Особенности глушения добывающих скважин в условиях аномально низких пластовых давлений — Нефтесервис — Статьи журнала

Основные методы борьбы с поглощением

К поглощению жидкости пластом может относиться полное поглощение всей жидкости (потеря циркуляции), поглощение значительной доли ЖГС или незначительные потери фильтрата. Важно бороться с поглощениями на всех этапах эксплуатации скважины, потому что в случае проникновения в пласт различных жидкостей они могут оказывать негативное влияние как на матрицу горной породы, так и на пластовые флюиды и мелкодисперсные твердые частицы.

Также такие жидкости способны переносить в поровое пространство коллектора твердые частицы, которые в свою очередь могут существенно снижать продуктивность проницаемых зон. Описанные выше факторы неизбежно повлияют и на экономическую составляющую, повышая стоимость обслуживания скважины (даже в случае успешного подбора жидкости глушения).

Выделяют три основных метода борьбы с поглощениями:

1. Снижение плотности технологической жидкости для уменьшения гидростатического дифференциального давления столба скважинной жидкости и пластового давления.

2. Повышение вязкости жидкости с помощью растворимых полимеров с высокой молекулярной массой для снижения скорости ухода жидкости в пласт.

3. Добавление нерастворимых взвешенных частиц с разным гранулометрическим составом для механического перекрытия и закупорки пор в пластовой породе и на поверхности вскрытого пласта непроницаемой фильтрационной коркой.

В случае использования бурового раствора для капитального ремонта и заканчивания скважин, необходимо помнить, что он уже обладает необходимой вязкостью, содержит взвешенные частицы и добавки для снижения фильтрации. Напротив, в случае использования в роли технологической жидкости рассола, необходимо добавлять структурообразователи и закупоривающие материалы.

И пусть для достижения удовлетворительных свойств буровой раствор еще необходимо подвергнуть обработке, в целом считается, что для операций по глушению он подходит практически сразу [1]. Поэтому имеет смысл остановиться на методах борьбы с поглощением рассолов.

Введение

О природе и механизме образования АВПД высказано около 30 гипотез и
предположений, нашедших отражение в многочисленных публикациях советских и
зарубежных исследователей.

Проявление аномально высоких давлений сразу же привлекло к себе внимание
в связи с проблемой бурения скважин.

Различные факторы могут привести к возникновению аномальных пластовых
давленийт. е. давлений, которые отличаются от нормальных. Чтобы судить о
причинах генезиса этих давлений, нужно понять необходимую роль петрофизических
и геохимических параметров и их связь со стратиграфической, структурной и
тектонической историей геологического развития изучаемых бассейнов и
площадей.

Так как условия образования аномальных давлений могут быть вызваны
некоторыми факторами, следует с осторожностью подходить к выяснению их генезиса
в новом районе. Нельзя механически переносить выявленные причины возникновения
аномальных пластовых давлений в хорошо изученном районе на аналогичные условия
в близлежащем районе, похожем по своему геологическому строению, который еще
недостаточно изучен бурением[6].

Имеется множество объяснений возникновения повышенного давления в поровом
пространстве, заполненном подземными флюидами: например, локальный прогрев
некоторого объема подземной гидросферы, образование газовых залежей и т. п.
Каждое объяснение характеризует лишь частные проявления аномалий и не может
претендовать на обоснование факта существовании феномена на достаточно обширных
территориях Западной Сибири, Северного Предкавказья, Волго-Уральского региона,
Туркмении, Азербайджана и др [4].

Актуальность проблемы. Большие глубины обладают значимыми резервами для
поисков залежей углеводородов, напротив, освоение недр в условиях таких глубин
сталкивается с серьезными техническими проблемами в первую очередь, вызванными
аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД).

Аномальные пластовые давления
в недрах замечались еще на заре развития нефтяной промышленности, но достаточно
редко. Сейчас АВПД известны практически во всех типах нефтегазоносных
бассейнов. И чем более поисковые работы уходят на большие глубины, тем
очевиднее вывод: дальнейший прирост запасов углеводородов немыслим без умения
осваивать залежи в зонах АВПД [1].

АНОМАЛЬНО-ВЫСОКОЕ ПЛАСТОВОЕ
ДАВЛЕНИЕ

АВПД — давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в
поровом пространстве породы, величина которого отличается отнормального
(гидростатического) [4].

Пластовые давления, превышающие гидростатическое, т.е. давление столба
пресной воды (плотностью 103 кг/м3), по высоте равного глубине
пласта в точке замера, называют аномально высокими (АВПД), меньше
гидростатического — аномально низкими (АНПД).

Аномально пластовое давление существует в изолированных системах. Природу
возникновения и связь аномальных давлений не могут объяснить до сих
пор.Основными причинами образования аномально пластового давления считают
уплотнение глинистых пород, катагенетического преобразования пород и
содержащегося в них органического вещества, процессы тектогенеза и
геотермические условия земных недр.

Каждый из этих факторов может преобладать в
зависимости от геологического строения и истории развития региона. Однако, по
мнению некоторых исследователей, важнейшим, по-видимому, является температурный
фактор, т.к. коэффициент теплового расширения различных флюидов, заключённых в
изолированном объёме пород, значительно больше, чем у минеральных компонентов
горных породах.

Возникновение аномально-высокого пластового давления объясняется
следующими причинами:

. Передачей части горного давления на залежь. Если скелет породы слабый,
то часть горного давления передается на жидкость или газ, находящиеся в ее
порах. К таким породам со слабым скелетом, в частности, относятся глины.
Поэтому в изолированных линзовидных, карманообразных резервуарах, находящихся
внутри глинистых толщ, возникают аномальные давления, превышающие нормальное
гидростатическое давление.

. Вторичное увеличение объема залежи в зонах высоких температур. В зоне
больших глубин и высоких температур сложные углеводородные соединения с
длинными цепями разрушаются с образованием большого количества простых молекул.
Увеличение числа молекул приводит к увеличению объема.

. Кратковременное повышение пластового давления возникает при
землетрясениях. Наблюдения показывают, что в сейсмически активных областях
перед землетрясением повышаются дебиты нефти в скважинах.

. Тектонические движения по разломам. В приподнятом блоке залежи,
разорванной разломами, в течении длительного времени будет сохраняться прежнее
высокое пластовое давление, характерное до ее воздымания.

. Вторичное сокращение объема пор в коллекторах при кристаллизации
цемента в законтурных частях резервуара. Залежь при этом приобретает замкнутый
и полузамкнутый характер.

Таким образом, аномально — высокое пластовое давление возникает под
действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная
форма резервуара, ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами.

В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое
пластовое давление. Появление его может быть обусловлено вторичным увеличением
объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости. Пониженные
давления возникают и при повторном опускании залежей.

Аномально пластовые давления установлены бурением многочисленных скважин
на суше и в акваториях при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых
залежей в отложениях от плейстоцена до докембрия в широком интервале глубин.
Более часто встречается АВПД, особенно они широко развиты на больших глубинах
(более 4 км).

Обычно АВПД превышают гидростатическое давление в 1,3-1,8 раза,
значительно реже в 2,0 — 2,2; при этом они обычно не достигают значений
геостатического давления, оказываемого весом вышележащих пород. Однако в
единичных случаях на больших глубинах были зафиксированы АВПД, равные или
превышающие значения геостатического давления, что по-видимому, обусловлено
действием дополнительных факторов (например, в результате проявления
землетрясений, грязевого вулканизма, роста солянокупольных структур).

АВПД
встречаются в Волго-Уральском, Южно-Каспийском, Днепровско-Донецком,
Западно-Сибирском, Афгано-Таджикском, Северо-Предкарпатском и других
нефтегазоносных бассейнах; за рубежом — в бассейнах Персидского и Мексиканского
заливов, Caxapo-Восточно-Средиземноморском, Центрально-Европейском и др.

Наличие АВПД благоприятно сказывается на коллекторских свойствах
вмещающих пород, увеличивает время естественной эксплуатации нефтяных и газовых
месторождений без применения дорогостоящих вторичных методов, повышает удельные
запасы газа и дебиты скважин, является благоприятным в отношении сохранности
скоплений углеводородов, свидетельствует о наличии в нефтегазоносных бассейнах
изолированных участков и зон.

Зоны АВПД, развитые на больших глубинах, особенно
там, где они пользуются региональным распространением, содержат значительные
ресурсы метана, который находится в растворённом состоянии в перегретой (до
150-200°С) воде. Метан можно извлекать, а также использовать гидравлическую и
тепловую энергию воды. С другой стороны, АВПД являются источником аварий в
процессе бурения.

Неожиданное вскрытие зон АВПД — причина многих осложнений, ликвидация
которых приводит к большим материальным затратам. При бурении в зонах АВПД
буровой раствор для предупреждения выбросов из скважин утяжеляют. Но такой раствор
могут поглощать пласты с гидростатическим давлением и АНПД.

Аномально низкие
пластовые давления возникают как правило на стадии продолжительной разработки
месторождения, когда энергия пласта почти истощена и пластовое давление ниже
гидростатического давления. Поэтому перед вскрытием пород с АВПД вышезалегающие
поглощающие пласты перекрывают колонной.

Если распределение давления в породах
по глубине известно, то можно выбрать оптимальную конструкцию скважины,
технологию бурения и цементирования и предупредить возможные осложнения и
аварии. Наличие зон АВПД значительно увеличивает стоимость скважин.

Как отмечалось выше, при нормальных условиях пластовое давление в каждой
точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на
уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много
залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно
превосходящее расчетное гидростатическое[2].

ГОРНОЕ, ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ,
ПЛАСТОВОЕ ПРИВЕДЕННОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ

Горное давление -напряжения, возникающие в массиве горных пород, вблизи
стенок выработок, скважин, в целиках, на поверхностях контакта порода — крепь в
результате действия главным образом гравитационных сил, а также тектонических
сил и изменения температуры верхних слоев земной коры.

Геостатическое давление -это давление, оказываемое на пласт весом
вышележащей толщи горных пород, величина которого зависит от мощности и
плотности пород.

Геотектоническое давление — явление (напряжение), возникающее в пластах в
результате непрерывно-прерывистых тектонических процессов. Особенно характерно
для тектонически активных областей.

Пластовое давление — это давление, под которым находятся жидкость (нефть,
вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов
нефтяных и газовых месторождений. [4].

Гидростатическое давление -давление создаваемое в результате
гидростатической нагрузки пластовых вод, перемещающихся в сторону регионального
погружения пласта и возрастающее пропорционально глубине [4].

Аномальные пластовые давления обнаружены в различных районах мира. На
рис. 1 показан типичный диапазон аномально высоких пластовых давлений в районах
добычи нефти и газа в Европе и Таджикистане. Особый интерес представляет
палеогеновая толща Таджикской впадины, СССР, где на глубине 480 м отмечено
давление 11 МПа (110 кг/см2), примерно вдвое превышающее условное
гидростатическое давление.

Нефть в этих песчаниках легче, чем в тех частях
Афгано-Таджикского нефтегазоносного бассейна, где пластовые давления
нормальные. В палеогеновых глинах месторождения Бештеняк (Республики
Таджикистан) на глубине от 480 до 850 м среднее пластовое давление в 1,8 раза
выше гидростатического, т. е. близко к литостатическому давлению.

Рис. 1. Аномальные пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах Европы
и Таджикистана (по Фертлу, Каломазову и Вахитову)

-Австрия; 2 -ФРГ; 3-Венгрия; 4 — Италия; 5 — Норвегия; 6 — Таджикская
впадина, СССР; 7 — Великобритания.

Аномальные давления, вызываемые перечисленными выше факторами, могут
приближаться к литостатическому давлению, но обычно не превышают его. Когда
давление флюидов становится равным литостатическому, нагрузка, создаваемая
перекрывающими отложениями, передается на воду.

Так как вода образует
непрерывную фазу в пределах осадочного бассейна, она будет перераспределяться
путем перетекания даже из так называемых изолированных резервуаров или
резервуаров с постоянным объемом. В осадочных отложениях нет истинных
резервуаров с постоянным объемом, за исключением, пожалуй, известняков, прочно
сцементированных со всех сторон, но и в этом случае возможно образование трещин
вследствие давления перекрывающих отложений.

В нефтяных скважинах аномально высокие пластовые давления обычно наблюдаются
на глубинах более 1200 м, однако они были встречены и на глубине всего 460 м.
Чаще всего аномальные давления отмечаются в молодых быстро отложившихся
осадочных толщах, но могут быть обнаружены в породах практически любого
возраста.

Аномально высокие давления почти всегда сопровождаются повышением
пористости глин, понижением солености поровых вод, а также повышением
температуры. Наряду с этим отмечается уменьшение электрического сопротивления,
увеличение электропроводности и времени пробега звуковой волны, уменьшение
объемного веса пород и ослабление сигналов импульсного нейтронного каротажа.

Химические изменения заключаются в повышении содержания растворимого
органического вещества у верхней границы зоны аномально высокого давления и
увеличении концентрации сульфатных и бикарбонатных ионов в поровых водах. В
зоне высокого давления концентрация сульфатных ионов в поровых подах глинистых
отложений может повыситься в 2-3 раза.

В большинстве нефтяных месторождений пластовое давление находится в
прямой зависимости от глубины залегания пластов и ориентировочно его можно
подсчитать, разделив глубину залегания пласта в метрах на 100, получив, таким
образом, величину давления в МПа. В таких случаях пластовое давление равно или
близко к гидростатическому.

Если пластовое давление незначительно отличается от гидростатического, то
термины АВПД или АНПД обычно не применяют, а говорят о повышенных или
пониженных пластовых давлениях. Для устранения неопределённости в различии
понятий и уточнения терминологий Александров Б.Л.

КА< 0,8 —
аномально-низкое пластовое давление,

КА = 0,8÷1,0 — пониженное пластовое давление,

КА = 1,0÷1,05
— нормальное пластовое
давление,

КА = 1,05÷1,3 — повышенное пластовое давление,

КА = 1,3÷2,0 — высокое пластовое давление,

КА = > 2,0
— сверхвысокое пластовое давление.

Высокое и сверхвысокое давления объединяются общим термином
«аномально-высокое пластовое давление» (АВПД).

При разработки месторождения необходимо контролировать изменение
пластового давления, по которому судят об энергетических ресурсах пластов.

До начала разработки залежи обычно давление в пласте на одной
гипсометрической высоте одинаковое. Есть и исключения: на некоторых
месторождениях наблюдаются значительные отклонения от этого правила, что
обусловливается различным напором краевых вод на разных крыльях структуры,
наличием тектонических трещин и т. п. На рис.

2 можно видеть, что пластовые
давления в скважинах 1 и 2 будут отличаться в связи с разностью
гипсометрических отметок кровли пласта. Для
газовой залежи аномально высокое давление в кровле при значительной ее высоте
обусловлено тем, что давление во всей залежи определяется в основном величиной
пластового давления на уровне газоводяного контакта. То есть замеренное
давление в скв. 2 и 3 будет приблизительно равным.

Характер распределения пластового давления по пласту лучше всего
исследовать по картам давлений, или изобар. Карты изобар, построенные по данным
замеров пластовых давлений в скважине на уровне пласта или по данным о
давлениях, пересчитанных на уровень пласта, называются картами истинных изобар.

Рис. 2. Схема распределения пластового давления

Высота: z- газовой
шапки; Н — нефтяной части залежи

Если извлечение флюидов ещё не началось,
то в пласте, как правило, существует равновесная система. Но на карте истинных
изобар между точками 1 и 2 будет значительная разница. Эти карты наряду с
изменением давления в пласте при разработке залежей отражают и разницу в
пластовых давлениях, зависящую от гипсометрических отметок пласта и плотности
насыщающих их флюидов. Но движения флюидов между точками 1 и 2 не происходит,
несмотря на перепад давлений.

В связи с этим использование таких карт в значительной степени затрудняет
контроль за пластовым давлением при разработке. Поэтому на практике принято
строить карты изобар по давлениям, пересчитанным на плоскость ВНК. Такие карты
получили название карт приведенных изобар, а давления — приведёнными пластовыми
давлениями.

Приведённое пластовое давление в свою очередь можно разделить на
пластовое давление, приведённое по глубине, о чем было сказано выше, и
пластовое давление, приведенное по времени.

Пластовое давление, приведенное по глубине — пластовое давление,
замеренное и пересчитанное на единую условно принятую горизонтальную плоскость,
обычно соответствующую средней абсолютной отметке ВНК или ГВК [4].

Расчет приведенного к плоскости ВНК давления рприв по
известному значению истинного давления производится по формуле

где Рист — истинное пластовое давление на глубине
замера Нзам;Набс — абсолютная глубина
плоскости приведения давлений; А — альтитуда стола ротора скважины; Δl- удлинение скважины на глубине
плоскости приведения; ρж — плотность жидкости.

Если водонефтяной контакт негоризонтальный, то для расчетов принимается
горизонтальная плоскость, проходящая через отметку среднего значения ВНК.

Для газовых залежей карта истинных изобар и приведенных к плоскости ГВК
практически будет совпадать, так как давление в различных частях газовой
залежи, расположенных на разных гипсометрических уровнях, изменяется
незначительно.

Пластовое давление, приведенное по времени — пластовое давление,
замеренное в скважинах на различные относительно близкие даты и пересчитанное
на дату построения карты изобар с учетом тенденции в его изменении во времени
[4].

Необходимость приведения давления к одному времени вызвана тем, что в
процессе построения карт изобар используются замеры, произведённые в разное
время. А для качественного анализа процесса разработки необходимо знать
давления на конкретную дату для всей залежи одновременно.

Замерить пластовые
давления во всех скважинах одновременно практически невозможно. Поэтому в
замеры, произведенные задолго до построения карт изобар, вносят поправку,
используя экстраполяцию для каждой скважины или общую тенденцию изменения
давления на отдельных участках пласта.

ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙГРАДИЕНТ

Геотермический градиент — физическая величина, описывающая прирост
температуры горных пород в °С на определенном участке земной толщи.
Математически выражается изменением температуры, приходящимся на единицу
глубины. При расчете геотермического градиента за единицу глубины приняты 100
метров.

В различных участках и на разных глубинах геотермический градиент
непостоянен и определяется составом горных пород, их физическим состоянием и
теплопроводностью, плотностью теплового потока, близостью к интрузиям и другими
факторами. Обычно геотермический градиент колеблется от 0,5 — 1 до 20 °С и в
среднем составляет около 3 °С на 100 метров [3].

Широкий диапазон геотермических градиентов на различных площадях
континентальных регионов делает выбор универсального «нормального» градиента
нецелесообразным.

Графики рис.3 показывают зависимость распределения нефти и газа от
глубины и температуры.

Рис. 3. Графики фазового состояния углеводородов как функции глубины и
геотермического градиента

— нефть и газ; 2 — легкая нефть и газ; 3 — преимущественно газ; 4 — зона
исчезновения нефтяной фазы; 5 — только газ. Шифр кривых — температура в °С[7].

При применении таких графиков в районах с известными или предполагаемыми
аномально-высокими пластовыми давлениями следует соблюдать определенную осторожность,
так как опыт показал, что для них иногда характерны более резкие по сравнению с
нормальными температурные градиенты

На следующем рис. 3 показан такой случай на примере глубокой скважины
месторождения Мидконтинент.

