Содержание к диссертации
Введение
2. Аномально высокие пластовые давления 15
2.1. Понятия и термины 15
2.2. Природа и механизм образования АВПД 25
3. Геологические условия локализации авпд в днепровско-донецкой впадине 42
3.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 1 42
3.2. Структурно-тектонические условия 68
3.3. Нефтегазоносность 89
3.4. Гидрогеологическая характеристика ' 98
3.5. Термобарические условия 105
4. Влияние геологйческих и технологических факторов на качество вскрытия газоносных пластов 119
5. Теоретические предпосылки, виды и методы прогнозирования АВПД 145
5.1. Геологические предпосылки прогнозирования АВПД.. 145
5.2. Геологический смысл и значение переходной зоны при прогнозировании АВПД .' 150
5.3. Виды и методы прогнозирования АВПД... 156
5.3.1. Геологические методы 165
5.3.2. Геофизические методы 175
5.3.3. Геолого-геофизические методы 185
5.3.4. Технологические методы 187
5.3.5. Геолого-технологические методы 204
5.3.6. Геохимические методы 207
5.3.7. Геотермические методы... 212
5.3.8. Гидрогеохимические методы 215
5.3.9. Физические методы 217
5.3.10. Физико-химические методы 219
5.3.11. Геолого-физические методы 219
5.4. Прогнозирование АВПД в хемогенных толщах 233
5.4.1. Особенности прогнозирования АВПД в хемогенных толщах. 233
5.4.2. Дистанционное оконтуривание зон АВПД 236
5.4.3. Количественный прогноз АВПД 246
5.5. Комплектование методов*прогнозирования АВПД в различных геолого-технологических условиях 258
6. Оптимизация вскрытия газоносных пластов в условиях АВПД.. .. 270
6.1. Классификация газоносных пластов по условиям их вскрытия 270
6.2. Определение оптимального интервала углубления в газоносный разрез открытым стволом скважины 273
6.2.1. Зависимость интервала углубления в газоносный разрез от основных параметров зале жи и противодавления на пласты 275
. 6.2.2. Исходные данные для определения оптимального интервала углубления и газоносный разрез 282
6.2.2.1. Глубина кровли и высота залежи... 286
6.2.2.2. Градиенты начального давления пластовых вод и газов 289
6.2.2.3. Коэффициенты, характериуующие превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно пластового 296
6.3. Сравнение методик оптимизации вскрытия пластов на . месторождениях с большим этажом газоносности 304
6.4. Выделение эксплуатационных объектов по условиям вскрытия продуктивных пластов ; 313
7. Рекоменуеемые метщы оптишзаш вскрытия и провования газоносных пластов в условиях авщ и результаты их праитическсго пжменения. 319
7.1.. Оптимизация вскрытия газоносных пластов при поисках, разведке и в начальный период разработки месторождений 320
7.2.; Вскрытие пластов в период активной разработки месторождений и- падающей добычи гава 331
7.3 Вскрытие, плавтов на месторождениях, 'содержащих газовые скопления в экранирующих толщах . 341
7.4 Вскрытие; пластов при перфорации. 345
7.5. Опробование газоносных пластов , 350
7.6.Геологическое, обоснование мероприятий, предотвращающих возникновение: и проявление; техногенннх аномально высоких давлений при бурении газовых скважин. 356)
3аключе еие 336
Литература
- Природа и механизм образования АВПД
- Структурно-тектонические условия
- Геологический смысл и значение переходной зоны при прогнозировании АВПД
- Определение оптимального интервала углубления в газоносный разрез открытым стволом скважины
Природа и механизм образования АВПД
Проявление аномально высоких давлений сразу же привлекло к себе внимание в связи с проблемой бурения скважин. Невозможность эбъяснить АВПД передачей напоров из областей питания водоносных комплексов инфильтрационными водами заставила исследователей при-злечь другие: причины и факторы для объяснения этого явления.
О природе и механизме образрвания АВПД высказано около 30 гипотез и предположений, нащедших отражение в .многочисленных пуб - 26 ликациях советских и зарубежных исследователей. С разной степенью детальности они описаны в монографиях /15,17,58,83,93,171,182, 227,279,281 и др./, среди которых критическим обзором существующих представлений выделяются работы /58,93,171,279/.
