Материал: Dobrynin_V.M._Petrofiz._modelirovanie_prirodnyh_gidrodinam._processov

Данное распределение nотоков контролируется зависимостью

начального градиента давления вод G0 в тонких порах от темnе­

ратуры, а также теnлоnроводностью пород.

Вероятно, в различных регионах в зависимости от началь­

ных условий область <<стока>) nоровых вод, заключающая в себе

механизм термодинамического градиента давления, может на­

ходиться на разных глубинах. Она поднимется выше по разрезу

при увеличении температурного градиента и оnустится ниже

nри его уменьшении.

Надо еще иметь в виду, что процесс миграции вод, создавае­

мый термодинамическим градиентом, исследован в <<чистом виде>)

применительно к древним nлатформам, где скоростью осадкаоб­ разования можно nренебречь (v0 = О) и гидродинамический ре­ жим подземных вод близок к застойному. Не учтена также регио­ нальная миграция вод. Все эти процессы мoryr наложиться один

на другой и существенно изменить процесс миграции вод.

ПРЯМЫЕ НАБЛЮДЕНИЯ И ОЦЕНКА ЗНАЧЕНИЙ

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ГРАДИЕНТОВ В ПРИРОДНЫХ УСЛОВИЯХ

Непско-Ботуобинская аmеклиза. Непско-Ботуобинская ан­

теклиза (НБА) является перспективным в нефтегазоносном

отношении районом Сибирской nлиты. Нижняя часть разреза

НБА представлена древними уплотненными терригенными от­ ложениями рифей-вендского возраста, верхняя часть - карбонатно-галогенными nородами кембрийского возраста[15].

На северо-восточном участке НБА развита толща многолетне­

мерзлых пород.

На рис. 4 nредставлено по результатам изучения скважин на nлощадях и месторождениях НепскоБотуобинекой антеклизы изменение измеренных пластовых давлений с глубиной. Кривые

наблюдаемых давлений сопоставлены с кривыми нормальных

гидростатических давлений, вычисленных с учетом реальной

минерализации nластовых вод.

Для терригенных отложений рифей-вендского возраста, за­

легающих в районах НБА, свободных от многолетнемерзлых nород (рис. 4, а), среднее значение градиента наблюдаемых пластовых давлений (др 1дh) составляет 9,5 · 10-з МПаjм, а

средний градиент нормального гидростатического давления при

средневзвешенной nлотности (о. = 1,14 · 103 кr/м3) составляет

(дрfдh) =11,2·1О-3 МПаjм.

Г. С.

21

Поскольку пластовые и поровые давления в древних осадоч­ ных бассейнах обычно равны, то средний термодинамический

градиент поровых давлений в низкопроницаемых разностях nо­ род (глинах) найдем no формуле

(др 1 дh)тдг =(др 1 дh)наб -(др 1 дh)r. с

= 9,5 ·lо-з -11,2.103 = -1,7 .lо-з МПа 1 м.

В терригеиных рифей-вендских отложениях, находящих­

ся в зоне развития многолетнемерзлых nород НБА, термо­

динамический градиент nоровых давлений увеличивается

(рис. 4, б). Эта зона имеет более высокую тектоническую на­

рушенность, увеличенную вертикальную nроницаемость тол­

щи и более интенсивную нисходящую фильтрацию, более

интенсивный рост минерализации с глубиной. Для этой зоны

сnраведливо:

(др 1 дh)тдг = 8,0 ·10-3 - 11,5 .Jо-з = -3,5. 10-з МПа 1 м.

В карбонатно-галогенной толще разреза также наблюдается отрицательный термодинамический градиент (рис. 4, в, г). Од­

нако картина здесь неоднозначна.

Трещиноватые засолоненные доломиты и доломитизирован­

ные известняки осинекого и частично юряхского горизонтов,

залегающие между мощными nачками солей, имеют в этой части

разреза nовышенные nластовые давления с коэффициентом аномальности 1, 1-1 ,2. Это объясняется уменьшением объема открытых пор в этих трещиноватых nородах (за счет выnадения

кристаллической соли из nластовых рассолов), а также проник­ новеннем пластовой соли в трещины. Хорошая гидравлическая изолированность этих межслоевых отложений способствует об­

разованию nовышенных давлений.

Во всех других вышележащих отложениях карбонатно-гало­

генной толщи ясно наблюдается отрицательный градиент nо­

рового давления (см. рис. 4, в):

(др 1 дh)тдг = 9,0 · 10-3 - 11,2 ·10-3 = -2,2 · 10-3 МПа 1 м.

Волrо-Уральская нефтеrазоносная провинция. Разрез в этом древнем осадочном бассейне сложен в основном карбонатными

23

отложениями пермскогокаменноугольного и девонского воз­

раста. В нижней части разреза залегает пачка терригеиных пород

девонского возраста, имеющая основные запасы нефти.

На рис. 5 видно, как с глубиной изменяются пластовые даме­ ния в различных районах Волго-Уральской нефтегазоносной про­ винции [3]. Штриховой линией нанесены кривые нормального

гидростатического давления. Этот рисунок свидетельствует о том, что подавляющее большинство точек наблюдений на графиках

давлений располагается между кривыми нормального и условно­

го гидростатического давлений. Причем до глубины 2000 м в ин­ тервале залегания плотных карбонатных отложений измеренные давления для большинства районов практически совпадают с кри­ вой условного гидростатического давления, а для Куйбышевекой

и Оренбургской областей - даже ниже условного гидростатичес­

кого давления. Очень важно отметить, что наклон наблюденных кривых так же, как и на рис. 5, отличен от наклона кривой нор­ мального гидростатического давления. Изменение положения ста­

тического уровня воды или альтитуды скважины увеличивает раз­

брос кривых, но не может повлиять на угол их наклона.

Если, исходя из рис. 5, принять за среднее значение градиента

кривых пластовых давлений градиент кривой условного гидро­

статического давления, то можно определить среднее для всей

провинции значение термодинамического градиента давления

поровых вод:

(др 1 дh)тдг = 10,0 .lо-з -11,5 ·10-3 = -1,5 .lо-з мпа 1 м.

Эти экспериментальные данные сопоставлены и с теорети­

ческими кривыми на рис. 3, где также приведены эксперимен­ тальные данные У. Фертла [19].

ОБРАЗОВАНИЕ АНОМАJIЬНЫХ ПЛАСТОВЫХ

ДАВЛЕНИЙ

Изучение аномальных пластовых давлений, природа их об­

разования, а также закономерность распространения как по пло­

щади, так и по разрезу имеют важное практическое значение

для поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа. Отсутствие фактических данных о значениях пластовых дав­ лений приводит к серьезным осложнениям в процессе бурения скважин: поглощению промывочной жидкости, прихватам бу­ рового инструмента, выбросам; затрудняется интерпретация дан­

ных геофизических исследований скважин.

24