|
УДК 553.98:532.311.8 |
Пластовые давления скоплений УВ экранирующих толщ и достоверность геологических методов их прогноза
И.И. ЛИТВИН (УкрНИИгаз)
Освоение глубокозалегающих отложений осадочного чехла все острее ставит вопрос о достоверности косвенных методов предварительного и оперативного прогноза абсолютных величин пластовых давлений разбуриваемого разреза, особенно в скоплениях УВ экранирующих комплексов этажей нефтегазоносности.
В связи с этим нами предпринята попытка оценки достоверности эмпирических и теоретических посылок косвенных геологических методов качественного [1,3] и количественного [4] прогноза пластовых давлений, как правило, аномально высоких, в скоплениях УВ экранирующих комплексов, базирующихся на допущениях о их производности (унаследованности) от пластовых давлений, как правило, избыточных (ИПД), массивных залежей нижележащего резервуарного комплекса этажа нефтегазоносности и возможности достоверного прогноза первых посредством экстраполяции вторых.
Напомним, что согласно представлениям, развиваемым К.А. Аникиевым [1], внедрение, просачивание в покрышку и проникновение сквозь нее УВ происходит преимущественно по зонам нарушений благодаря избыточным давлениям и продолжающейся вертикальной миграции газа снизу из крупной залежи. Распределение градиентов повышенных и сверхвысоких пластовых давлений в покрышке контролируется аномальностью избыточного давления, которая в своде залежи максимальная, а к периферии закономерно снижается, в результате чего «изобары сверхвысоких давлений в ореолах вторжения» (покрышке) «сопряжены с высотой крупной залежи» [1, с. 38]. В работе [3] была высказана идея о контроле величин градиентов пластовых давлений скоплений УВ экранирующих толщ (по разрезу всего осадочного чехла) в основном перепадами напоров между продуктивными этажами, от более глубокого к вышележащему. Однако метод прямого количественного прогноза АВПД в скоплениях УВ экранирующих комплексов К.А. Аникиевым не предложен (на причинах остановимся несколько ниже).
Метод количественного прогноза АВПД в скоплениях УВ экранирующих комплексов [4] базируется на вышеизложенном механизме формирования скоплений УВ в экранирующих толщах и теоретических предпосылках экстраполяции, предложенной К.А. Аникиевым. Исключение - допущение о возможности экстраполяции на скопления УВ экранирующей толщи поинтервального [1] градиента ИПД нижележащей массивной залежи, устанавливаемого на момент ее вскрытия бурением. Другими словами, это допущение основано на том, что скопления УВ экранирующего и резервуарного комплексов на современной стадии их геологического развития (а не миллионы или сотни тысяч лет тому назад) представляют единую пластово-энергетическую гидродинамическую систему, в которой начальные давления изменяются с глубиной на вес столба газа, т. е. по закону избыточного давления [4] (по модели массивной залежи УВ). Тем самым предполагается сбалансированный, подчиненный законам гидростатики характер распределения пластовых давлений в скоплениях УВ по разрезу всего этажа газоносности. Из сказанного следует, что основная теоретическая посылка метода, описанного в работе [4], - допущение идентичности и единства генезиса скоплений УВ и пластовых давлений резервуарного и экранирующего комплексов этажа нефтегазоносности, а также последующих условий их развития и сохранения вплоть до момента вскрытия бурением. Возможность наличия в скоплениях УВ экранирующих комплексов АВПД, не отвечающих экстраполированным величинам ИПД, данной точкой зрения исключается. Базовой принята модель Мелиховского газоконденсатного месторождения юго-восточной части ДДВ.
Принципиально иная точка зрения К.А. Аникиева. Анализ пластово-барической зональности авлакогена Делавар-Вэл-Верде (США) констатирует существование несбалансированных условий на регрессивной (современной) стадии между ореолом вторжения и нижележащими частями газогеодинамической системы, вызывающих обратные перепады как аномальностей, так и абсолютных величин АВПД или инверсии градиентов АВПД [2]. Это одна из причин, которые не позволили К.А. Аникиеву предложить метод количественного прогноза АВПД.
