8.2.4. Природа пластових тисків, менших за гідростатичні (птмг)

На формування ПТМГ може впливати велика кількість гео­логічних факторів залежно від геологічної будови конкретного району або окремої площі. Основні з них наведено нижче.

1. Гідрогеологічний фактор, коли гіпсометрична позначка точки на по­ верхні, де пробурена свердловина, перевищує гіпсометричне положення умовної п'єзометричної поверхні (рис. 8.5).

2. У районах, де флюїди виходять з природного резервуара по тріщинах і більших розривів на поверхню місцевості, відбувається спочатку дегазація покладів вуглеводнів, а потім і безпосередній вихід на поверхню рідини. Пластовий тиск у природному резервуарі під час цього процесу значно зменшується.

3. Опускання на нижчий гіпсометричний рівень колекторів. Якщо во­ ни знаходяться в герметичних умовах, то в них виникне ПТМГ.

4. Формування в осадовій товщі земної кори в результаті стресових тек­ тонічних рухів порожнин тектонічних розривів, в яких у певних геологічних умовах утворюється вакуумний простір. У нього можуть виходити флюїди із природних резервуарів, може зумовлювати формування в них ПТМГ.

8.2.5. Використання інформації

про початкові пластові тиски в процесі пошуків, розвідки і розробки нафтових і газових родовиш

Промислові скупчення нафти і газу поширені у відкладах як з нормальними, так і з надгідростатичними пластовими тисками. Ці скупчення утворюються у відкладах, що характеризуються пластовими тис-

ками, меншими за гідростатичні. Тому інформацію про початкові пластові тиски при пошуках покладів нафти і газу слід застосовувати з урахуванням конкретних особливостей геологічної будови області або району, де прово­дяться роботи.

У проблемі використання інформації про початкові пластові тиски при пошуках скупчень нафти і газу розрізняють такі основні напрями.

1. НГПТ як показник перспективи нафтогазоносності регіону, де вста­ новлено прямий генетичний зв'язок процесів утворення скупчень вугле­ воднів і формування НГПТ.

2. НГПТ як показник закритості природного резервуара, а отже, спри­ ятливих умов для формування і зберігання покладів нафти і газу.

3. Збільшення коефіцієнта аномальності пластових тисків (К_а) в окре­ мих горизонтах в напрямку до склепіння структур з метою коректування плану черговості вводу в буріння свердловин для швидкого розкриття цих ділянок на структурах, як найсприятливіших для акумуляції нафти і газу в покладі і де переважно продуктивність свердловин є більшою внаслідок підвищеної на цих ділянках тріщинуватості колекторів.

Розглянемо перший із напрямів на прикладі конкретних районів.

До областей, де можна в цілому вважати НГПТ додатковим показни­ком нафтогазоносності, належать насамперед зони прояву інтенсивних новітніх складкоутворювальних рухів. У таких зонах відбуваються форму­вання і ускладнення складчастості, виникають тектонічні розриви, по яких можливі перетоки флюїдів із нижчезалягаючих у вищезалягаючі від­клади та інтенсифікація внутрішньорезервуарної міграції флюїдів. Зазна­чені процеси зумовлюють переформування покладів вуглеводнів, які ха­рактеризуються переважно НГПТ у тектонічно стиснутих природних ре­зервуарах. Результати обробки на ПЕОМ залежностей коефіцієнта ано-

Виявлена залежність коефіцієнтів аномальності пластових тисків від коефіцієнтів інтенсивності складок на прикладі Карпатського складчастого регіону дає змогу дійти висновку, що в зонах розвитку неотектонічних ру­хів НГПТ є переважно наслідком складкоутворювальних процесів. За да­ними І.В. Висоцького, певні високі пластові тиски у природних резервуа­рах виникають одночасно з формуванням і переформуванням покладів вуг­леводнів у процесі росту складок.

Отже, можна умовно говорити про одночасність і генетичний зв'язок процесів росту структур, формування покладів вуглеводнів і утворення НГПТ у природних резервуарах, які належать до складчастих структур, що формуються в процесі неотектонічних рухів. У таких зонах НГПТ у природ­них резервуарах можна вважати показником перспектив нафтогазоносності.

Цікавим об'єктом, де інформація про НГПТ може слугувати також по­казником перспектив нафтогазоносності, є баженовська світа Середнього Приоб'я. Ця зона не є тектонічно активною. У баженовській світі ло­калізація покладів нафти і газу не контролюється структурним фактором, як у тектонічно активних поясах. Поклади вуглеводнів містяться тут у гли­нистих породах, підданих тектонічному розтріскуванню, в результаті чого вони розущільнилися. Розтріскування глинистих відкладів баженовської світи і формування в них тріщинуватості пов'язане з рухами блоків у фун­даменті Західносибірської платформи в Приобському районі. Ділянки розу-щільнення глинистих порід, де сформувалися поклади вуглеводнів, завжди характеризуються НГПТ. Тому в баженовській світі НГПТ є показником локалізації вуглеводневих покладів у глинистій товщі юри.