Рис. 3. Изменение геотермического градиента в глубокой скважине
Мидконтинента (США).

— 1,4 °С /100 м; 2 — 4,7 °С /100 м; 3 — 1,8°С /100 м

Глубина залегания углеводородов в бассейне и его термическая история
тесно взаимосвязаны. Бассейны некоторых типов, приуроченные к зонам существенно
высоких тепловых потоков, располагаются вдоль континентальных плит и зон, где,
возможно, зарождаются процессы, вызывающие расширение морского дна и вдоль
которых наблюдается восходящий поток материала основного состава.

ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ОБРАЗОВАНИЕ
АВПД

Температура влияет на большинство физико-химических процессов,
протекающих в земной коре. Она является важнейшим фактором катагенетического
преобразования осадков, а также рассеянного органического вещества, изменяет
коллекторские свойства пород, ускоряет процессы перехода тяжелых нефтей в
легкие, выделение газов при преобразовании углеводородов и т. д.

Некоторые исследователи придают температурному фактору первостепенное
значение, считая прогрев недр самостоятельным механизмом, создающим АВПД.
Поскольку глубина и давление взаимосвязаны, а температура и давление пластовых
флюидов с нормальным гидростатическим градиентом связаны с геотермическим
градиентом, то для любой данной температурой давление является фиксированным.

А
так как определенная масса флюида заключена в постоянный объем, то в
изолированном пласте сохраняется постоянная плотность. Отсюда следует, что для
одного и того же повышения температуры в изолированной системе объем в ней
будет увеличиваться больше, чем в системе открытой.

Связь зон АВПД с зонами высоких геотермических градиентов можно объяснить
и иначе. То есть, не АВПД является следствием повышения температуры, а высокие
температуры являются следствием существования АВПД. В тех случаях, когда зоны
АВПД сложены неуплотненными глинистыми породами с высокой пористостью, они
представляют собой температурный барьер, который фиксирует в себе тепловую
энергию, поступающую из недр земли.

Авторы почти всех гипотез признают, что в условиях затрудненного
водообмена и относительной гидрогеологической изоляции тепловая энергия недр
может явиться одной из существенных причин развития зон АПВД.

СОЛЯНОЙ ДИАПИРИЗМ

Явление прорыва слоев твердых горных пород лежащими ниже пластически
деформирующимися породами. Возникновение диапиризма связано с гетерогенностью
реологических свойств пород разреза: твердое нижнее основание, выше —
размокающие глины, пески, плывуны, соли, магма, льды или др. породы, способные
к пластической, жидкоподобной деформации, над которыми — твердый «пресс» всей
вышележащей толщи.

Пластичная средняя прослойка под нагрузкой вышележащей толщи
ведет себя подобно вязкой жидкости и благодаря этому перераспределяется,
вызывая деформацию верхних слоев. Возникающие в этих слоях изгибающие и растягивающие
усилия ведут к их разрыву в ослабленных местах и к внедрению в разрыв
пластически деформирующихся пород.

Рис. 4. Соляной купол протыкания.

— песок, 2 — соль, 3 — скважина

Отложение каменной соли, влияет на образование АВПД, которое встречается
на больших площадях. Соль является полностью непроницаемой для флюидов и в
отличие от других пород преобразуется под действием псевдопластического
движения (эффект перекристаллизации), развивая давление, равное весу
вышележащих слоев, во всех направлениях.

Подстилающие отложения не имеют
возможностей для удаления флюидов и, таким образом, остаются
неконсолидированными, в них развиваются аномально-высокие давления.Диапиризм
соляной является одним из механизмов соляной тектоники. Он часто приводит к
образованию ловушек нефти и газа.

Аномально высокие пластовые
давления в породах, богатых органическим веществом

То, что говорится о давлении флюидов водонасыщенных осадочных пород, не
обязательно относится к богатым органическим веществом породам, которые чаще
всего могут быть пропитаны нефтью. Осадочная порода, заключающая в себе 8 вес.
% органического углерода (Сорг).

