АНОМАЛЬНЫЕ ДАВЛЕНИЯ



Предыдущая | Следующая

Содержание

АНОМАЛЬНЫЕ ДАВЛЕНИЯ

Запаздывающая миграция. Аномально высокие давления с градиентами >12 кПа/м или 0,12 кг/(см2-м) возникают и сохраняются вследствие невозможности удаления поровых флюидов из пород в течение умеренного по продолжительности геологического времени при воздействии напряжений, вызывающих повышение давления флюидов. Повышение давления флюидов может быть вызвано быстрым увеличением нагрузки перекрывающих отложений, тепловым расширением флюидов, сжатием под действием тектонических сил и образованием нефти и газа из органического вещества пород.

Первый случай рассматривался как нарушение равновесного уплотнения в молодых быстро отложившихся осадочных толщах, а второй — как акватермальное давление. Третий тип напряжений описан Берри [54] как причина аномально высоких давлений в породах калифорнийского побережья, где два гигантских гранитных блока выжимают мощные влажные глины гео-синклинальных осадочных комплексов — Францисканского и Грейт-Валли. В четвертом случае напряжение возникает в результате образования газа и нефти, что Хедберг [265] й Мейсс-нер [422, 423] считают причиной аномально высоких пластовых давлений. В лабораторных опытах, проведенных Тиссо и Пеле [608], при образовании N2 из органического вещества глины в замкнутом пространстве давление поровых флюидов повысилось с 43 до 53 МПа (с 440 до 540 кг/см2), пока появление микротрещин не создало условия для удаления газа.

Кроме перечисленных, видимо, существуют и другие формы напряжений, но во всех этих случаях аномальное повышение давления флюидов обусловлено их неспособностью мигрировать. Некоторые процессы, например дегидратация глин, являются не причиной аномально высоких давлений, а скорее их результатом в свя.чн с повышением температуры в зоне аномально высокого пластового давления.

Аномально высокие пластовые давления в породах, богатых органическим веществом

То, что говорится о давлишм флюидов водонасыщенных осадочных пород, не обязательно относится к богатым органическим веществом породам, которые чаще всего могут быть пропитаны нефтью. Осадочная порода, заключающая в себе 8 вес. % органического углерода (Сорг), будет содержать приблизительно 8-1,22-2 = 20 об. % органического вещества (ОВ), где 1,22 — коэффициент пересчета Сорг в ОВ, а 2 — разница в плотности органического и минерального вещества. На глубинах более 1200 м органическое вещество будет занимать большую часть межзернового порового пространства и порода будет пропитана нефтью. Проницаемость очень тонкозернистых пород настолько низка, что при образовании из керогена жидких и газовых углеводородов давление поровых флюидов может очень сильно повыситься.

Возникновение аномально высоких давлений флюидов в связи с образованием нефти и газа можно продемонстрировать на примере месторождения Антилоп в округе Мак-Кензи, Северная Дакота [423]. 11ефть здесь добывают из трещиноватых глин и алевролитов формации Бэккен. Эти породы являются нефтематеринскими и содержат до 10 % Сорг. По подсчетам Доу [164], они генерировали 1,59 -109 м3 нефти в бассейне Уиллистон. В 21-метровом слое глин Бэккен на месторождении Антилоп пластовое давление повышено до 534 кг/см2 (52 МПа), в то время как выше и ниже этого интервала давление> соответственно составляет 330 и 352 кг/см2 (32 и 35 МПа). Восточнее, где отложения Бэккен залегают выше порога интенсивного образования нефти (соответствующего ~74°С), пластовые давления в них нормальные. Мейсснер [423] отмечает, что в зоне образования нефти электрическое сопротивление пород формации Бэккен почти бесконечно, потому что поры в них заполнены нефтью и органическим веществом. Он предложил использовать кривые электрического сопротивления для выявления в разрезе зоны зрелой нефти. Аномально высокие пластовые давления на месторождении Алтамонт-Блубелл (бассейн Юинта, Юта) также обусловлены образованием углеводородов в тонкозернистых породах с высоким содержанием органического вещества.

Аномальные пластовые давления обнаружены в различных районах мира [202, 491]. На рис. 6-29 показан типичный диапазон аномально высоких пластовых давлений в районах добычи нефти и газа в Европе и Таджикистане. Особый интерес пред-

Рис. 6-29. Аномальные пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах Европы и Таджикистана (по Фертлу [202], Каломазову и Вахитову [326]).

/—Австрия; 2 —ФРГ; 3—Венгрия; 4 — Италия; 5 — Норвегия; 6 — Таджикская впа-дина, СССР; 7 — Великобритания.

ставляет палеогеновая толща Таджикской впадины, СССР, где на глубине 480 м отмечено давление 11 МПа (110 кг/см2) [326], примерно вдвое превышающее условное гидростатическое давление. Нефть в этих песчаниках легче, чем в тех частях Афгано-Таджикского нефтегазоносного бассейна, где пластовые давления нормальные. В палеогеновых глинах месторождения Беште-няк на глубине от 480 до 850 м среднее пластовое давление в 1,8 раза выше гидростатического, т. е. близко к литостатическому давлению.

Аномальные давления, вызываемые перечисленными выше факторами, могут приближаться к литостатическому давлению, но обычно не превышают его [286, 100]. Когда давление флюидов становится равным литостатическому, нагрузка, создаваемая перекрывающими отложениями, передается на воду. Так как вода образует непрерывную фазу в пределах осадочного бассейна, она будет перераспределяться путем перетекания даже из так называемых изолированных резервуаров или резервуаров с постоянным объемом. В осадочных отложениях нет истинных резервуаров с постоянным объемом, за исключением, пожалуй, известняков, прочно сцементированных со всех сторон, но и в этом случае возможно образование трещин вследствие давления перекрывающих отложений. Даже плотно закрытые непроводящие трещины были бы раскрыты, если бы давление флюидов в соседних резервуарах приблизилось к литостатическому. (Аномальные давления хорошо описаны в книге Чепмена [100].)

В нефтяных скважинах аномально высокие пластовые давления обычно наблюдаются на глубинах более 1200 м, однако они были встречены и на глубине всего 460 м. Чаще всего аномальные давления отмечаются в молодых быстро отложившихся осадочных толщах, но могут быть обнаружены в породах практически любого возраста.

Аномально высокие давления почти всегда сопровождаются повышением пористости глин, понижением солености поровых вод, а также повышением температуры. Наряду с этим отмечается уменьшение электрического сопротивления, увеличение электропроводности и времени пробега звуковой волны, уменьшение объемного веса пород и ослабление сигналов импульсного нейтронного каротажа [204].

Химические изменения заключаются в повышении содержания растворимого органического вещества у верхней границы зоны аномально высокого давления и увеличении концентрации сульфатных и бикарбонатных ионов в поровых водах. В зоне высокого давления концентрация сульфатных ионов в поровых подах глинистых отложений может повыситься в 2—3 раза. Концентрация сульфатных и бикарбонатных попов в поровых

Рис. 6-30. Связь между давлением и температурой для 60 природных резервуаров побережья Мексиканского залива (заимствовано у Тимко и Фертла [603]).

Самые высокие градиенты давления (более 0,2 кг/(см2*м)) наблюдаются при температурах от 112 до 140°С. Как и следовало ожидать, учитывая позднее образование ката-генетичеСкого метана, преимущественно газовые залежи встречаются в зоне более высоких температур (на больших глубинах).

водах зон аномально высокого давления выше концентрации хлоридов [644, 520].

В действительности увеличения пористости или изменения солености не происходит, но глинистая масса, подгружающаяся на большую глубину, в определенных условиях теряет незначительное количество воды, в то время как вышележащие глины испытывают нормальное уплотнение. Если мысленно переместить эту толщу вверх по разрезу до той точки, где ее пористость совпадает с пористостью нормально уплотняющихся глин, можно установить глубину, с которой начинается аномальное повышение давления при отсутствии дегидратации глин, которая приводит к уменьшению солености воды и увеличению пористости, хотя и не влияет на давление.

Для процессов образования и миграции углеводородов важно то, что во многих зонах аномально высокого пластового давления происходит повышение температуры. Как показывают результаты измерения температуры промывочной жидкости на выходе, температурные градиенты в осадочных отложениях в таких районах, как побережье Мексиканского залива, Северное море и Южно-Китайское море, заметно увеличиваются у верхней границы зоны высокого давления и (или) в самой этой зоне, достигая 18,2°С/100 м по данным Фертла [203]. Тесная связь между повышением температуры и давления наблюдается повсеместно в осадочных отложениях. На рис. 6-30 показано повышение температуры с увеличением давления для 60 природных резервуаров в отложениях побережья Мексиканского залива. При температурах ниже 93°С давление поровых флюидов во всех резервуарах не превышает 13,5 кПа. При более высоких температурах, особенно в диапазоне от 112 до 140°С, в большинстве резервуаров наблюдается аномально высокое давление флюидов.

Такая же зависимость между температурой и давлением установлена для нефтяных месторождений района Сегед, Венгрия, где самые высокие геотермические ^градиенты связаны с наиболее высокими аномальными пластовыми давлениями [П]. Высокие геотермические градиенты в зонах аномально высокого давления флюидов в глинах объясняются пониженной теплопроводностью глин в этих условиях. Льюис и Роз [378] считают, что глины с аномально высоким пластовым давлением, обладающие очень низкой теплопроводностью, не пропускают тепло, поэтому в пределах этих зон наблюдаются аномально высокие геотермические градиенты.

Наблюдаемое повышение температуры бурового раствора на выходе во время бурения в зонах с аномально высоким пластовым давлением некоторые геологи объясняют особенностями бурения в этих зонах. При замедленном бурении и уменьшении объема раствора, циркулирующего в обсадных трубах меньшего диаметра, температуры раствора на выкидной линии будут выше, чем при быстром бурении и большем диаметре ствола над зоной высокого давления. Этого недостаточно для объяснения высоких геотермических градиентов в зонах высокого пластового давления, так как температурные разрезы обсаженных скважин, оставленных на два года или более длительный срок, демонстрируют резкое изменение значений геотермических градиентов в связи с различиями в теплопроводности пород [242].

Изменение геотермических градиентов с глубиной. Тепло из внутренних частей Земли проникает сквозь осадочный чехол в океаны или атмосферу, где оно постепенно рассеивается. Постоянный одномерный тепловой поток в среде определяется как произведение температурного градиента на теплопроводность этой среды:

где Q—тепловой поток в калориях на квадратный сантиметр в секунду, к — теплопроводность вещества в калориях на сан-

тиметр в секунду на градус Цельсия, --геотермический градиент в градусах Цельсия на сантиметр, Z — глубина.

Тепловой поток Q различен в разных частях бассейна, но обычно постоянен в данном месте. В Западно-Канадском бассейне Q = 1,46-10—6 кал/(см2-с), что типично для многих нефтеносных бассейнов. В любой скважине тешншоп поток был бы, по существу, постоянным от поверхности до забоя, если бы

19 Заказ № 372

Рис. 6-31. Теплопроводность пород и поровых флюидов при 20°С (по данным Зирфюсса [683] и Гретенера [242]).

ничто не влияло на скорость его распространения. Так как тепловой поток в данном месте постоянен, уменьшение теплопроводности осадочных пород вызывает увеличение геотермического градиента и наоборот.

Теплопроводность компонентов пород весьма различна, как показано на рис. 6-31 [683, 242]. Среди обломочных отложений глины обладают меньшей теплопроводностью, чем пески, поэтому, как правило, увеличение доли песчаных слоев в осадочном разрезе сопровождается увеличением теплопроводности осадочных отложений и уменьшением геотермического градиента в этом месте. Карбонатные породы имеют более низкую теплопроводность, чем эвапориты, поэтому в тех частях разреза, где распространены эвапориты, геотермические градиенты более низкие. Различия в теплопроводности пород разного литологического типа вызывают резкие изменения геотермического градиента в одном и том же месте.

