В статье описана новая методика определения аномально высоких поровых давлений (АВПоД) в глинистых породах. Методика основана на использовании свойств компрессионной кривой - закономерности, характеризующей уплотнения глинистых пород в зависимости от разности между давлением массы вышележащих осадочных пород (горным давлением) и давлением насыщающих глины флюидов (s - р).

Используемые в настоящее время методики оценки АВПоД основаны на изучении графических зависимостей физических свойств глинистых пород от глубины их залегания. Эти зависимости закономерны в зоне нормально уплотненных глинистых пород. В зоне АВПоД они нарушаются, что и является качественным и количественным признаком аномально поровых давлений.

Компрессионные кривые более универсальны. Они едины в зоне залегания глинистых пород с нормальным и аномальным давлением поровой жидкости. Это свойство предоставляет широкие возможности для аналитического определения параметров компрессионной кривой и использования вычислительной техники. Кроме того, нет необходимости прибегать к трудоемким графическим построениям.

Изучение уплотнения глинистых пород показывает, что при неизменных свойствах насыщающего флюида и неизменном минералогическом составе глин между различными физическими свойствами глинистых пород (х) и разностью давлений (s - р) имеют место экспоненциальные зависимости, которые в полулогарифмическом масштабе становятся прямыми (см. рисунок ). В природе этот факт находит подтверждение в существовании широко известных экспоненциальных зависимостей между пористостью, плотностью или удельным электрическим сопротивлением нормально уплотненных глинистых пород и глубиной их залегания; в экспериментальных исследованиях грунтоведов при уплотнении глинистых пород также отмечаются экспоненциальные формы компрессионных кривых. Более широкое теоретическое толкование этому явлению дано в работе [1].

Отклонения от прямой линии могут возникнуть в случае непостоянства минерализации погребенных в глинах поровых вод, а также в случае неравномерного увеличения температуры глин с глубиной. Первое явление наблюдается обычно в глинах, залегающих на глубинах менее 800-1000 м, второе определяется путем аналитического приведения всей кривой к одной и той же температуре, как это описано в работе [1].

Выделим на прямой, отображенной на рисунке , точки 1, 2 и 3. Все измерения параметра X на прямой приведем к температуре точки 1. В точках 1 и 2 давление поровых флюидов в глинистых поводах известно и равно p₁ и р₂. В точке 3 это давление требуется определить (Pa).

Запишем с учетом сказанного координаты точек 1, 2, 3:

где a(x) - значение температурного коэффициента для физического свойства х [1]; Г - среднее значение геотермического градиента в интервале h₁-h₂; h, h₁, h₂ - глубины точки соответственно 3, 1 и 2; s, s₁, s₂ - средние нормальные напряжения соответственно на глубинах h, h1 и h2.

Уравнение прямой, проходящей через точки 1 и 2, имеет вид

Это уравнение можно привести к более удобному для вычисления уравнению прямой - уравнению с угловым коэффициентом:

где введены следующие обозначения для параметров этой прямой:

Таким образом, для определения аномального порового давления в глинистых породах по методу компрессионной кривой необходимо знать значения параметров b (х) и К(х), а также возможное их изменение по площади изучаемого региона.

В районах с относительно простым геологическим строением, где имеются мощные пачки нормально уплотненных чистых глинистых пород, коэффициенты b(х) и К(х) могут быть определены по формулам (3) с использованием геофизических диаграмм и кривой изменения плотности глинистых пород с глубиной. В районах с более сложным строением, включающим подсолевые отложения, коэффициенты b(х) и К(х) и их изменения определяются путем использования геофизических материалов и прямых измерений пластовых давлений (нормальных или аномальных) в коллекторах, вмещаемых глинистыми породами.

Этот второй прием основывается на подтвержденном положении о том, что пластовое давление в коллекторах равно поровому давлению во вмещающих эти коллекторы глинистых породах. В работе [2] это положение было подтверждено результатами исследования АВПД в скважинах девяти нефтегазоносных районов Советского Союза. Исключение в данных исследованиях составила Азербайджанская нефтегазоносная область, где в ряде нефтяных месторождений пластовые давления в коллекторах оказались существенно ниже, чем во вмещающих глинах.

