових тисків, є не аномальними, а нормальним, тобто, фоновим за величиною. Тому він визначається шляхом екстраполяції усередненої лінії розподілу фонових пластових тисків у вивченій верхній низькотемпературній частині розрізу даної чи сусідніх площ до глибини залягання кристалічного фундаменту, або розрахунком за формулою Ркф= r в Нкф, МПа (4) r в , яка приблизно дорівнює 1150кг/м3. при середній величині Густина газу рг в пластових умовах знаходиться по відомій барометричній формулі із газопромислових інструкцій та інших посібників [5, 6] з використанням очікуваних величин пластових температур і тисків, які в глибинній зоні АВПТ досягають відповідно 150°С і 100МПа. Вона визначає градієнт пластового тиску у субвертикальних скупченнях газу з АВПТ. За формулою (2) знаходиться максимально можлива прогнозна величина АВПТ, оскільки в ній використовується максимально можлива висота газових скупчень від підошви КФУ чи іншої точки визначення до кристалічного фундаменту, у той час як вона може бути меншою, що передбачити важко. Але орієнтування на цю максимальну величину забезпечує можливість завчасно до буріння свердловин врахувати найбільш екстремальні умови. У результат розрахунку за формулою (2) вводиться обмеження (3) максимальної величини Ран, пов'язане з тим, що у всіх геологічних системах, значне зростання АВПТ до певної граничної межі призводить до гідророзриву порід. Для глибоко зануреного розрізу осадочної системи ця гранична межа визначена емпірично на основі фактичних матеріалів з розподілу АВПТ. Перевищення її спостерігається як виключення із загальної закономірності. Аналіз формули (2) показує, що гранична межа АВПТ досягається, наприклад, безпосередньо під підошвою КФУ при Нан=4000м і Нкф=8000м, D Н=4000м, коли Ран=78,43 МПа, Руг=39,22МПа, а Ран/РУг=2. У загальному випадку параметри граничних умов змінюються в залежності від геотермічних умов та пов'язаного з ними положення КФУ, а також від глибини залягання кристалічного фундаменту, тому обмеження вводиться після одержання результату розрахунку за формулою (2) для всього інтервалу глибин, де Ран не відповідає умові (3). Уточнення прогнозної величини Ран є вже завданням оперативного контролю під час буріння свердловин. Дієздатність корисної моделі перевірена за фактичними матеріалами різних за геологічною будовою, стратиграфією, геотермічним режимом нафтогазоносних басейнів (Передкарпатського, Каркінітсько-ПівнічноКримського, Мангишлацько-Північно-Кавказького). В практичних цілях вона використовувалася у ДніпровськоДонецькій западині. Для прикладу розглянемо попередню оцінку величин АВПТ у глибокому розрізі Кобзівського і Степового родовищ з обмеженням згідно з (3) та без нього. На Кобзівському родовищі прогноз виконаний до буріння свердловини №10 глибиною 6300м [7]. Її завданням було розкриття перспективних горизонтів верхнього і середнього карбону. Великі розбурювані глибини та регіональні геотермічні закономірності вказували на можливість розкриття частини розрізу з температурами понад 120°С, де за теоретичними розробками передбачалося зустрінути зону АВПТ у вторинних субвертикальних газових скупченнях, екранованих товщею КФУ. Глибина залягання підошви КФУ, як глибина залягання ізотермічної поверхні 120°С, визначалася шляхом аналізу термограм свердловин 12 Східно-Полтавської, 2 і 25 Павлівської площ, що мають подібну геологічну будову, а також неглибокої свердловини 4 Кобзівської площі. За найбільш вірогідне положення підошви КФУ прийнята глибина 5180м, яка одержана на перетині термограми останньої, продовженої з використанням величини геотермічного градієнта у глибокій свердловині 12 Східно-Полтавської