На глубинах более 1200 м органическое вещество
будет занимать большую часть межзернового порового пространства и порода будет
пропитана нефтью. Проницаемость очень тонкозернистых пород настолько низка, что
при образовании из керогена жидких и газовых углеводородов давление поровых
флюидов может очень сильно повыситься.

Рис. 5. Связь между давлением флюидов и образованием УВ в материнских
породах на примере месторождения Антилоп (Северная Дакота) [5].

Возникновение аномально высоких давлений флюидов в связи с образованием
нефти и газа можно продемонстрировать на примере месторождения Антилоп в округе
Мак-Кензи, Северная Дакота. Нефть здесь добывают из трещиноватых глин и
алевролитов. Эти породы являются нефтематеринскими и содержат до 10 % Сорг.

Они
генерировали 1,59 -109 м3 нефти в бассейне Уиллистон. В 20 -метровом слое глин
на месторождении Антилоп (рис.5.)пластовое давление повышено до 534 кг/см2 (52
МПа), в то время как выше и ниже этого интервала давление соответственно составляет
330 и 352 кг/см2 (32 и 35 МПа).

Восточнее, где отложения залегают выше порога
интенсивного образования нефти (соответствующего ~74°С), пластовые давления в
них нормальные. Мейсснер отмечает, что в зоне образования нефти электрическое
сопротивление пород почти бесконечно, потому что поры в них заполнены нефтью и
органическим веществом. Он предложил использовать кривые электрического
сопротивления для выявления в разрезе зоны зрелой нефти[5].

Грязевые вулканы

Когда высокопористая недостаточно уплотненная глина с низкой плотностью
(2 г/см3) оказывается погребенной под нормально уплотненными породами, имеющими
большую плотность, возникает механически неустойчивая система. Недостаточно
уплотненная глина может содержать большое количество газа, что усиливает
неустойчивость системы.

Соколов и др. описали мощные извержения грязевых вулканов в
Южно-Каспийской впадине, во время которых в атмосферу выделялись сотни
миллионов кубических метров газа. За последние 155 лет извержения происходили
более или менее регулярно, что свидетельствует о периодическом повышении
давления и выделении газа из раствора в глинистых осадках.

Хедберг отмечает, что большинство грязевых вулканов приурочено к зонам
трещин и разломов или крутым складкам. Грязевые вулканы могут быть связаны с
мощными слоями пластичных недоуплотненных глин с аномально высоким давлением
флюидов или с образованными ими диапировыми складками.

Хедберг перечисляет
много районов распространения грязевых вулканов на земном шаре, особенно в
местах распространения кайнозойских или позднемезозойских отложений. Источник
или корни грязевого вулкана могут находиться на очень большой глубине (более
6000 м).

Грязевые вулканы выделяют не только углеводороды, но и тепло. Сухарев и
др. измеряли тепловой поток в скважинах, пройденных вблизи древнего грязевого
вулкана на Апше-ронском полуострове. Наибольшее значение теплового потока
обнаружено в своде структуры. Жерло грязевого вулкана служило каналом для
передачи подземного тепла.

Не все грязевые вулканы связаны с глубоко залегающими глинистыми
отложениями. В результате насыщения биогенным метаном пластичных глин могут
возникнуть газоносные конусы, зарождающиеся на глубинах от нескольких сотен до
тысяч метров. Эти газоносные конусы широко распространены в районе побережья
Мексиканского.

Повышение вязкости жидкости

В случае неэффективности предыдущего метода, необходимо применить следующий – повысить вязкость жидкости с помощью растворимых полимеров с высокой молекулярной массой. Эффективность данного метода напрямую зависит от гидратации и реологических характеристик полимеров.

В случае радиальной схемы движения жидкости в пласте и неизменных гидростатическом давлении и температуре, ее скорость сдвига снижается; соответственно, кажущаяся вязкость, напротив, повышается. Скорость радиального течения степенной жидкости в поровое пространство описывается с помощью модифицированной формы уравнения Дарси [13].

