Количественное определение АВПД по данным исследования керна и шлама

Прогнозирование и количественное определение зон аномально высокого пластового давления (АВПД) в процессе бурения необходимо для безаварийной проводки скважин в глубокозалегающих мощных глинистых толщах. Решение этой задачи входит в обязательный комплекс геолого-технологических исследований. Для выделения зон АВПД используются как технологические параметры, так и данные геолого-геофизических исследований разрезов скважин.

Следует особо отметить, что сложность объекта исследования требует знания геологом ГТИ не только практической стороны дела (проведение анализов, построений, расчетов и т.д.), но и физической сущности геологических процессов, приводящих к возникновению аномальных давлений, умения ориентироваться в конкретной геологической ситуации, привлекать при необходимости данные других методов.

Согласно современным представлениям природа возникновения АВПД в недрах различна: оно может быть обусловлено тектоническими факторами; диагенетическими превращениями минералов с высвобождением воды; недоуплотнением глинистых толщ, когда темп осадконакопления был выше темпа отжатия поровых растворов под действием геостатического (горного) давления, и т. д. Прогнозирование и определение АВПД по данным исследования пористости и плотности возможно лишь при давлениях, возникающих под влиянием третьего фактора, сущность которого заключается в следующем.

В процессе постепенного прогибания дна бассейна осадконакопления часто формируются мощные глинистые толщи, которые в начальной стадии образования имеют высокую пористость (около 60%). Попадая на большие глубины, эти глинистые породы испытывают геостатическое давление вышележащих слоев, равномерно распределяющееся на флюид и скелет породы. Это приводит к уплотнению глинистых пород, уменьшению их пористости и соответственно проницаемости, в результате чего поровый флюид не успевает вытесняться под действием геостатического давления и, оставаясь в порах, принимает на себя часть геостатической нагрузки. Таким образом, возникает превышение порового давления над нормальным гидростатическим, сопровождающееся сохранением высоких значений пористости глин. При величине превышения более 30% говорят об аномальном характере этого давления.

Если в глинистой толще имеются линзовидные пропластки коллекторов, то пластовое давление в них приближается к поровому давлению во вмещающих глинах. Определяя поровые давления в глинах, можно прогнозировать величину пластовых давлений в нижележащих толщах. Степень отклонения фактических значений пористости от значений пористости при нормальных условиях, обеспечивающих отток лишнего флюида вследствие увеличения геостатической нагрузки, позволяют судить о величине порового давления. Наиболее распространенным способом его расчета служит метод эквивалентных глубин.

На основании обобщения большого количества определений пористости и плотности для различных регионов страны построены зависимости изменения этих параметров с глубиной для случаев с нормальным поровым давлением (рис. 22) и для условий, предполагающих отсутствие эрозии (размыва) верхней части разреза, приводящей к попаданию уплотненных до определенной степени осадков на меньшие глубины. Следовательно, реальную линию нормального уплотнения для геологического разреза в конкретной точке (скважине) можно получить на региональной линии нормального уплотнения смещением ее вниз на постоянную величину (величину размыва).

Как следует из рис. 22 пористость изменяется с глубиной по экспоненциальному закону, т.е. при шкале пористости в логарифмическом масштабе, а глубины - в линейном зависимость имеет вид прямой. Отклонения в сторону увеличения пористости и соответственно понижения плотности глин на определенной глубине указывают на наличие повышенных поровых давлений на этой глубине.

Рис. 22. Кривые нормального уплотнения глин по пористости К_п и плотности р: 1 - Волгоградское Поволжье (Р-С-D); 2 -Тюменская область (К-Т); 3 - Предкавказье (N-Р-К); 4 - Туркмения, Азербайджан (N-Р);

Рис. 23. Пример нахождения зквивалентной глубины Нэ, по значению пористости К_п и плотности р_нп: а – получение значения пористости породы, равного 15%; б – нахождение эквивалентной глубины по плотности.

Количественное определение величины порового давления возможно по так называемому методу эквивалентных глубин, сущность которого заключается в том, что для значения параметра (плотности, пористости и т.д.) на данной глубине Н находится эквивалентная глубина Нэ, т.е. глубина, на которой значение исследуемого параметра (по линии нормального уплотнения) имеет такую же величину, что и на глубине Н. Пример нахождения эквивалентной глубины приведен на рис. 19. Для глубины 4 км получено значение пористости породы, равное 15%. Такое значение по линии нормального уплотнения отмечается на глубине 2,5 км (рис. 23, а), т.е. Нэ =2,5 км. Аналогичен прием и для нахождения эквивалентной глубины по плотности (рис. 23, б), где Нэ = 2,3 км.