площі у подібному літологічному розрізі, з температурою 120°С (Фіг.1). Покрівля КФУ, яка співпадає з ізотермічною поверхнею 110°С, залягає на глибині 4180м. Глибина залягання кристалічного фундаменту НКф на Кобзівській площі згідно з сейсмічними даними становить 17000 м. Звідси залишкова товщина осадочного розрізу між підошвою КФУ і кристалічним фундаментом, тобто, максимально можлива висота субвертикальних газових скупчень D Н становить 11820м. Густина метанового газу r г на великих глибинах при температурах понад 120°С і тисках понад 50МПа досягає 300кг/м3, обумовлюючи величину gradP=0,00294МПа/м. Густина води r в становить 1150кг/м3, забезпечуючи фоновий гідростатичний тиск Р к ф на глибині залягання фундаменту, рівний 191,59МПа. Підставляючи визначені параметри Ркф, D H, gradP у формулу (2), знаходимо, що механізм надлишкових тисків може забезпечити величину Р ан на глибині залягання підошви КФУ, рівну 156,84МПа, у той час як фоновий гідростатичний тиск на ній становить 57,76МПа. Коефіцієнт Кан=3,088. Згідно з (3) максимальні величини Ран/РУг не повинні перевищувати 2. Розрахунок показує, що на Кобзівському родовищі глибина, де Ран/РУг досягає 2, становить близько 8500м. Отже, для інтервалу глибин від 8500 до 5180м розрахункову величину АВПТ потрібно обмежувати такими значеннями, щоб відношення Ран/РУг дорівнювало 2. Звідси витікає, що Ран у зазначеному інтервалі глибин можна визначити як добуток Руг і коефіцієнта аномальності 2. У відповідності з цим у підошві КФУ на глибині 5180 м прогнозний аномальний тиск становить 101,56МПа, а на вибої свердловини 6300м - 123,53МПа. АВПТ в межах КФУ, як і в прототипі в межах інших товщ покришок, визначається за формулою надлишкового тиску, але з використанням нових параметрів, тобто, за формулою (2). При цьому приймається до уваги, що в ньому зустрічаються локальні газові скупчення у слабопроникних колекторах, які не призводять до інтенсивних аварійних газопроявлень, і тільки в нижній його частині. Тому на Фіг.1 лінія розподілу АВПТ з'єднує фоновий гідростатичний тиск у середній точці КФУ з максимальним тиском під ним. Після виконання прогнозної оцінки величини АВПТ у глибокому високотемпературному розрізі на Кобзівській площі пробурена свердловина 11 глибиною 5948м. Матеріали її буріння підтвердили прогнозне положення зони і величину АВПТ, а саме, перше флюїдопроявлення з АВПТ у ній відбулося під КФУ на глибині 5257м у першому проникному пласті, що залягає в інтервалі 5248-5270м (див. Фіг.1). Воно було припинене підвищенням густини бурового розчину до 1920кг/м3. За цими даними пластовий тиск оцінювався величиною 95,1МПа і перевищував умовний гідростатичний тиск в 1,85 раза. За розрахунком попереднього прогнозу на глибині 5257м Ран=103,08МПа. Відхилення прогнозної величини від оціненої за даними буріння складає 7,98МПа (7,7%). При подальшому бурінні свердловини 11 вказана аномальність тиску збереглася, що дозволило пробурити свердловину з використанням бурового розчину з густиною 1920кг/м3 без аварійних газопроявлень до інтервалу 5941-5948м. Але при бурінні останнього метра вказаного інтервалу відбулося аварійне газопроявления, яке ліквідовувалося з використанням бурового розчину густиною до 2100кг/м3. За цими даними аномальний тиск оцінювався величиною 116,37МПа і мав коефіцієнт аномальності Р ан/РУг рівний 2. Як видно, спостерігається повна відповідність прогнозної оцінки величини АВПТ до буріння свердловини з оцінкою її за матеріалами буріння. На Степовому родовищі попередня оцінка Ран виконувалася у зв'язку з пошуками покладів газу у глибокозанурених візейських відкладах. Положення КФУ визначено за середньою із трьох наявних термограм по свердловинах 51, 52, 53, якою є термограма свердловини 52. Згідно з нею ізотермічні поверхні 110 і 120°С та співпадаючі з ними покрівля і підошва КФУ залягають на глибинах 4920 і 5440м (Фіг.2). Глибина залягання кристалічного фундаменту Нкф визначена по карті ПГО "Укргеофізика" 1987р. і становить 9000м. Фоновий гідростатичний тиск на глибині залягання фундаменту Ркф прийнятий у 1,15 рази більший від Руг, що відповідає фоновому розподілу пластових тисків у добре вивченій верхній частині розрізу. Густина газу в пластових умовах r г становить 300кг/м3. Розрахунки за формулою (2) з використанням приведених параметрів показали, що максимально можливий аномальний пластовий тиск під КФУ становить 91 МПа при Кан=Ран/Руг=1,71. Безумовно, що результат розрахунку відповідає вимогам (3) і не потребує обмеження. На цей час зона АВПТ розкрита і охарактеризована деякими фактичними даними (див. Фіг.2). Зокрема, у свердловині 111 при вибої 5651-5652м відбулося інтенсивне газопроявлення, яке було ліквідоване збільшенням густини бурового розчину до 1710кг/м3. На близьких глибинах (5545 і 5567,4м) відбулися аварійні газопрояви у свердловині 61, ліквідовані з використанням бурового розчину густиною 1770кг/м 3 . За цими даними після виключення перевищення тиску бурового розчину над пластовим тиском, рівного 1,04, аномальний тиск оцінювався величиною 91,11 МПа у свердловині 111 з Кан=1,64, який близький до розрахункової величини за формулою (2), і 93,42 МПа з Кан=1,77 у свердловині 61, який дещо перевищує розрахункову величину, вірогідно, внаслідок використання надто важкого бурового розчину для ліквідації аварії. Від КФУ до фундаменту Кан зменшується до фонової величини нормального гідростатичного тиску у відповідності із формулою надлишкового тиску (2). Технічний результат від використання запропонованого способу попередньої оцінки величини аномально високих пластових тисків полягає у можливості ще на стадії проектування пошуково-розвідувальних свердловин вибрати оптимальні обладнання, конструкцію, параметри і технологію їх буріння, які дозволяють розкривати газові поклади глибокозалягаючої високотемпературної зони АВПТ з додержанням рівноваги між тиском бурового розчину і пластовим тиском і тим самим відвернути аварійні газопроявления, викиди бурового розчину і некеровані фонтани газу. Перелік посилань 1. Методические указания по прогнозу и оценке аномаль но-высоких пластовых давлений (АВПД). Ленинград: ВНИГРИ, 1987.- 135с. 2. Зильберман В.И., Зильберман Л.В., Ульянов М.Г. Количественный прогноз АВПД в ореоле вторжения газа на Мелиховском месторождении (в порядке обсуждения)// Геология нефти и газа. - 1978. - №9. - С.69-73. 3. Зиненко И.И. Генезис положительных геобарических аномалий/ А.С.Тердовидов, А.П. Зарицкий // Геология и геофизика. - 1988. - №6. - С.15-20. 4. Лизанець А.В. Попередній геологічний прогноз аномально високих пластових тисків у нафтогазоносних басейнах на генетичній основі /А.В.Лизанець, І.І.Зіненко, О.П.Заріцький, А.С.Тердовідов// Питання розвитку газ. промисловості України: Зб. наук, праць. - Харків: УкрНДІгаз, 2001. - Вип. XXIX Геологія...-С.165-171. 5. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. - Москва: Недра, 1980. - 301с. 6. Довідник з нафтогазової справи // за заг. ред. докт. техн. наук B.C.Бойка, P.M.Кондрата, Р.С.Яремійчука. - Львів: ІФДТУНГ, 1996. - 620с. 7. Зіненко I.I. Прогноз термобаричних умов Кобзівської площі/ І.І.Зіненко, О.П.Заріцький, Є.Д.Бєлих, В.В.Самойлов, Н.С.Спірідоничева// Питання розвитку газової промисловості України. Геологія: 36. наук, праць. Харків: УкрНДІгаз, 2001. -Вип. 29. - С71-76.