В таблице приведены результаты контрольных определений поровых давлений по предлагаемой методике в 17 скважинах месторождений различных нефтегазоносных областей, в которых ранее была успешно применена известная методика “кривых нормально уплотненных глин”. Другими словами, для определения параметров b(х) и К(х), необходимых для оценки АВПоД по методу компрессионной кривой, использовались ранее полученные зависимости измеренных геофизических параметров от глубины залегания пластов. Как и ожидалось, по обеим методикам в одних и тех же изучаемых интервалах получены практически не отличающиеся результаты. Среднее отклонение значений аномальных поровых давлений от данных прямых замеров составило ±5,58 % (см. таблицу ).

Таким образом, использование методики компрессионной кривой дает надежные результаты, которые хорошо согласуются с данными других методик определения АВПоД и с данными, полученными прямыми измерениями давлений в коллекторах глубинными манометрами.

Методику компрессионной кривой целесообразно использовать в тех районах, где трудно установить положение “кривой нормально уплотненных глин”. Однако при этом следует учитывать, что при нахождении параметров b(х) и К(х) в одиночных скважинах по ограниченному числу известных значений s и р точность определения поровых давлений в связи со случайными погрешностями может существенно снизиться. Поэтому рекомендуется применять статистический подход по изучаемым или даже по соседним скважинам, находящимся в сходных геологических условиях. Например, коэффициенты b(х) и К(х), определенные в четырех скважинах месторождения Кенкияк, изменяются: b(х) от -0,26 до -0,53, К(х) от 0,0032 до 0,0036. Среднее арифметическое значение этих параметров составляет: К(х) = 0,0034, b(х) = 0,38.

Значения АВПоД, рассчитанные по средним значениям параметров К(х) и b(х), в данном конкретном случае отличаются от значений поровых давлений, определенных по параметрам каждой конкретной скважины, не более чем на 7 %. Таким образом, можно говорить о возможности использования средних значений параметров К(х) и b(х) для прогнозирования АВПД на конкретной площади или на территории со сходным геологическим строением.

Рассмотрим более сложный случай, когда значения физического свойства глинистых пород х в разрезе какого-либо месторождения или целого нефтегазового района не могут быть оценены в условиях нормального уплотнения (например, в результате влияния искажающих факторов). В этом случае общепринятые методики не могут быть использованы для прогнозирования АВПД. В то же время предлагаемый метод компрессионной кривой может найти применение и в данном случае, если имеются результаты двух замеров пластового давления в одной или нескольких имеющихся скважинах. Эти замеры давлений совместно с данными о физических свойствах глин в близлежащих интервалах позволяют с помощью уравнений (3) оценить необходимые параметры К(х) и b(х) и с их помощью провести расчет АВПоД по данным промысловой геофизики в любой соседней скважине этого региона.

Подобный пример рассмотрен нами также на месторождении Кенкияк, где в качестве исходных материалов были приняты два замера пластового давления в скв. Г-91 на глубине 4230 м (р_а = 75,6 МПа, r_п.гл =3.5 Ом-м) и на глубине 4330 м (Ра = 67.3 МПа, r_п.гл=5,5 Ом-м). По этим данным были рассчитаны коэффициенты К(х) = 0.00183 и b(х) = 0,0374. которые в дальнейшем использовались для оценки АВПоД (43 определения) в других восьми скважинах этого месторождения. Сравнение полученных значений давлений с результатами пяти манометрических замеров в этих скважинах показало хорошую сходимость результатов, расхождение ±8 %.

Таким образом, исследования, выполненные по опробованию предлагаемой методики "компрессионной кривой”, свидетельствуют о возможности ее применения для прогнозирования АВПД в различных геологических условиях, в том числе в районах со сложным геологическим разрезом, где из-за отсутствия достаточно мощной толщи глин в верхних интервалах разреза, наличия мощной толщи соли или значительного влияния других искажающих факторов трудно установить закономерность изменения физических свойств глинистых пород, залегающих в условиях нормальных давлений.

Вышеизложенное позволяет сделать следующие выводы.

Предлагается новая методика прогнозирования АВПоД, основанная на использовании уравнения “компрессионной кривой” - зависимости изменения различных петрофизических свойств чистых глинистых пород от разности между давлением массы вышележащих пород и поровым давлением насыщающего флюида.

Методика “компрессионной кривой” дает возможность оценивать АВПоД в районах со сложным геологическим строением, а также значительно упрощает применение ЭВМ для прогнозирования АВПД по сравнению с известными методиками.

1. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.
2. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. М., Недра, 1978.

Таблица

Рисунок