Вещества, заполняющие поры: нефть, газ и вода — обладают гораздо меньшей теплопроводностью, чем минералы пород, и в связи с этим способствуют повышению геотермических градиентов. Это значит, что увеличение пористости большинства пород будет сопровождаться уменьшением теплопроводности (увеличением геотермического градиента).

Глины с аномально высоким пластовым давлением имеют высокую пористость, и высокое давление флюидов в них обычно обусловлено отсутствием проницаемых алевритовых и песчаных тел, через которые могли бы мигрировать выжимаемые флюиды. Сочетание высокой пористости и отсутствия песков приводит к тому, что геотермические градиенты в глинах с аномально высоким пластовым давлением обычно выше, чем в выше- и ниже-

Рис. 6-32. Призабойные температуры в девяти скважинах (графство Камерон, Техас) (по данным Джонса и Уоллеса [321]).

Видно резкое изменение геотермического градиента у верхней границы зоны аномально высокого пластового давления. Геотермические градиенты в районе побережья Мексиканского залива в Техасе варьируют от 2,5 до 10°С/100 м.

залегающих отложениях с нормальным давлением флюидов. Поэтому там, где в разрезе встречаются глины с аномально высоким пластовым давлением, часто наблюдается резкое изменение геотермического градиента.

На рис. 6-32 показан пример такого резкого изменения геотермического градиента в осадочных отложениях района побережья Мексиканского залива в Техасе [321]. Такие же резкие изменения температур в скважинах, сопровождавшиеся уменьшением солености и увеличением пористости, наблюдались в зонах аномально высокого пластового давления в отложениях Северного и Южно-Китайского морей и во многих других местах. Измерение отражательной способности витринита (гл. 7) позволило обнаружить резкие изменения с глубиной палеогеотерми-ческих градиентов. Так как высокие температуры вызывают необратимые изменения в органическом веществе осадочных пород, определение отражательной способности витринита даст возможность обнаружить изменения геотермических градиентов, имевшие место в прошлом, и выявить соответствовавшие им зоны аномально высоких пластовых давлений, в которых теперь давление флюидов может быть нормальным. Резкое изменение геотермического градиента в обратном направлении происходит тогда, когда глины с аномально высоким пластовым давлением подстилаются отложениями, в которых давление флюидов близко к нормальному. По данным Матвиенко [419], геотермические градиенты в мощных палеогеновых и верхнемеловых глинистых отложениях Западной Сибири в интервале глубин от 400 до 1100 м имеют значения от 3,6 до 5,3°С/100 м при теплопроводности 3,2• 10~3 кал/(см-с-град). Ниже этих мощных глинистых толщ.« песчано-глинистых отложениях мезозойского возраста,. прослеживающихся с глубины 1100 м до основания осадочного чехла, пластовые давления ближе к нормальным. Геотермические градиенты здесь ниже: от 2,8 до 3,8°С/100 м, а теплопроводность пород 4,2—5,3* 10—3 кал/(см*с*град). Очевидно, что уменьшение геотермических градиентов обусловлено более высокой теплопроводностью отложений в связи с увеличением доли песчаных слоев в разрезе и уменьшением пористости залегающих между ними глинистых слоев. Тепловой поток Q составляет около 1,4* 10~~6 кал/(см2*с).

Повышение температуры в глинах с аномально высоким пластовым давлением ускоряет образование в них нефти и газа из керогена и дегидратацию глинистых минералов и вызывает повышение растворимости углеводородов и двуокиси кремния. В высокотемпературных линзах пород создаются идеальные условия для максимального образования углеводородов, и, если высокие температуры вызывают также образование трещин в глинистых породах, в них может происходить генерация и аккумуляция углеводородов без участия значительных объемов воды в процессах миграции. Примером этого может служить месторождение Алтамонт в бассейне Юинта, Юта, где нефть добывают из трещиноватых черных тонкозернистых материнских пород верхней части формации Уосач [32]. В некоторых интервалах продуктивного разреза геотермический градиент достигает 7,2°С/100 м, температура пород—111°С, а градиент давления— 18 кПа/м (0,15 кг/см2). Дегидратация глинистых минералов не влияет на пористость, так как эти породы состоят из тонкозернистого кремнезема и карбонатов, а содержание глинистых минералов в них меньше 5 %.