Учитывая, что вопросы генезиса и влияния: различных факторов на формирование аномально высоких давлений рассматриваются в главе посвященной прогнозированию АВПД, ограничимся анализом наиболее распространенных гипотез по материалам, изложенным в упомянутых монографиях и более поздних публикациях.
Прежде всего необходимо отметить, что теоретические исследования проблемы АВПД ведутся около 50 лет. В эволюции взглядов на его природу можно выделить два периода. В первый период (примерно до 50-х годов), АВПД считались явлением исключительным и трудно предсказуемым. Объяснение ему искали на сугубо "местном" материале. Этот период оказался наиболее урожайнш" на идеи, поскольку АВПД проявлялись в несхожих геологических условиях. Практически в течение указанного периода были сформулированы или заложены основы -всех основных гипотез образования АВПД /200,281 и др./. Вместе с тем, этот начальный период можна по праву назвать периодом безраздельного господства гипотезы, согласно которой АВПД образуется в результате уплотнения пород под Л действием геостатической нагрузки.
В последующие годы осуществляется анализ и систематизация накопленных факторов. В связи с увеличением глубины бурения скважин и установлением широкого и повсеместного распространения АВПД, их образование рассматривается не как случайное явление, а как закономерный результат взаимодействия различных природных факторов в специфической геологической обстановке /279/. Подчеркивается ведущая роль тектогенеза. Этот период характеризуется региональным и даже глобальным подходом к изучаемой проблеме. На - 27 -ряду с этим, выдвигается ряд гипотез вспомогательного или локального звачения. Все больше сторонников находят воззрение об образовании АВПД благодаря, вертикальной миграции высоконапорных флюидов. Развиваются взгляды о существовании единой причины возникновения АБИ, в качестве которой рассматриваются неотектстенез и притоки глубинных сжатых газов.
Исследования второго периода носят целенаправленный характер и ориентируются не только на прогнозирование АВПД для предотвращения осложнений и аварий при бурении скважин, но и на возможность использования установленных закономерностей распространения АВПД для прогноза нефтегазоносности глубинных недр /17,90/. Последние годы уделяется внимание изучению роли АВПД в процессах неф-тегазообразования и нефтгегазонакопления.
Описание гипотез предварим рассмотрением вопроса о времени существования аномально высоких пластовых давлений,яляяющемся своеобразным пробным камнем,о который испытывается правомерность доводов и предположений,выдвигаемых в пользу той или иной гипотезы. Теоретические расчеты выполненные В.Ф.Линецким, А.Е.Гуревичем, С.И.Сергиенко, В.ИДюниным для условий,которые заведомо должны привести к завышению конечного результата,показали,что время необходимое для снижения АВПД в запечатанной водонасщенной линзе от верхнего до нижнего предела аномальности геологически ничтожно мало и колеблется от нескольких десятков до нескольких миллионов лет.Мнения ученых расходятся в оценке точности таких расчетов, поэтому так велик диапазон колебаний,но отнюдь не в их правомерности, так как абсолютно непроницаемых пород нет, а законы физики действуют в любой природной обстановке
Структурно-тектонические условия
Днепровско-Донецкая впадина является составной частью глубокого прогиба в теле Восточно-Европейской платформы, протянувшегося от: Припяти до Каспийского моря и известного в литературе под названиями зачаточный кряж А.П.Карпинского, Принятско-Днеп-ровский прогиб, Доно-Днепровский прогиб, прогиб Большого Донбасса и др. Последнее время все чаще применяют термин Днепровско-Донец-кий авлакоген, относя этот прогиб к особому типу внутриплатфор-#енных прогибов - борозд по Н.С.Шатскому и подчеркивая его положение как поперечной структуры.
М.ВЛйрвинская /293/, впервые выделяя основные элементы Днепровско-Донецкого авлакогена отнесла к ним Принятско-Днев ровско-Донецкий грабен (собственно борозду). Северный склон Украинского и Южный склон Воронежского кристаллического массивов.
В.Б.Соллогуб, М.И.Бородулин, А;ВЛекунов /259,260/, анализируя результаты сейсмических исследований последних лет, пришли; к выводу, что Днепровско-Донецкий авлакоген представляет собой континентальный палеорифт Целевого типа, который возник в результате растяжения земной коры. Как видим, до сих пор нет единства взглядов на тектоническую природу прогиба что приводит к большому разнообразии одновременно бытующих названий и определений.