Формула для нахождения порового давления p_а имеет вид:

p_а = gp_п*H – (gp_п.э. – ŋ_н)H_э,

где p_а– поровое давление, Па; g –ускорение свободного падения, 9,81 м/с²; p_п, p_п.э. – средневзвешенные значения плотности глин до вертикальных проекций глубин соответственно Н и Нэ, кг/м³; ŋ_н –нормальный градиент давления флюида в глинистых пластах в интервале их уплотнения:

1 - ŋ_н = 10000 Па/м;

2 - ŋ_н = 11000;

3 - ŋ_н = 12000;

4 - ŋ_н = 13000.

Градиент порового давления находится по формуле

ŋ_н = p_а / H

Следовательно, для расчета поровых давлений в определенной глинистой толще необходимо построить кривые нормального уплотнения и зависимости средневзвешенных значений плотности от глубины для исследуемой скважины.

Для этого необходимо:

1. Провести определения пористости k_п и плотности p_н.п. насыщенной породы возможно большего количества образцов керна или шлама (не меньше 40) с различных глубин;

2. Построить графические зависимости k_п = f(H) и p_н.п. = f{H}, где данные определений обозначить точками. Рекомендуется проводить построения в масштабе 1:5000;

3. На этих же графиках провести линии нормального уплотнения для региона работ (на рис.22);

4. Путем смещения региональных линий нормального уплотнения по вертикали до достижения наилучшей аппроксимации с точками, соответствующими результатам определений провести линию нормального уплотнения (рис. 24). Для аппроксимации можно применять метод наименьших квадратов;

5. Используя график p_н.п. = f{H}, построить линию изменения средневзвешенной плотности пород с глубиной p_c = f{H}. Для этого на графике p_н.п. = f{H}, через каждые 100 м находится средняя плотность на i-м 100-метровом интервале p_ci; затем для каждой глубины, кратной 100 м - Н_n (где n = Н_n/100), находится значение средневзвешенной плотности:

P_{ср.взв.п.} = Σ p_ci100/ Н_n(сумма от i=1, до i=n)

Через полученные точки P_{ср.взв.п.} проводится результирующая кривая (рис.25). Если в разрезе встречаются мощные толщи неглинистых пород (мощностью более 200-300 м), то их плотность учитывается при построении кривой средневзвешенной плотности.

Одним из основных критериев выбора образцов для анализа является максимальная его глинистость, поэтому из колонки керна или пробы шлама отбираются наиболее глинистые частицы.

Оптимальным считается отбор шлама массой 0,5 кг через 3-5 м проходки скважины.

Шлам промывается, просушивается до матовой поверхности и из него отбираются наиболее представительные образцы фракции 2,5-5 мм.

С помощью торсионных весов экспресс-методом определяется p_н.п. – плотность естественно-насыщенной породы; с помощью метода эквивалентных глубин оценивается поровое давление, а также его градиент. Однако нужно иметь в виду то обстоятельство, что «первичным» параметром, обусловленным природой возникновения аномальных поровых давлений (АВПД), является все-таки пористость, поэтому наиболее достоверные значения поровых давлений получаются при использовании для прогноза пористости. Другие параметры, хотя и зависят от пористости, однако несут на себе влияние других, не связанных с АВПД факторов. Например, плотность породы может измениться вследствие изменения не только пористости, но и минерального состава глин. В то же время определение плотности – более экспрессный вид анализа, чем измерение пористости. Наиболее рациональным является комплексное использование данных, причем оценка по плотности насыщенной породы дополняется измерением пористости, объемной и минеральной плотности с сушкой образца и его последующим насыщением, что позволяет более уверенно выделить аномалию поровых давлений.

Рис. 24. Схематический пример проведения линии нормального уплотнения для конкретной скважины. Линии нормального уплотнения: 1 – региональные; 2 – по скважине; Нр – глубина размыва.

Рис. 25. Построение графика изменения средневзвешенных значений плотности ρ_ср с глубиной Н.

Расчет поровых давлений проводится с помощью метода эквивалентной глубины.

Своевременное количественное определение порового давления и его градиента позволяет буровикам обоснованно составлять технологию проводки скважин, главным образом выбирать оптимальную плотность промывочной жидкости.

При использовании бурового раствора с высокой плотностью резко снижается скорость проходки и появляется опасность гидроразрыва вскрываемых пластов. При пониженной плотности бурового раствора в глинистой толще возможны обвалы стенок скважин, а при вскрытии коллекторов – проявления и выбросы.