Грязевые вулканы. Когда высокопористая недостаточно уплотненная глина с низкой плотностью (2 г/см3) оказывается погребенной под нормально уплотненными породами, имеющими большую плотность, возникает механически неустойчивая система. Недостаточно уплотненная глина может содержать большое количество газа, что усиливает неустойчивость системы. В конце концов под действием сил плавучести глина начинает течь вверх через вертикальную зону ослабленного давления. Этот процесс продолжается до тех пор, пока система не стабилизируется. Хобсон и Тираду [275] описывают эксперимент, иллюстрирующий образование грязевых вулканов. В закрытом стеклянном сосуде над нефтью помещали кукурузную патоку, а на дне сосуда была установлена резиновая диафрагма. Малейшее давление на диафрагму вызывало нарушение неустойчивой системы и образование купола легкой нефти и излияния ее на поверхность более плотной патоки.

Соколов и др. [571] описали мощные извержения грязевых вулканов в Южно-Каспийской впадине, во время которых в атмосферу выделялись сотни миллионов кубических метров газа. За последние 155 лет извержения происходили более или менее регулярно, что свидетельствует о периодическом повышении давления и выделении газа из раствора в глинистых осадках. В Азербайджане насчитывается более 200 грязевых вулканов. По подсчетам за последний миллион лет из них выделилось 1011 т газа. Газ, выделяющийся из грязевых вулканов, почти всегда представлен метаном, однако Альбов [5] приводит сообщение о выделении углекислого газа из некоторых грязевых вулканов на территории СССР.

Хедберг [265] отмечает, что большинство грязевых вулканов приурочено к зонам трещин и разломов или крутым складкам. Грязевые вулканы могут быть связаны с мощными слоями пластичных недоуплотненных глин с аномально высоким давлением флюидов или с образованными ими диапировыми складками. Хедберг перечисляет много районов распространения грязевых вулканов на земном шаре, особенно в местах распространения кайнозойских или позднемезозойских отложений. Источник или корни грязевого вулкана могут находиться на очень большой глубине (более 6000 м).

Шаулов [539] провел сравнение отложений майкопской серии в разных частях Западно-Кубанского прогиба. В юго-восточной части прогиба глины маломощные и переслаиваются с песками, поэтому диапировые складки и грязевые вулканы здесь отсутствуют. В северо-западной части прогиба майкопская серия не содержит прослоев песков или алевритов и пористость глин на глубинах 3000—4500 м еще составляет 17%. Кроме того, майкопские глины здесь содержат много органического вещества. Отсутствие песчаных и алевритовых прослоев способствует сохранению глинами высокой пластичности. Здесь широко распространены грязевые вулканы. Твердые выбросы грязевых вулканов содержат обломки эоценовых, палеоценовых и меловых пород. Предполагается, что корни некоторых грязевых вулканов опускаются ниже майкопских глин и достигают нижнего мела.

Грязевые вулканы выделяют не только углеводороды, но и тепло. Сухарев и др. [588] измеряли тепловой поток в скважинах, пройденных вблизи древнего грязевого вулкана на Апше-ронском полуострове. Наибольшее значение теплового потока обнаружено в своде структуры. Жерло грязевого вулкана служило каналом для передачи подземного тепла.

Не все грязевые вулканы связаны с глубоко залегающими глинистыми отложениями. В результате насыщения биогенным метаном пластичных глин могут возникнуть газоносные конусы, зарождающиеся на глубинах от нескольких сотен до тысяч метров. Эти газоносные конусы широко распространены в районе побережья Мексиканского залива и подробно описаны Сиком [544]. Сейсмические данные говорят о том, что такие же конусы встречаются и в других районах мира: на Аляске, в Южной Америке, Африке и в отложениях Северного моря.

Содержание