55. Поясніть суть аномально високих пластових тисків і причини їхнього винекнення

Математична модель процесу формування НГПТ з урахуванням найбільш відомих факторів (домінуючих причин) можна представити у вигляді рівняння:

Де Р_гідр – нормальний гідростатичний тиск, він дорівнює:

Р_гідр=Н_в, Па

або з допустимим заокругленням

Р_гідр =10^-6g Н_в=10^-5 Н_в, МПа

Тут Н–глибина даної точки в природному резервуарі, м;

9,81 – прискорення вільного падіння тіла, м/с²;

_в – густина води в товщі від поверхні до глибини H, кг/м³.

1) Р_обл.ж – надлишковий тиск в природному резервуарі, що виникає за рахунок гіпсометричного перевищення області живлення над покладом нафти чи газу при умові гідродинамічного зв’язку його з областю живлення.

Р_обл.ж=10^-5h_в, МПа.

Фактором який зумовлює виникнення надлишкового тиску в покладі нафти чи газу, є напір що чисельно рівний стовпу рідини h від поверхні рельєфу місцевості до умовної п’єзометричної поверхні (див. рис.6).

2) Р_ущ. – надлишковий тиск, що виникає в колекторі за рахунок дій гравітаційного ущільнення. Ця величина по В.М. Добриніну (1970) співрозмірна _еф в рівнянні К.Терцагі, виведеному ним по результатам дослідження рихлих ґрунтів.

_еф=-Р,

де _еф – ефективне навантаження, яке діє безпосередньо на скелет породи при її ущільненні;

 – навантаження, що виникає в результаті дії маси вищезалягаючих порід. Воно чисельно рівно геостатичному тиску.

Р_геос=10^-5Н^_п,

де Н^–глибина ущільнюючого колектора в стадію діагенезу, м;

_п– середня густина порід, що перекриває цей колектор, кг/м³;

Р–пластовий тиск рідини в порах породи.

В стадію діагенезу осадів

Р=Р^_гідр=10^-5Н^_в^,

де _в^ - густина пластової води.

Тоді

Р_ущ=_еф=Р_геос-Р^_гідр.

Для того, щоб врахувати долю протидії Р^_гідр стисливості скелету породи _ск і долю дії Р^_гідр на стисливість складаючих породу зерен _ск в формулу вводиться коефіцієнт розгрузки n (Добрынин В.М., 1970).

n =1-_з / _ск.

Таким чином формула надлишкового тиску за рахунок ущільнення порід набуває вигляд:

Р_ущ=_еф=Р_геос-(1-_з / _ск)Р^_гідр.

Якщо враховувати ущільнення рихлих грунтів (або осадового матеріалу в стадію діагенезу), то _ск значно більше _з. В даному випадку величина n =1. В ущільнених відкладах, тобто в породах, що пройшли стадію діагенезу, _ск значно зменшується і на великих глибинах по величині наближається до _з. Відношення _з / _ск прямує до одиниці і значення n для врахування деформації відчутно знижується (прямуючи до нуля), але навряд чи досягає нуля на доступних для буріння глибинах. В цьому випадку величина пластового тиску в колекторі також би дорівнювала нулю. По результатам буріння надглибоких свердловин в осадових утвореннях цього не спостерігається. Звідси,

_еф=Р_геос-10^-5Н^_в^

або

Р_ущ=Р_геос-10^-6Н^g_в^.

Звідки кінцево рівняння Р_ущ має наступний вигляд:

Р_ущ=10^-6Н^g(_п-_в^), МПа.

Провіримо правильність рівняння шляхом співставлення розмірностей його лівої і правої частини: Па=м·м/с²·кг/м³=Па.

3) - надлишковий тиск в природному резервуарі, що виникає при дії на нього тектонічних зусиль  _х,у.

Визначення в кількісному вираженні тектонічних напруг під дією тектонічних зусиль горизонтального напрямку, які можуть обумовлювати появу в колекторі надлишкового пластового тиску, звичайно співвідносні з великими складностями, що пов’язані з встановленням величини коефіцієнтів Юнга і Пуассона. При дії тектонічної сили гірські породи можуть деформуватися навіть в тому випадку, коли їх ущільнення під дією геостатичного напруження більш неможливо. В цьому відношенні показові дані П.Бріджмена (1955), який вказує, що для повного опресування порошкоподібного матеріалу необхідний тиск в 100 тис. кгс/см² (10 000МПа).

Подібні навантаження в осадовій товщі можна передбачити тільки в результаті дії тектонічних сил. Якщо присутні ізольовані колектори, що піддалися тектонічному стисненню, і нема основи пов’язувати причини виникнення в них НГПТ з іншими причинами, то очевидно, представляється можливість уявити появу надлишкових тисків в таких колекторах за рахунок дії стискуючих тектонічних сил  _х,у. Таким чином, =Р_нгпт-Р_гідр можна рахувати функцією  _х,у. При відмічених умовах буде відрізнятися від величини  _х,у , яка його зумовлює, на величину стисливості флюїду _ст, що насичує породу, а також стисливості скелету цієї породи _ск. Стисливістю зерен, що складають породу, в даному випадку можна знехтувати. Тоді

₌_х,у(m_ст+_ск),

де (m_ст+_ск)=. Це - коефіцієнт пругоємкості пласта В.Н.щелкачова (1959), де;

m – коефіцієнт пористості колектора (безрозмірний).Звідси

.

Підбір математичної моделі явища потребує відповідностей розмірності величин, стоячих в правій і лівій частинах рівняння. Це можна досягнути шляхом введення кореня в праву частину рівняння: . Виходячи з цього рівняння розмірностей, формула для визначення значень тектонічних напруг в гірських породах за даними про надлишкові тиски в пласті буде мати наступний вигляд:

.

Відповідно

або

Перевіримо правильність виведеного співвідношення шляхом порівняння лівої і правої його частини: Па=Па²·Па^-1=Па.

4)Р_Т  надлишковий тиск за рахунок збільшення об’єму легких фракцій в вуглеводневій суміші при збільшенні температури. На прикладі вуглеводневої суміші родовища Хассі–Мессауд (Алжир) було показано, що підвищення тиску в природному резервуарі в температурних умовах проходить за рахунок парціальних тисків метану і частково етану. Фракції більш тяжких вуглеводнів на підвищення тиску за рахунок температурних умов впливають мало (А.А.Орлов, В.П.Клочко, М.Д.Будз, 1977).

Збільшення об’єму газів в температурних умовах, що приводять до виникнення в природному резервуарі Р_т, можна врахувати наступним чином. Відомо, що для приведення об’ємів газу до стандартної температури користуються поправкою на температуру ƒ=(Т+t_ст)/(Т+t_пл). Тут Т=273⁰С, t_ст=20⁰С і t_пл – температура пласта, в ⁰С. Якщо в даному виразі t_ст замінити t_G (температура в пласті при середньому значенні геометричної ступені для області), то за допомогою поправки ƒ_G=(Т+t_G)/(Т+t_пл) то, можна приводити об’єми газів до умов пластових температур, що відповідають середнім значенням геотермічного ступеню для області або району.

Температуру в пласті при середньому значенні геотермічного ступеня G_ср можна вирахувати по формулі

G_ср=(Н–h_пост)/(t_G–t),

звідки

t_G=[(H– h_пост)+(G_срt)]/ G_ср.

Тут Н– глибина пласту, в м;

h_пост – глибина шару від поверхні з постійною температурою, тобто шару, де збільшення температури з глибиною ще не спостерігається, м;

t – середньорічна температура повітря на поверхні, ⁰С.

За допомогою величини, оберненої значенню температурної поправки _Т=1/ƒ_G==(Т+ t_пл)/(Т+ t_G), можна враховувати збільшення об’ємів газів в пласті і появу в природному резервуарі Р_Т. Тоді

Р_т=Р_гідр  _т– Р_гідр

або

Р_т=10^-5Н_в( _т–1).

Правильність співвідношення провіряється відповідністю розмірностей лівої і правої частин рівняння: Па=Па, так як  _т – це співвідношення температур (розмірності скорочуються).

5) Р_кат – надлишковий тиск за рахунок дії катагенетичного фактору, що приводить до руйнування і перетворення органічної речовини. Наприклад, в Західно-Туркменській западині, де максимальна генерація газу при катагенезі органічної речовини проходить вже починаючи з температури 76–84⁰С (О.А. Калятин, Е.В. Кучерук, 1981). В загальному випадку можна записати, що

Р_кат =Р_гідрК_кат-Р_гідр,

де К_кат – коефіцієнт, що показує у скільки раз проходить збільшення пластового тиску в природному резервуарі внаслідок катагенетичного перетворення органічної речовини.

К_кат залежить від багатьох показників: вмісту органічної речовини в породі, температури і ін. Цей коефіцієнт визначається експериментально або емпірично по статистичним даним для конкретного району (області). В загальному випадку

Р_кат=10^-5Н_в(К_кат –1),МПа

Плавність співвідношення провіряється відповідністю розмірності лівої і правої частин рівняння.

6) Р_підт – надлишковий тиск в колекторі за рахунок підтоків в нього напірних флюїдів з нижче лежачих утворень. Визначення величини цієї складової в загальному рівнянні пов’язане з великими труднощами. Р_підт залежить від фільтраційних властивостей підстилаючих колектор порід, величини тиску в резервуарі, з якого проходить рух флюїдів, їх запасів.

Базуючись на законі Дарсі, формулу руху флюїдів в одній фазі можна записати в наступному вигляді:

Р=Q_/FK_пр,

де Р – перепад тиску на границі прориву флюїдів із одного середовища в інше;

F – площа прориву, м²;

Q – дебіт флюїду, м³/с;

 – динамічна в’язкість флюїду, Пас;

К_пр – коефіцієнт проникності в товщі, потужністю h₂, яка відділяє вищезалягаючий природний резервуар від нижчезалягаючого. Р можна прийняти за тиск прориву Р_про.

В зв’язку з тим, що для досягнення флюїдами вищезалягаючого природного резервуару їм необхідно пройти через середовище потужністю h₂, величина Р_про знаходиться також в прямій залежності від значення h₂. Тоді

Р_про=Q_ h₂/F .

Прорив флюїдів із колектора починається звичайно в найбільш підвищених частинах структур-пасток, де флюїди знаходяться частіше в одній фазі, внаслідок диференціації рідин і газів по густині. Тоді

Р_підт =Р_про–Р_{пр.резер}

або

Р_підт=10^-5(Н_н_в.н– Н_в_в.в),

де Р_{пр.резер} – тиск в вищезалягаючому природному резервуарі;

Н_н, Н_в, _в.н, _в.в – відповідно глибини нижнього і верхнього резервуарів і густини в них пластових вод.

Приведені співвідношення відповідають часу після виникнення гідродинамічного зв’язку резервуарів на глибинах Н_н і Н_в. Правильність виведення формул контролюється відповідністю розмірностей лівих і правих їх частин.

В кожній нафтогазоносній області розглянуті фактори неоднозначні і залежать від конкретних геологічних умов.

Тим не менше найбільш високим енергетичним потенціалом володіють поклади нафти і газу з НГПТ. Для успішного прогнозування і раціонального використання НГПТ при експлуатації нафтогазоносних горизонтів слід вивчити і враховувати геологічні фактори, утворюючі НГПТ в конкретній геолого-тектонічній обстановці.

Фактори Р_ущ відіграють роль в формуванні НГПТ в сучасних або дуже молодих відкладах, наприклад, в апшерон-акчагильських утвореннях Азербайджану. Дія Р_обл.ж також зустрічається порівняно рідко. Прикладом можуть бути караган-чокракські відклади на Октябрському нафтовому родовищі Грузинського нафтопромислового району, які з’єднуються з областю живлення в Чорних горах Північного Кавказу.

Безпосередньо в Україні у Внутрішній зоні Передкарпатського прогину в покладах вуглеводнів НГПТ пов’язано з дією , Р_підт, Р_кат. Причому переважаючим фактором є . Величини початкових пластових тисків попередньо можна розрахувати за методикою, яка враховує залежність (дивись розділ 1.2.4). Ті ж фактори діють і на окремих площах Зовнішньої зони Передкарпатського прогину (Залужани, Мостиське та інші), де відмічаються НГПТ. Орієнтовно НГПТ тут можна визначати по епюрах і картах розподілу початкових пластових тисків (Р.М.Новоселецький, А.Ю.Полутранко, Е.П.Савка, 1977).

В Дніпровсько-Донецькій западині в процесі формування і підтримання НГПТ в надсольовому (наддевонському) комплексі відкладів відіграє в основному фактор за рахунок зминання в складки шарів колекторів осадової площі при рості масивів девонської солі. деякі значення в дніпровсько-Донецькій западині мають також фактори Р_підт і Р_кат. Тут при прогнозуванні початкових пластових тисків до початку буріння необхідно також використовувати теоретичні епюри пластових тисків, побудовані для цих областей і залежності (дивись розділ 1.2.4). В підшаровому комплексі відкладів, де очікується широке розповсюдження НГПТ по аналогії з даними, отриманими в Прип’ятьській западині (В.Д.Порошин, А.Л.Завгородний, 1981), основну роль в формуванні НГПТ відіграють Р_т, Р_кат., . Дія останнього фактору пов’язана тут з рухами блоків докембрійського фундаменту западини. При прогнозуванні величини пластових тисків, значення яких збільшуються в температурних умовах, в колекторах, закритих галогенними утвореннями, доцільно визначати парціальні тиски по формулі Рауля з застосуванням графіків Кокса (А.А.Орлов, М.Д.Будз, Б.П.Ризун, 1976).

На Керченському півострові в Індольському прогині і на східному зануренні Кримської складчастої зони, де більшість природних резервуарів характеризуються НГПТ, основними факторами, що зумовлюють високі пластові тиски, слід рахувати і Р_підт. Прогнозування початкових пластових тисків для цього району можуть здійснюватися по залежності і по теоретичним епюрам пластових тисків (Р.М. Новосилецький, А.Ю.Полутранко, Е.П.Савка, 1977).