Результаты изучения эмпирических данных о распределении начальных абсолютных величин пластовых давлений, их градиентов и коэффициентов аномальности по разрезу ряда нефтегазоносных провинций СССР и зарубежных стран, т. е. данных о их пластово-барической обстановке, освещенных в работах многих исследователей, приводят к выводу о планетарном распространении явления несоответствия (разброса) значений пластовых давлений в скоплениях УВ экранирующих и продуктивных комплексов. В частности, широко распространено превышение, причем скачкообразного характера, абсолютных величин, градиентов и коэффициентов аномальности пластовых давлений скоплений УВ экранирующих комплексов над максимально возможными абсолютными величинами, градиентами и коэффициентами аномальности продуктивных комплексов.
В СССР подобная пластово-барическая зональность устанавливается в Хатангско-Вилюйской, Лено-Тунгусской, Западно-Сибирской, Тимано-Печорской, Прикаспийской, Амударьинской, Афгано-Таджикской, Южно-Каспийской, Азово-Кубанской, Днепровско-Донецкой, Припятской нефтегазоносных областях и провинциях, за рубежом - в Средне- и Центральноевропейской, Адриатической нефтегазоносных провинциях, Сахаро-Ливийском бассейне, во многих районах Северной Америки как на суше, так и в акваториях (например, районы Рейнбоу, дельты р. Маккензи, Береговых хребтов и западной части Центральной долины Калифорнии, Пермской синеклизы), во многих бассейнах (как на суше, так и в акваториях) Южной Америки, Юго-Восточной Азии, Океании и др.
Несоответствие абсолютных величин, градиентов и коэффициентов аномальности пластовых давлений скоплений УВ экранирующих и продуктивных комплексов весьма значительно. Например, во впадине (авлакогене) Делавар-Вэл-Верде (Пермская синеклиза) в запечатанных залежах ореола вторжения «часто сохраняются почти не редуцированные первозданные сверхдавления» [2, с. 34], достигающие например, на месторождении Гомец (скв. 1 Тиррелл) 109,8 МПа при максимальных пластовых давлениях 68,6 МПа залегающего на 1400 м глубже по разрезу элленбергерского резервуара газа.
В пластово-барической модели ДДВ, построенной К.А. Аникиевым [2], факт подобной дифференциации значений АВПД и ИПД скоплений УВ экранирующих и продуктивных комплексов (во вскрытом бурением интервале осадочного чехла) не нашел отражения, несмотря на имеющуюся ссылку об установлении инверсии градиентов АВПД в скоплениях газа карбонатно-эвапоритовой ассельской толщи нижней перми, экранирующей массивные залежи газа нижнепермско-верхнекаменноугольного терригенного продуктивного комплекса. Вместе с тем моделирование пластово-барической обстановки (построение пластово-барических профилей) локальных месторождений и этажа нефтегазоносности в целом позволило [5, 6] установить (рис. 1-4) четко выраженную дифференциацию этих параметров между скоплениями газа в залежи и покрышке, в том числе и инверсию градиентов АВПД (значительное превышение АВПД скоплений газа нижнепермской хемогенной экранирующей толщи над ИПД нижележащих массивно-пластовых залежей продуктивного комплекса). Моделированием устанавливается индивидуальность и неоднотипность пластово-барической обстановки этажа нефтегазоносности на локальных поднятиях и в ДДВ в целом, пластово-барическая зональность и обособленность залежей газа экранирующего и продуктивного комплексов этажа нефтегазоносности, случайный характер абсолютных значений АВПД в скоплениях газа экранирующего комплекса и их независимость от абсолютных значений ИПД нижележащих массивно-пластовых залежей. О справедливости вышеизложенного свидетельствуют, в частности, установленные три типа (см. рис. 1, 1-5, 6, 7) и пять подтипов (1-5) барической зональности, а также косвенные данные, позволяющие прогнозировать возможность формирования и обнаружения других ее подтипов. Имеющийся материал [5, 6], данные К.А. Аникиева [2] подтверждают идентичность пластово-барической зональности и более глубоко залегающих этажей нефтегазоносности ДДВ.
Принципиально аналогичный или близкий характер соотношения величин пластовых давлений наблюдается и в перечисленных выше нефтегазоносных провинциях, областях и районах, в частности, между скоплениями УВ вулканогенно-терригенного красного лежня (продуктивный комплекс) и карбонатно-эвапоритового цехштейна (экранирующий комплекс) пермского этажа нефтегазоносности Среднеевропейской и Центральноевропейской нефтегазоносных провинций.
Неправомочность допущения единства (идентичности) генезиса и особенно последующих условий развития и сохранения скоплений УВ и пластовых давлений в продуктивном и экранирующем комплексах более чем очевидна и с общетеоретических геологических позиций. Известно, что геолого-гидродинамические условия и особенности локализации, внутреннего развития и взаимодействия залежей УВ со вмещающей средой в экранирующих и продуктивных комплексах принципиально различны ввиду несоответствия тектоно-литологических (и, как следствие, фильтрационно-емкостных), гидрогеологических, гидродинамических и других их характеристик. Известны и последствия такого несоответствия. Напомним только об эффекте относительного запаздывания снижения пластовых давлений запечатанных мелких сателлитных залежей в покрышке по сравнению с залежами резервуарного комплекса [2].
Таким образом, установленные особенности пластово-барической зональности, отраженные на рис. 1, месторождений газа нижнепермско-верхнекаменноугольного этажа нефтегазоносности юго-восточной части ДДВ свидетельствуют о теоретической и эмпирической недостоверности предложенного на его примере [4] метода прогноза абсолютных величин АВПД посредством экстраполяции поинтервального градиента ИПД нижележащих массивных залежей газа на современной стадии их развития.
Необоснованна и ссылка на возможность применения этого метода на Оренбургском месторождении [4]. Данные о генезисе карманных, запечатанных и изолированных друг от друга скоплений газа филипповского горизонта, АВПД скоплений рассолов иреньского горизонта в соленосной кунгурской толще, экранирующей артинско-среднекаменноугольную газоконденсатную залежь, противоречат основным теоретическим положениям работы [4]. Акцентируем здесь внимание только на установленном факте резкой дифференциации химического состава газа филипповского горизонта. В одних скоплениях газа экранирующей толщи его состав практически не отличается от газа (сероводородсодержащего) основной залежи, в других - он соответствует ранней стадии генерации газов основной залежи, в третьих скоплениях газ вообще не содержит сероводорода, что свидетельствует о формировании его до начала заполнения ловушки, локализующей основную залежь.
Заметим, что несоответствие химического состава газов экранирующего и продуктивного комплексов, подобное или близкое вышерассмотренному, устанавливается также в нижнепермско-верхнекаменноугольном комплексе ДДВ, пермском Среднеевропейской и Центральноевропейской провинций, а также в ряде других.
Приведенные данные по Оренбургскому месторождению, месторождениям юго-восточной части ДДВ свидетельствуют или о независимости формировании скоплений УВ в экранирующем и продуктивном комплексах этажей нефтегазоносности, или о происхождении первых от нижележащих залежей, находившихся на одной из более ранних стадий развития, чем современная, или об образовании и сохранении АВПД другим путем. Представляется, что именно этими причинами объясняется несоответствие абсолютных значений пластовых давлений скоплений УВ экранирующих и резервуарных комплексов этажей нефтегазоносности провинций.
На основании вышеизложенного можно прийти к следующим выводам.
1. Современной стадии развития большинства нефтегазоносных регионов (геодинамических систем) присуще несоответствие абсолютных значений, градиентов и коэффициентов аномальности пластовых давлений скоплений УВ экранирующих и нижележащих продуктивных комплексов. Это несоответствие можно рассматривать как закономерное явление современной стадии развития нефтегазоносных регионов, а соответствие - как исключения.
2. В преобладающем большинстве нефтегазоносных регионов с установленными скоплениями УВ в экранирующих толщах, в том числе и в ДДВ, достоверный прогноз АВПД на базе принципа экстраполяции пластового давления массивных залежей газа нижележащего резервуарного комплекса невозможен.
3. Результаты анализа достоверности теоретической основы геологических, геофизических, технологических, геохимических и других косвенных методов прогноза пластовых давлений, а также отечественного опыта их применения подтверждают, что в настоящее время косвенный предварительный и оперативный количественный прогноз пластовых давлений скоплений УВ, в том числе и в экранирующих толщах, наиболее надежно может быть осуществлен только методами, которые базируются на установлении гидродинамической связи скважина - пласт и расчете параметров этой связи.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аникиев К.А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ. Л., Наука, 1971.
2. Аникиев K.А. О геологических основах прогноза сверхвысоких пластовых давлений и осложненных условий глубокого бурения.- Труды ВНИГРИ. Л., 1977, вып. 397, с. 14-54.
3. Аникиев K.А., Введенская А.Ф. Аномально высокие пластовые давления - проявление глубинной жизни Земли.- В кн.: Проблемы геологии и геохимии эндогенной нефти. Киев, 1975, с. 95-113.
4. Зильберман В.И., Зильберман Л.В., Ульянов М.Г. Количественный прогноз АВПД в ореоле вторжения газа на Мелиховском месторождении.- Геология нефти и газа, 1978, № 9, с. 69-72.
5. Литвин И.И., Терещенко В. А. Аномально высокие пластовые давления палеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины.- Обзор ВНИИЭгазпром. Сер. геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний. М., 1976, вып. 2.
6. Литвин И. И., Паниотов Г.М., Семенычев Г.А. Пути повышения эффективности сооружения газовых скважин в зонах аномально высоких и избыточных пластовых давлений.- НТС ВНИИЭгазпром. Сер. бур. газ. и газоконд. скв. М., 1978, вып. 1.
Рис. 1. Типовые пластово-барические модели месторождений газа ннжнепермско-верхнекаменноугольного этажа нефтегазоносности ДДВ, выраженные через тренды значений коэффициентов барического возмущения среды - коэффициентов аномальности (сверхгидростатичности).
Типы пластово-барической зональности: I - установленные, II - прогнозные; а - экранирующий комплекс; б - непродуктивная часть разреза резервуарного комплекса; в - пластовые залежи газа; г - апикальные точки сводов массивно-пластовых залежей газа резервуарного комплекса. Ko - коэффициент фоновой барической обстановки в водно-гравитационной системе (Рпл/рГ); Ka - коэффициент барического возмущения среды в экранирующей толще (АВПД/рг); Ки - то же, в продуктивном комплексе; Ггвк - зоны ГВК массивно-пластовых залежей с РПЛ=Рг и Ко=1. Месторождения газа: 1 - Шебелинское, 2 - Машевское, 3 - Кегичевское, 4 - Мелиховское, 5 - Ефремовское, 6 - Верхнеланновское, 7 - Новоукраинское
Рис. 2. Пластово-барическая модель нижнепермско-верхнекаменноугольного этажа нефтегазоносности ДДВ (по В.И. Зильберману и др. [4]).
Модель, выраженная через тренды: А - абсолютных значений пластовых давлений, Б - коэффициентов сверхгидростатичности (избыточности, аномальности) пластового давления (ИПД/рг, АВПД/рг), В - плотности бурового раствора (эквивалент среднего [1] градиента давления). рс - тренд регионального гидростатического давления; ргео - тренд геостатического давления; а - АВПД по фактическим данным, б - ИПД в апикальных участках сводов массивно-пластовых залежей, в - АВПД, полученные путем экстраполяции ИПД по методике В.И. Зильбермана и др. [4]. Пластово-барическая модель этажа нефтегазоносности согласно фактическим данным: 1 - тренд ИПД, 2, 3 - тренды АВПД, 4 - тренды АВПД согласно представлениям В.И. Зильбермана и др. [4]. Месторождения: 1 - Шебелинское, 2 - Ефремовское, 3 - Мелиховское, 4 - Западно-Медведковское, 5 - Западно-Староверовское, 6 - Крестищенское, 7 - Новоукраинское, 8 - Распашновское, 9 - Чутовское, 10 - Машевское, 11 - Верхнеланновское, 12 - Сосновское, 13 - Кегичевское, 14 - Кленовское
Рис. 3. Пластово-барическая модель нижнепермско-верхнекаменноугольного этажа нефтегазоносности ДДВ по фактическим данным.
Усл. обозн. см. на рис 2
Рис. 4. Сопоставление пластово-барических моделей нижнепермско-верхнекаменноугольного этажа нефтегазоносности Днепровско-Донецкой впадины, построенных на фактических данных и согласно представлениям В.И. Зильбермана и др. [4]
Усл. обозн. см. на рис. 2