Розглянемо другий напрям використання інформації про НГПТ як по­казника закритості природних резервуарів.

У районах, де відсутні надійні покришки або де зім'яті у складки ко­лектори внаслідок ерозії їх склепінь виходять на земну поверхню, НГПТ характеризується негативною дією в процесі формування покладів вугле­воднів. Негативну роль НГПТ може відігравати і за наявності тектонічних розривів, які досягають земної поверхні, а також за наявності вільного сполучення колекторів із зоною живлення і розвантаження. У таких умовах з часом відбуваються прорив і руйнування покладів вуглеводнів.

Проте в районах, де породи-колектори залягають на великих глибинах під покришками, під тектонічними покровами, в блоках, ізольованих тек­тонічними розривами, НГПТ можна розглядати непрямим додатковим по­казником у пошуках покладів нафти і газу, тому що збереження високих пластових тисків у цьому разі засвідчує герметичність природного резер­вуара і наявність умов затрудненого в ньому водообміну. Прикладом може бути нафтовий поклад на площі Лопушна у Зовнішній зоні Передкарпатсь-кого прогину. Цей поклад локалізується у відкладах бадену і верхньої кре­йди південно-західного краю Східноєвропейської платформи під насувом соленосних утворень неогену прогину і флішових відкладів Карпат. У цих же відкладах, не перекритих регіональним насувом зазначених осадових утворень у північно-західній частині регіону, локалізуються тільки газові поклади з пластовим тиском, переважно меншим за гідростатичний. У фор­муванні Лопушнянського нафтового покладу значну роль відіграла, мож-

ливо, захороненість тут природного резервуара, тому в покладі сформував­ся і зберігся НГПТ.

Поклади, де НГПТ може бути ознакою закритості природних резерву­арів, характерні для багатьох площ Дніпровсько-Донецької западини. Так, у південно-східній частині її, де розвинутий НГПТ, лише в Єфремівському родовищі пластові тиски в хемогенній товщі нижньої пермі відповідають нищезалягаючим продуктивним горизонтам у теригенних породах нижньої пермі і верхнього карбону. На Західномедведецькій, Мелиховській, Кегичів-ській площах пластові тиски в скупченнях газу, зосереджених у кавернозних і тріщинних вапняках та алевролітах, які ізольовані у хемогенній покришці, значно перевищують пластові тиски продуктивних горизонтів, які залягають нижче по розрізу. Більш високі значення пластових тисків у продуктивних колекторах, які знаходяться в хемогенній товщі, можна пояснити на­самперед їх закритістю, а також їх тектонічним стискуванням унаслідок дії соляних куполів, які ростуть в утвореннях нижчезалягаючої девонської солі.

Третій напрям — використання інформації про зміну К_а початкових пластових тисків в окремих горизонтах, важливий для прискорення пошу­ків у склепіннях структур.

У практиці пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ відзначено, що в природних резервуарах, які належать до антиклінальних піднять, ве­личина К_а збільшується у напрямку від крил до склепінь. Закономірне збільшення К_л пластових тисків у склепінні складки спостерігається в ме­жах геосинклінального схилу Передкарпатського прогину, Дніпровсько-Донецької западини, кримської частини Скіфської плити, Передкавказзя, Бакинського архіпелагу і багатьох інших нафтогазоносних областей і райо­нів. Збільшення К_а початкових тисків у флюїдоносних горизонтах у на­прямку склепінь тектонічних структур пов'язане з внутрішньорезервуарною міграцією, яка відбувається в процесі складкоутворення. В масивних вугле­водневих покладах збільшення К_а у напрямку склепінь зумовлене також різницею густини газоподібних флюїдів та нафт і вод, що підстилають їх. У водоносних горизонтах у напрямку склепінь К_а збільшується внаслідок збільшення вмісту у воді розчиненого газу. Найконтрастніша закономір­ність збільшення К_п у напрямку склепінь відзначається у високоамплітуд-них структурах (рис. 8.6). Утім для відкладів, які складають пологі структу­ри, можна також спостерігати збільшення К_а початкових пластових тисків у напрямку їх кульмінаційних частин.

Наведемо приклад розподілу величини К_а на Тульській площі Східно-кубанського прогину в нижньокрейдових відкладах (де є дані щодо замірів Р_п у свердловинах). Тут у зазначеному стратиграфічному комплексі зафік­совані такі значення К_л. У свердловині 29, яка знаходиться в східній час­тині площі у водоносних нижньокрейдових відкладах, на глибині 1510,5 м при Р_п = 15,26 МПа АГ_а= 1,01 (рис. 8.7). У західному напрямку від цієї ді­лянки у свердловині 46 у присклепінній частині структури, де знаходяться скупчення нафти, на глибині 1378,5 м при Р„= 14,76 МПа К_а збільшується до 1,07.

У свердловині 3-Т, яка знаходиться у північній частині площі, у водо­носних нижньокрейдових відкладах на глибині 1623 м при Р_п= 16,46 МПа

Можливість прогнозування пластових тисків і особливо НГПТ в оса­довій товщі до початку буріння за допомогою сейсморозвідки вперше описав у 1968 р. Е.С. Пенебекер. Суть методу полягає в такому: зміна об'є­му пор гірських порід, їх густини під дією внутрішнього тиску флюїдів, тобто НГПТ, у колекторах, а також надгідростатичних внутрішньопоро-вих тисків (НГВГТоТ) у глинистих відкладах приводить до зміни швид­кості поширення пружних коливань в умовах нормального тиску, тобто ця швидкість залежить від глибини залягання пласта. Відмінність інтер-вальних швидкостей поширення пружних коливань на еталонній кривій у бік їх зменшення може слугувати ознакою наявності в цих інтервалах зон НГПТ і НГВПоТ.

У рухомих поясах, авлакогенах та інших зонах прояву неотектонічних рухів у природних резервуарах нафти і газу, які належать до молодої склад­частості, прогнозування НГПТ на заданих глибинах можливе методом об­числення їх величин за залежностями Р_П = /(Н, і, у, (З_т). Вивід формули цієї залежності як приклад для геосинклінального схилу Передкарпатського прогину наведено вище при розгляді питання використання інформації про пластові тиски для пошуків покладів нафти і газу.

Встановлення початкових пластових тисків тим або іншим методом (за даними геофізичних досліджень у свердловинах або за залежністю Р_П = /(Н, і, у, (З_т) має також практичне значення, коли на старих промислових пло­щах у покладах вуглеводнів підраховують залишкові їх запаси статистичним методом або методом матеріального балансу, а дані стосовно початкових пластових тисків не збереглися або не були заміряні.

Найінформативнішими способами прогнозування пластових тисків є методи геофізичних досліджень у свердловинах (див. підрозд. 5.4.2). Для виділення зон НГПТ і кількісної оцінки пластових тисків у колекторах можна використовувати майже всі геофізичні методи, але найбільшого по­ширення набули електрометричні дослідження, акустичний (ультразвуко­вий) і, частково, радіоактивний каротаж.

Зони НГВПоТ у глинистих породах і НГПТ у піщаних колекторах на електрометричних діаграмах характеризуються зниженням електричного опору і підвищенням електропровідності. Це пояснюється збільшенням пористості і загалом вищою мінералізованістю води порід, в яких у порис­тому середовищі є високий тиск.

Розглянемо конкретні приклади визначення пластових тисків за дани­ми електрометрії в розрізах свердловин Серебрянська-6 і Октябрська-21, пробурених на Кримському півострові.

Якщо крива р_у (уявного опору) відповідає закономірності зміни цього параметра з глибиною, характерною для досліджуваного району, то почат­ковий пластовий тиск у таких відкладах відповідає нормальному гідроста­тичному тиску.

Необхідною умовою для формування пластових тисків, менших за гід­ростатичні (ПТМГ), у загальному випадку є перевищення швидкості ви­ходу із природних резервуарів газів та інших флюїдів порівняно з темпом їх надходження в окремий колектор, а також збільшення об'єму пор у колек-

тппі яким чяппянюрткгя новими ппшгіяімм гЬгтюїлік Сяме тпму чпни Г ТМГ

переважно є недонасиченими флюїдами і поглинають промивальну рідину під час буріння свердловин.

У результаті вивчення діаграм стандартного електричного каротажу в інтервалах зон і пластів з ПТМГ установлено, що інтервали, які характери­зуються тисками, нижчими за гідростатичні, відрізняються підвищеним пи­томим електричним опором (р_п) відносно лінії нормальної зміни цього па­раметра з глибиною, як це показано на рис. 8.10. Наявність підвищених питомих електричних опорів порід в зонах ПТМГ пов'язано не з підвище­ною густиною порід, а з їх недонасиченістю флюїдами.

Зазначена закономірність дає змогу робити висновки по діаграмах стан­дартного електричного каротажу про розкриття свердловинами відкладів, які характеризуються ПТМГ.

Навпаки, в інтервалах, де на діаграмах фактичні криві р_п відхиляються в бік зменшення уявного опору, слід очікувати збільшення порових про­сторів у породі під дією НГВПоТ і НГПТ. Це приводить до порівняно ви­сокої флюїдонасиченості, в тім числі мінералізованими водами (рис. 8.10, зони НГПТ).

Отже, за результатами електрометричних досліджень можна опера­тивно визначати в процесі буріння свердловин інтервали з НГВПоТ і НГПТ, а також ПТМГ. Слід зауважити, що інтервали НГВПоТ у глини­стих породах здебільшого знаходяться над інтервалами НГПТ у проник­них пісковиках і тому є показниками наближення вибоїв свердловини до пластів з високими тисками, тобто аварійності, навіть вибухової небез­печності.