ВСТУП, АНОМАЛЬНО-ВИСОКИЙ ПЛАСТОВИЙ ТИСК - Природа аномально-високих пластових тисків
Про природу та механізм освіти АВПД висловлено близько 30 гіпотез та припущень, що знайшли відображення у численних публікаціях радянських та зарубіжних дослідників.
Прояв аномально високих тисків відразу ж привернув увагу у зв'язку з проблемою буріння свердловин.
Різні фактори можуть призвести до виникнення аномальних пластових тисків. е. тисків, які відрізняються від нормальних. Щоб судити про причини генези цих тисків, потрібно зрозуміти необхідну роль петрофізичних і геохімічних параметрів і їх зв'язок зі стратиграфічною, структурною і тектонічною історією геологічного розвитку басейнів і площ, що вивчаються. Так як умови утворення аномальних тисків можуть бути викликані деякими факторами, слід з обережністю підходити до з'ясування їхнього генези в новому районі. Не можна механічно переносити виявлені причини виникнення аномальних пластових тисків у добре вивченому районі на аналогічні умови в прилеглому районі, схожому за своєю геологічною будовою, який ще недостатньо вивчений бурінням [6].
Є безліч пояснень виникнення підвищеного тиску в поровому просторі, заповненому підземними флюїдами: наприклад, локальний прогрів деякого обсягу підземної гідросфери, утворення газових покладів і т. п. Кожне пояснення характеризує лише приватні прояви аномалій і не може претендувати на обґрунтування факту існування територіях Західного Сибіру, Північного Передкавказзя, Волго-Уральського регіону, Туркменії, Азербайджану та ін [4].
Актуальність проблеми. Великі глибини мають значні резерви для пошуків покладів вуглеводнів, навпаки, освоєння надр в умовах таких глибин стикається з серйозними технічними проблемаминасамперед, викликаними аномально-високими пластовими тисками (АВПД). Аномальні пластові тиску в надрах помічалися ще на зорі розвитку нафтової промисловості, але досить рідко. Зараз АВПД відомі практично у всіх типах нафтогазоносних басейнів. І що більше пошукові роботи йдуть великі глибини, то очевидніший висновок: подальший приріст запасів вуглеводнів немислимий без уміння освоювати поклади у зонах АВПД [1].
АВПД - тиск, що діє на флюїди (воду, нафту, газ), що містяться в поровому просторі породи, величина якого відрізняється від нормального (гідростатичного) [4].
Пластові тиски, що перевищують гідростатичний, тобто. тиск стовпа прісної води (щільністю 103 кг/м 3 ), за висотою рівного глибині пласта в точці виміру, називають аномально високими (АВПД), менше гідростатичного - аномально низькими (АНПД).
Аномально пластовий тиск існує у ізольованих системах. Природу виникнення і зв'язок аномальних тисків не можуть пояснити досі. Основними причинами утворення аномально пластового тиску вважають ущільнення глинистих порід, катагенетичного перетворення порід і органічної речовини, що міститься в них, процеси тектогенезу і геотермічні умови земних надр. Кожен із цих факторів може переважати залежно від геологічної будови та історії розвитку регіону. Проте, на думку деяких дослідників, найважливішим, мабуть, є температурний чинник, т.к. коефіцієнт теплового розширення різних флюїдів, ув'язнених в ізольованому обсязі порід, значно більший, ніж у мінеральних компонентів гірських породах.
Виникнення аномально-високого пластового тиску пояснюється такими причинами:
1.Передача частини гірського тиску на поклад. Якщо скелет породи слабкий, частина гірського тиску передається на рідину чи газ, що у її порах. До таких пород із слабким скелетом, зокрема, належать глини. Тому в ізольованих лінзовидних, кишенькоподібних резервуарах, що знаходяться всередині глинистих товщ, виникають аномальні тиски, що перевищують нормальний гідростатичний тиск.
2. Вторинне збільшення обсягу покладу у зонах високих температур. У зоні великих глибин та високих температур складні вуглеводневі сполуки з довгими ланцюгами руйнуються з утворенням великої кількості простих молекул. Збільшення числа молекул призводить до збільшення обсягу. Збільшення обсягу покладу призводить до зростання тиску всередині замкнутого резервуару. З цієї причини у газоконденсатних покладах, що утворюються за рахунок руйнування газонафтового покладу, часто спостерігається АВПД.
3. Короткочасне підвищення пластового тиску виникає під час землетрусів. Спостереження показують, що у сейсмічно активних областях перед землетрусом підвищуються дебіти нафти у свердловинах.
4. Тектонічні рухи за розломами. У піднесеному блоці покладу, розірваної розломами, протягом тривалого часу зберігатиметься колишній високий пластовий тиск, характерний до її здіймання.
5. Вторинне скорочення обсягу пір у колекторах при кристалізації цементу в законтурних частинах резервуара. Поклад при цьому набуває замкненого і напівзамкнутого характеру.
Таким чином, аномально-високий пластовий тиск виникає під дією різних причин, але головними з них є замкнута лінзовидна форма резервуара, її запечатаність з усіх боків непроникними породами.
У надрах Землі існують також поклади, що мають аномально низькепластовий тиск. Поява його може бути обумовлено вторинним збільшенням обсягу резервуара через виникнення вторинної тріщинуватості. Знижений тиск виникає і при повторному опусканні покладів. При цьому відновлення нового пластового тиску відбувається не відразу, і протягом тривалого геологічного часу в покладі буде зберігатися низький пластовий тиск, що існував до її опускання.
Аномально пластові тиски встановлені бурінням численних свердловин на суші та в акваторіях при пошуках, розвідці та розробці нафтових та газових покладів у відкладеннях від плейстоцену до докембрію у широкому інтервалі глибин. Найчастіше зустрічається АВПД, особливо вони широко розвинені великих глибинах (понад 4 км). Зазвичай АВПД перевищують гідростатичний тиск у 1,3-1,8 рази, значно рідше у 2,0 - 2,2; при цьому вони зазвичай не досягають значень геостатичного тиску, що надається вагою порід, що лежать вище. Однак у поодиноких випадках на великих глибинах були зафіксовані АВПД, рівні або перевищують значення геостатичного тиску, що, мабуть, зумовлено дією додаткових факторів (наприклад, внаслідок прояву землетрусів, грязьового вулканізму, зростання солянокупольних структур). АВПД зустрічаються у Волго-Уральському, Південно-Каспійському, Дніпровсько-Донецькому, Західно-Сибірському, Афгано-Таджицькому, Північно-Предкарпатському та інших нафтогазоносних басейнах; за кордоном - у басейнах Перської та Мексиканської заток, Caxapo-Східно-Середземноморській, Центрально-Європейській та ін.
Наявність АВПД сприятливо позначається на колекторських властивостях порід, що вміщають, збільшує час природної експлуатації нафтових і газових родовищ без застосування дорогих вторинних методів, підвищує питомі запаси газу та дебіти свердловин,є сприятливим щодо збереження скупчень вуглеводнів, що свідчить про наявність у нафтогазоносних басейнах ізольованих ділянок та зон. Зони АВПД, розвинені на великих глибинах, особливо там, де вони користуються регіональним поширенням, містять значні ресурси метану, що знаходиться в розчиненому стані в перегрітій (до 150-200 ° С) воді. Метан можна видобувати, а також використовувати гідравлічну та теплову енергію води. З іншого боку, АВПД є джерелом аварій у процесі буріння.
Несподіване розтин зон АВПД - причина багатьох ускладнень, ліквідація яких призводить до великих матеріальних витрат. При бурінні в зонах АВПД буровий розчин для запобігання викидам із свердловин обтяжують. Але такий розчин можуть поглинати пласти з гідростатичним тиском та АНПД. Аномально низькі пластові тиски виникають, як правило, на стадії тривалої розробки родовища, коли енергія пласта майже виснажена і пластовий тиск нижче гідростатичного тиску. Тому перед розкриттям порід з АВПД вищезалягаючі поглинаючі пласти перекривають колоною. Якщо розподіл тиску в породах по глибині відомий, то можна вибрати оптимальну конструкцію свердловини, технологію буріння та цементування та попередити можливі ускладнення та аварії. Наявність зон АВПД значно підвищує вартість свердловин. Для прогнозування АВПД використовуються в основному сейсморозвідка, дані буріння та різні види каротажу (електричний, акустичний, гамма-каротаж, нейтронний та ін.).
Як зазначалося вище, за нормальних умов пластовий тиск у кожній точці покладу нафти і газу дорівнює гідростатичному тиску, заміряному лише на рівні ВНК, плюс надлишковий тиск. У природних умовах існує багато покладів, особливо навеликих глибинах, що мають пластовий тиск, що значно перевищує розрахунковий гідростатичний [2].