Наиболее трудно доступной для изучения является часть прогиба»; расположенная между Черниговско-Брагинским выступом фунда- , мента и открытым Донбассом, где мощность осадочных образований местами превышает 15 км. Это обстоятельство, наряду с наличием в разрезе нижнепермской и девонской соленосных толщ, затрудняет ее изучение всеми геолого-геофизическими методами. Учитывая, что настоящее исследование рассматривает вопросы тектоники именно этой части региона но лишь с точки зрения птюпессов которые могли обусловить возникновение аномально высоких давлений флюидов нами применяется термин "Днепровско-Донецкая впадина" являющийся скорее исторически сложившимся нРКРЛи от т)я.жя.ютттим кЯКАГП
Изучению тектоники ДДв посвящено большое количество работ, анализ которых позволяет считать достоверно установленным факт наличия в кристаллическом фундаменте впадины субширотного сложно построенного грабена. Доказательства этому содержатся в тектонических схемах, предложенных в разное время В,Г,Бондарчуком, И.А.Балабушевичем, И.ЮЛашшннм, С.Е.Черпаком, М,В.ЧирБинской, И.Ю.Лапкиным и БЛ.Стерлиным, В,Я.Клименко, М.В.Чирвинской,И.Г.Барановым, А.А.Мартыновым и др. исследователями.
Несмотря на существование различных представлений о гипсометрии поверхности кристаллического основания впадины, можно считать установленным и факг блокового строения фундамента, опреде- ляющего тектонику осадочного чехла. Это положение сформулировали в 1958 г. Р.И.Андреева и М.В.Чирвинска я /13/ для участков, где глубины залегания фундамента были доступны дня бурения. Результаты глубокого бурения последних лет в сопоставлении с данными геофизической разведки, обобщенными В.М.Белаповым, И.М.Э.тингофом и др. /28/, подтвердили правильность этого вывода.
Так, теоретическое положение А.П.Карпинского о вертикальных колебательных движениях и связанных с ними дифференцированных перемещениях блоков фундамента по ограничваающим их разломам, нашло практическое подтверждение и выступает в качестве одной из важнейших черт строения ДДв.
Наличие сложно построенного грабена в основании впадины, вы полненной отложениями верхнего палеозоя и мезо-кайнозоя, блоковый.характер строения фундамента и осадочного чехла,составляют сущность тектонической схемы, на основе которой в течение дли-тельного времени определялись направления поисково-разведочных работ на рассматриваемой территории.
Основным документом, отражающим состояние изученности региона является тектоническая карта Днепровско-Донецкой впадины составленная под редакцией М,ВЛирвинской, которая ежегодно уточняется и дополняется авторами на основе новейших геолого-геофизических материалов. На тектонической схеме ДДв (рис.3.7) выделяются тектонические элементы: южный ее борт, или склон Украинского кристаллического щита, северный борт - склон Воронежcкого массива и Припятско-Днепровско-Донецкий -сложный грабед. Границы грабена проводятся по крайним, наиболее четко выраженным уступам фундамента. Внутри ДДд выделено пять поперечных стр тдаых элементов второго порядка: I. Припятский грабен. 2. Черниговско-Брагинский выступ. 3. Днепровский грабен. 4. Северо-Западная окраина Донецкого складчатого сооружения (зона сочленения). 5. Донецкое складчатое сооружение.
Южный борт Днепровско-Донецкой впадины или склон Украинского кристаллического щита представляет собой полосу непостоянной ширины: 10-15 км на северо-западе, 100-120 км в центральной части и 30-50 км на участке Кременчуг-Днепропетровск. В его пределах кристаллический фундамент сравнительно плавно погружается от выходов на дневную поверхность до краевых уступов Днепровско-Донец-. кого грабена. Осадочные образования, перекрывающие кристаллические породы бортовой части ДДв., залегают моноклинально, повторяя структурный план субстрата. Но на этом фоне выступают хорошо выраженные террасы и пологие поднятия (Крячковское, Ядяовско-Трак-томировское и другие).
Геологический смысл и значение переходной зоны при прогнозировании АВПД
Поскольку аномально высокими принято считать давления, превышающие условные гидростатические на какую-то величину, то к переходной зоне следует относить участок (интервал) разреза, на протяжении которого давление флюидов увеличивается, достигая уровня аномально высокого (в нашем понимании 1,3 условного гидростатического). Отсюда следует, что в переходной зоне предполагается постепенный рост давления флюидов. Она, по существу, должна занимать часть разреза, в которой залегают глины с повышенным норовым давлением. При отсутствии литологического барьера, а такие ситуации в природе не так уж редки /17,177/, верхняя граница переходной зоны, естественно, будет нечеткой, а нижнюю вообще трудно выделить. Следовательно, переходная зона, в строгом понимании ее значения, не имеет четких границ. В действительности переходной считается вся зона, включающая интервалы разреза с повышенными, и аномально высокими норовыми давлениями .
По Р.Э.Чепмэну кровля переходной зоны является основанием зоны, где распространены нормальные гидростатические давления флюидов. Ее подошва характернауется максимальным значенжем отношения давления флюидов к геостатическому,, минимальной равновесной глубиной и мминимльным ооъемным весом пород. Прр иткой трактовке переходная зона наиболее соответствует ареолам вторжения К.А.Аникиева, взгляды которого на их происхождение пряно противоположны взглядам Р.ЭЛепнэна /17/. Выходит, что переходные зоны могут tob представлены не только недоуплотненныии, но и разуплотненными глинами. Следовательно, переходная зона характеризуется: - нарушением нормального хода уплотнения глинистых пород с глубиной, в пей имеет место их недоуплотнение или разуплотнение; - более быстрым возрастанием давления норовых флюидов, чем геостатического давления; - умен&шением объемного веса пород и равновесной глубины. В перечисленных особенностях заключается геологический смысл переходной зоны.
Прогнозирование АВПД, при бурении скважин, сводится к выявлению в разрезе переходных зон или ореолов вторжения, определению в них аномально высоких перовых давлений, исходя из величины которых оценивается давление в нижележащих отложениях.
Выше уже отмечалось, что зона аномально высоких давлений понятие более емкое, чем переходная зона, В полном виде интервал разреза с аномально высокими давлениями включает по вертикали литологический барьер, зону повышенных и аномально высоких норовше давлений и, собственно, зону АВПД.(Литологический барьер и зона повышенных и аномально высоких перов ых давлений представляют собой элементы ореолов, вторжения). Однако встречаются ситуации, когда зоны аномально высоких давлений состоят только из переходной зоны, 1акие ситуации возможны, па крайней мере, в двух случаях: когда под недоуплотненными глинами с аномально высокими паровыми давлениями нет высоконапорной залежи, или, когда последняя разрушилась, а АВПоД в перекрывающих ее разуплотненных глинах сохранились. Аномально высокие норовые давления долговечней аномально высоких пластовых давлений. Это подтверждается практикой разработки несторождени. Так, на Кара-дагском месторождении, практически после полного истощения газоконденсатных залежей аномально высокие давления в перекрывающих их глинистых толщах сохранились, что требовало применения утяжеленных буровых растворов /87/. Разбуривание картамышской свиты в пределах Шебелинской массивно-пластовой газоконденсат-ной залежи при текущем пластовом давлении в коллекторах значительно ниже гидростатического и применений буровых растворов плотностью 1?2йЛ40кг/пм3, как правило, сопровождалось газопроявлениями из глин и аргиллитов, в которых давления сохранялись на уровне начальных. Это же подтверждается результатани электрометрии двух соседних скважин Сданные Балаклейской ЭГЙС). Одна из них: J 57 вскрыла продуктивный разрез в; 1959 г. в пержод начальной стадии- разработки ШебелиЕского месторождения в условиях АВПД, Другая - 700 в 1977 г. через 18 лет, когда продуктивные газоносные горизонты были сильно истощены - в условиях АНПД. Несмотря на это, в обеих скважинах зафиксировано равенство удельных сопротивлений глин и равенство градиентов поровых давлений.
С дрзгой сторойы, известно много примеров, когда переходной зоны нет и лиалогичеокий барьер непосредственно экранирует залежь с АВПД. Т кие "нестандартные" ситуации? естественно, затрудняют прогноз аномально высоких давлений.
Переходные зоны над высоконапорними залежами могут быть приурочены к покрышкам или к породам промежуточного комплекса /283/. Они изобилуют нефтегазопроявлениями. Однако промышленные скопления нефти и газа в этих зонах, как правило, отсутствуют. В них не содержится выдержанных пластов, которые имели бы широкое распростраЕенже по площади. Чаще всего, в переходных: зонах содержатся небольшие лишы, насыщенные углеводородными флюидами непромышленного значения. Ввиду ограниченного объема эти локальные скопления сравнительно быстро истощаются,
Определение оптимального интервала углубления в газоносный разрез открытым стволом скважины
Из классификации можно заключить, что, в несложных условиях (нормальных и повышенных пластовых давлений), скважины можно бурить, не перекрывая газоносный разрез промежуточными обсадными колоннами, для условий средней сложности, сложных и весьма сложных аномально высоких пластовых давлений при проектировании конструкций скважин, следует предусматривать соответственно одну, две и более двух промежуточных колонн для крепления газоносного разреза. Ниже рассматриваются теоретические и практические вопросы оптимизации вскрытия газоносных пластов, исходя из принципа ограничения (регулирования) величины репрессии для наиболее сложных вариантов приведенной классификации.
В работе М.А.Потюкаева, В.И.Зильбермана, М.Г.Ульянова /237/ эта задача решена в общем виде для массивных газовых залежей большой высоты аналитическим и графическим способом. Оптимальный (максимально допустимый) интервал углубления скважины в залежь, без крепления продуктивного разреза промежуточными обсадными колоннами ( ji ) определяется по формуле: где Н - глубина кровли пассивной залежи, м; h - высота залежи в точке, где она вскрывается скважиной, м; С(B,Сг - градиенты давления пластовых вод и газов, -ШаУсы?," К коэффициент, характрризующий превышение гидростати-" ческого давления столба бурового раствора относительно пластового в кровле залежи; Ккр - коэффициент, характриизующий критическое отношение гидростатического давления столба бурового раствора к пластовому, выше которого начинаются поглощения бурового раствора продуктивными горизонтами. Формула (6.1) выведена для одного из самых сложных вариантов вскрытия газоносных пластов. Она справедлива и для многопластовых газовых месторождений с кррпными этажами газоносности, где пластовые давления возрастают с глубиной в соответствии с изменением плотности газа. При небольшой высоте залежи или этажа газоносности, ( до 200-250 м) бурение скважин в продуктивном разрезе сложностей не представляет, так как репрессии на продуктивные пласты, как правило, не достигают критических значений. Такие условия присущи большинству газовых и газоконденсатных залежей Днепровско-Донецкой впадины. При чередовании газоносных горизонтов, в которых пластовое давление меняется с глубиной незакономерно, или, при чередовании газоносных и нефтеносных горизонтов, сложность бурения скважин зависит от их положения и характера распределения пластовых давлений в разрезе. В особенности важно знать градиенты ІШИД, какие еоризонты характерриуются максимальным и минимальным градиентом АВПД, их положение в разрезе. В этих; случаях конкретное решение на сколько можно углубиться в продуктивный разрез открэтым стволом скважины заранее дать нельзя. Оно возможно после установления величин АВПД, по следовательности залегания продуктивных пластов, а до этого следует ориентироваться на то, что весь разрез газоносен, то есть на наиболее сложные условия бурения. Если высота газовой залежи или этажа газоносности значительно больше чем в 2 раза превышает рассчитанное 2, следует, пользуясь той же формулой, определить 2.г , подставляя в нее Н+Х, вместо Н и h-5 1 вместо h и т.д.
Как видно из формулы (6.1), велйнина Z зависит от значений шести входящих в нее параметров. Четыре из них характеризуют зависимость величины Z от геологических условий залегания пластовых флюидов - Н , h , о, в и с г .Два остальных - К и Ккр -от технико-технологического уровня производства буровых работ. Коэффициент Ккр в какой-то мере характеризует и фильтрационные свойства продуктивных горизонтов, так как, при прочих равных условиях (глубина, пластовое давление), его величина для трещинных коллекторов будет ниже, чем для гранулярных.
Чтобы выяснить влияние параметров на величину X ,попеременно изменяя (увеличивая или уменьшая) каждый из них в отдельности и оставляя остальные 5 постоянными, определялись значения 3Ll . Получаемые результаты сравнивались с 3Lо . Последняя-вычислена для условий близких к условиям Жфремовского газоконденсатного месторождения ( К = 1,05; Ккр = 1,3; Н = 1800 м; h = 1600м; с в и с г соответственно 0,0112 и 0,017 Ша/м ) и составляет 481,6 м.