Лау доказал [15], что, проинтегрировав уравнения скорости течения, можно составить уравнение зависимости между проницаемостью, пористостью пласта, вязкостью жидкости и глубиной ее проникновения, а также протяженностью проницаемой зоны и дифференциальным давлением. Выглядеть такое уравнение будет следующим образом:

Природа аномально-высоких пластовых давлений

Природа аномально-высоких пластовых
давлений

АННОТАЦИЯ

пластовый давление геотермический

В предлагаемой работе рассмотрены вопросы, связанные с аномально-высокими
пластовыми давлениями (АВПД). Приведены понятия горного, гидростатического, пластового
давлений. Рассмотрены вопросы изменения температуры и давления в зонах нефтяных
и газовых скоплений. Особое внимание уделено механизму возникновения АВПД.

Список сокращений:

.        АВПД — аномально-высокое пластовое давление;

.        АНПД — аномально-низкое пластовое давление;

.        УВ — углеводороды;

.        ВНК — водонефтяной контакт.

.        ГВК — газо-водяной контакт;

.        ГНК — газо-нефтяной контакт;

Снижение гиростатического давления

Данный способ борьбы с поглощениями жидкостей глушения является наиболее предпочтительным, если его можно применить. Иногда в результате операций по заканчиванию и капитальному ремонту скважин пласт может повредиться. Именно способ снижения гидростатического давления способен устранить большую часть из повреждений, потому что никакие дополнительные добавки здесь не требуются.

Даже в случае промывки ствола скважины, естественной вязкости рассолов будет достаточно для вымывания твердых примесей. При этом не потребуется добавлять в состав загустители. Однако у данного способа есть и своя область применения – снижение гидростатического давления способно вызывать проявления в скважинах, а также дальнейшие неконтролируемые выбросы.

Список литературы

1. Александров Б.Л.Аномально- высокие пластовые давления в
нефтегазоносных бассейнах. -М.: Недра, 1987 г., 206 с.

. Аникиев К.А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и
совершенствование глубокого бурения на нефть и газ. Л., Недра, 1971. 168 с.

. Геологический словарь. В двух томах — М.: Недра, 1978.

. Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник.
Под ред. 5. М.М. Ивановой. М., Недра, 1983. 262 с.

. Славин В.И., Брук Л.М. Основные гипотезы происхождения АВПД
и их классификация.//Сб. науч. трудов «Изучение геологического разреза и
прогнозирование АВПД»/Л., ВНИГРИ, 1987, 145с.

.Словарь по геологии нефти и газа. — Л.: Недра, 1988. — 679
с.: ил.

. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления: Пер. с англ. —
М., Недра, 1980, 398 с.

Заключение

Изучение природы АВПД и генерирующих его механизмов имеет очень важное
теоретическое и практическое значение. Оно обусловлено необходимостью прогноза
и оценки АВПД, особенно в регионах, в которых из-за АВПД существуют особо
тяжелые условия проходки поисковых и разведочных скважин.

Аномально-высокие пластовые давления могут быть вызваны рядом факторов.
Однако все эти факторы можно объединить в две основные группы: первая группа
связана с процессами, обусловленными конседиментационными, а вторая — с
постседиментационными механизмами формирования АВПД.

Такое разделение
обусловлено результатами воздействия аномальных пластовых давлений на
пористость горных пород при одной и той же величине АВПД. То есть при
конседиментационном механизме — аномалия пористости вызванная АВПД максимальна
(недоуплотнение породы), а при постседиментационном механизме формирования АВПД
— аномалия пористости минимальна (разуплотнение породы).

Анализ механизмов формирования АВПД позволил объединить их в две главные
группы. Это разделение является тем самым ключом, который позволяет
сгруппировать методы и способы, как определения и прогноза АВПД, так и методы и
способы поисково -разведочных работ на нефть и газ в зонах АВПД и существенным
образом повлиять на освоение залежей.