ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


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 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 Ка 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 Ка збільшується у напрямку від крил до склепінь. Закономірне збільшення Кл 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 Ка 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 Ка у напрямку склепінь зумовлене також різницею густини газоподібних флюїдів та нафт і вод, що підстилають їх. У водоносних горизонтах у напрямку склепінь Ка збільшується внаслідок збільшення вмісту у воді розчиненого газу. Найконтрастніша закономір­ність збільшення Кп у напрямку склепінь відзначається у високоамплітуд-них структурах (рис. 8.6). Утім для відкладів, які складають пологі структу­ри, можна також спостерігати збільшення Ка початкових пластових тисків у напрямку їх кульмінаційних частин.

Наведемо приклад розподілу величини Ка на Тульській площі Східно-кубанського прогину в нижньокрейдових відкладах (де є дані щодо замірів Рп у свердловинах). Тут у зазначеному стратиграфічному комплексі зафік­совані такі значення Кл. У свердловині 29, яка знаходиться в східній час­тині площі у водоносних нижньокрейдових відкладах, на глибині 1510,5 м при Рп = 15,26 МПа АГа= 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 Ка збільшується до 1,07.

У свердловині 3-Т, яка знаходиться у північній частині площі, у водо­носних нижньокрейдових відкладах на глибині 1623 м при Рп= 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 РП = /(Н, і, у, (Зт). 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 РП = /(Н, і, у, (Зт) 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 ру (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 (рп) 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 рп 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.


Використання інформації

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти