Методы прогнозирования зон авпд реферат

Обновлено: 02.07.2024

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:

где p_а– поровое давление, Па; g –ускорение свободного падения, 9,81 м/с 2 ; p_п, p_п.э. – средневзвешенные значения плотности глин до вертикальных проекций глубин соответственно Н и Нэ, кг/м 3 ; ŋ_н –нормальный градиент давления флюида в глинистых пластах в интервале их уплотнения:

Градиент порового давления находится по формуле

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, 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, построить линию изменения средневзвешенной плотности пород с глубиной p_c = f. Для этого на графике p_н.п. = f, 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:

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.

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.

Показана возможность прогноза глубины зоны АВПД до бурения скважины в условиях продуктивной толщи никнекрасноцветных отложений исследуемого региона, что позволит снизить аварийность буровых работ и повысить качество испытаний скважины благодаря бурению на равновесном растворе. При этом для практики современного этапа поисковых работ важно, что этот результат удалось получить при отсутствии… Читать ещё >

Методика прогнозирования литологии, нефтегазоносности и аномально высоких пластовых давлений по данным сейсморазведки в юго-западной Туркмении ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Содержание

Глава I. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГА30Н0С
НОСТ
- 1. 1. Тектоника
- 1. 2. Нефтегазоносность
- 2. 1. Параметры волнового поля и среды, используемые дам решения неструктурных задач
- 2. 2. Возможности применения геофизической обрабатывающей системы ГОС-Ю для решения неструктурных задач сейсморазведки
- 2. 3. Прямые поиски залежей нефти и газа
- 2. 4. Возможности црогноза литологии
- 2. 5. Прогнозирование зон развития аномально высоких давлений (АБПД)
- 3. 1. Основные процедуры обработки
- 3. 2. Прогноз литологии
  - 3. 2. 1. Площадь Порсу
  - 3. 2. 2. Площадь Кеймир
  - 3. 2. 3. Площадь Хангули
  Актуальность диссертационной теш определяется комплексным решением задач црогнозирования основных характеристик разреза — литологии, нефтегазоносности и аномально высоких пластовых давлений (АВПД) — в геологических условиях Юго-вададной Туркмении, где поиск нефтегазоносных залежей ведется при наличии сложной тектоники и связан с регионально распространенной зоной АВПД.
  
  Успешный прогноз геологического разреза до бурения скважин позволит повысить эффективность поисковых работ при решении задач нефтегазовой геологии в рассматриваемом регионе.
  
  Цель и задачи исследования
  
  Цель диссертационной работыразработка методики комплексной интерпретации данных сейсморазведки и ГШ для прогноза основных характеристик разреза на площадях Юго-Западной Туркмении.
  
  Основными задачами исследования являлись:
  
  — комплексирование данных наземной сейсморазведки и ГИС для стратиграфического расчленения разреза и изучения фациаль-ного состава;
  
  — разработка методики прогнозирования величины пластового давления и плотности бурового раствора, кровли зоны АВПД по реальным геофизическим материалам в исследуемом районе;
  
  — выделение зон возможного скопления нефти и газа по материалам наземной сейсморазведки;
  
  Научная новизна. На основе сопоставления данных электрометрии скважин и наземной сейсморазведка показана возможность прогнозирования литологии и стратиграфического расчленения разреза в Юго-Западной Туркмении. Обнаружено значительное расхождение скоростных вривых в сводах структур исследуемого региона и на их крыльях, вызванное различной глубиной АВПД. Его можно использовать для определения глубины кровли зоны АВЦД. Найдена эмпирическая зависимость скорости сейсмических волн от пластового давления, которая позволяет оценивать величину последнего и плотность бурового раствора.
  
  Практическая ценность работы. Показана высокая эффективность выбранного графа цифровой обработки данных сейсморазведки в системе ГОС-Ю, которая может быть использована в экспедициях Управления геологии ТССР, оснащенных машинами ЕС-1010. Особенно эффективны процедуры скоростного анализа, анализа поглощения, миграции.
  
  Выявление зон аномального поведения параметров среды и ее цитологической изменчивости позволяет прогнозировать залежи углеводородов, в том числе — несводового типа, что очень ваяно для поддержания уровня добычи и прироста запасов углеводородов в исследуемом районе. Обоснованность и эффективность такого прогноза показана на площади Кеймир, где была предсказана и впоследствии подтверждена испытаниями непродуктивность скважины $? , находящейся в пределах цредполагашегося контура залежи*.
  
  Показана возможность прогноза глубины зоны АВПД до бурения скважины в условиях продуктивной толщи никнекрасноцветных отложений исследуемого региона, что позволит снизить аварийность буровых работ и повысить качество испытаний скважины благодаря бурению на равновесном растворе. При этом для практики современного этапа поисковых работ важно, что этот результат удалось получить при отсутствии акустического каротажа и надежных измерений сейсмических скоростей в скважинах.
  
  Публикации. По теме диссертации опубликовано 3 работырезультаты исследований вошли также в два отчета Московского института нефтехимической и газовой гдэомышленности им. И. М. Губкина по темам научно-исследовательских работ и в производственный отчет сейсмической партии № 3/80 Небитдагской геофизической экспедиции. Управления Геологии ТССР.
  
  ЗАКЛЮЧЕНИЕ
  
  На основе сопоставления результатов углубленной цифровой обработки данных сейсморазведки с данными бурения и ГИС по ряду структур Юго-Западной Туркмении показано, что:
  
  — возможно стратиграфическое расчленение осадочной толщи с выделением глинистых и песчано-алевролитовых пачек по характерным особенностям волновой картины;
  
  — глубина зоны АВПД определяется по расхождению скоростных кривых в своде и мульдах;
  
  — повышенное поглощение сейсмических волн в области залежи углеводородов не связано со структурным фактором, что позволяет до бурения разбраковывать структуры по их продуктивности и выявлять неструктурные залежи.
  
  На прогнозной площади Хангули ло результатам обработки данных сети профилей МОГТ уверенно выделяется обширная аномалия поглощения сейсмических волн, совпадающая с зоной литологи-ческого замещения глин песчано-алевролитовыми породами. В плане она совпала с отрицательной аномалией, выявленной высокоточной гравиметрией. Этот объект в качестве возможной залежи углеводородов рекомендуется для постановки поисково-разведочного бурения. Определены ожидаемые глубина зоны АВГЩ и коэффициент аномальности, которые должны быть учтены при проектировании скважин.
  
  На площади Кеймир и Порсу, исследованных в качестве эталонных, получен ряд новых геологических результатов:
  
  — уточнен контур залежи Кеймир, что подтверждено последующим бурением;
  
  — уточнено тектоническое строение;
  
  — выявлен ряд перспективных объектов, в которых повышенное поглощение сочетается с благоприятными литологическими изменениями.
  
  При достигнутом уровне полевых работ сейсмогеологические условия региона благоприятны для прогнозирования характеристик геологического разреза, широкое внедрение которого поднимет на качественно новую ступень эффективность полевых работ на суше и на восточном шельфе Каспийского моря.
  
  Сведения о полноте опубликованных научных результатов.
  
  Основные теоретические, методические и практические положения диссертации достаточно полно отражены в трех научных статьях, написанных в соавторстве и лично автором.
  
  1. Изучение мезозойских отложений Юго-Западного Туркменистана сейсморазведкой МОБ. — Тезисы докладов 2-й научной конференции молодых ученых АН ТССР, посвященной 60-летию Великой Октябрьской Социалистической революции. 1977, Ашхабад (совместно с В.В.Пархоменко).
  
  2. Прогнозирование нефтегазоносности по данным сейсморазведки на структуре Кеймир (Юго-Западная Туркмения). В сб.: Доклады научно-теоретической конференции молодых ученых и специалистов. 1982, Ташкент.
  
  3. Прогнозирование зон АВПД по данным сейсморазведки в Юго-Западной Туркмении. — Нефтегазовая геология и геофизика, № 2, 1983 (совместно с М.Б.Рапопортом).
  
  Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к способам предупреждения и предотвращения осложнений и аварий в процессе бурения. Техническим результатом является раннее распознавание предаварийных ситуаций при вхождении в зону аномально высоких пластовых давлений АВПД и оценка величины этих давлений. Способ включает измерение технологических параметров по сигналам от наземных первичных преобразователей-датчиков, в частности измерение механической скорости бурения и контроль режима разрушения пород на забое, а именно поверхностный, объемно-усталостный или объемный. В интервалах вхождения и дальнейшего разбуривания зон АВПД производят непрерывный контроль углубления забоя за один оборот долота и отношений текущей скорости бурения к соответствующей скорости в предшествующем долблении в одинаковых периодах времени от начала долблений и при идентичной литологии разреза. При этом контролируют углубление забоя за оборот долота более 0,3. 0,4 мм при одновременном устойчивом во времени более 0,5 часа повышении механической скорости по сравнению с предшествующей и прогнозируют величину дифференциального давления между давлением промывочной жидкости на забое и пластовым давлением в пределах 3. 4 МПа. При углублении забоя за оборот долота более чем на 1/3 средней высоты зубьев шарошечных долот или вылета резцов для долот режуще-скалывающего действия при одновременном повышении механической скорости в 2,5. 3,0 раза для глинистых пород и в 1,7. 2,0 раза для остальных пород прогнозируют величину дифференциального давления в пределах 0,5. 1,0 МПа.
  
  Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к способам предупреждения и предотвращения осложнений и аварий, связанных с нефтегазопроявлениями при разбуривании зон аномально высоких пластовых давлений АВПД. Способ обеспечивает раннее распознавание при вхождении в зоны АВПД, и на этой основе решают проблему.
  
  Известны способы предупреждения аварий и осложнений в процессе бурения, связанные с нефтегазопроявителями при АВПД, основанные на контроле процессов притока пластовых флюидов в скважину посредством измерений определенных комплексов технологических параметров по сигналам от наземных первичных преобразователей-датчиков (Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716 102, 1987). К числу указанных параметров относятся: газосодержание и термоэлектрические характеристики бурового раствора на выходе, давление в нагнетательной линии, уровень раствора в емкостях, скорость потока в желобах и баланс долива при подъеме инструмента.
  
  Недостаток таких способов состоит в том, что указанные технологические параметры сигнализируют о развитии притока с большим запозданием, после накопления в буровом растворе достаточных количеств пластового флюида и прихода раствора на устье скважины.
  
  Единственным технологическим параметром, который практически мгновенно реагирует на изменение пластового давления, является механическая скорость бурения. При вхождении в зону АВПД скорость бурения возрастает как вследствие разупрочнения горной породы (в случае разбуривания глинистых пород), так и вследствие уменьшения дифференциального давления между давлением бурового раствора и пластовым давлением.
  
  Известны способы определения пластовых давлений, основанные на контроле изменений механической скорости бурения: метод d-экспоненты (для глинистых пород) и метод σ-каротажа для остальных пород (песчаники, карбонаты, мергели и др.)
  
  Недостаток этих способов состоит в том, что они устанавливают некоторую постоянную степень влияния пластовых давлений на скорость бурения, которая корректируется только при изменении плотности бурового раствора. В то же время известно, что степень влияния дифференциального давления (а следовательно, и пластового давления) на скорость бурения является величиной переменной и изменяется в широких пределах: от нуля до значительных изменений скорости бурения. Причем доминируют здесь два параметра: режим разрушения и диапазон изменений дифференциального давления. Отсутствие корректировки по указанным параметрам определяет низкую достоверность прогноза АВПД по d-экспоненте и данным σ-каротажа.
  
  Известен способ прогноза пластовых давлений, основанный на закономерностях действия дифференциального давления (Е.Т.Струговец. Проблема прогнозирования пластовых давлений. Нефтегазопромысловый инжиниринг. М., 02.2005). Поскольку степень влияния дифференциального давления на скорость бурения определяется режимом разрушения (поверхностный, объемно-усталостный или объемный), а эти режимы обусловлены характером единичных актов разрушения при взаимодействии зубьев долота с породой, то вводится дополнительный расчетный параметр - углубление забоя за один оборот долота (в дальнейшем - углубление за оборот). Однако указанный способ, принятый за прототип, не дает количественных оценок, по которым можно судить о режимах разрушения и, следовательно, не пригоден для практического применения.
  
  Предлагаемый способ раннего распознавания вхождения в зону АВПД ликвидирует недостаток прототипа и обеспечивает возможности для реализации способа в практике строительства скважин. Величину углубления за оборот определяют аналогично механической скорости бурения, но взамен времени на разбуривание принятого интервала глубины принимают число оборотов долота за тот же период времени. На основании экспериментальных исследований выявлено, что углубление за оборот менее 0,3. 0,4 мм соответствует режиму поверхностного разрушения, когда влияние дифференциального давления на скорость бурения незначительно и распознать зону АВПД по этому влиянию нельзя. Углубление за оборот более чем на 1/3 средней высоты зубьев шарошечных долот или вылета резцов для долот режуще-скалывающего действия PDC соответствует режиму интенсивного объемного разрушения, когда происходят максимальные изменения скорости бурения от дифференциального давления. Промежуточные значения углубления за оборот соответствуют режиму объемно-усталостного разрушения, когда влияние дифференциального давления на скорость бурения нарастает по мере усиления интенсивности разрушения. Эта закономерность справедлива как для шарошечных долот, так и для долот режуще-скалывающего действия PDC и проявляется более резко при низкооборотных способах бурения.
  
  Другая закономерность действия дифференциального давления связана с его величиной. По мере увеличения давления скорость бурения уменьшается с резко убывающим темпом и, когда давление достигает 3. 4 МПа, наступает стабилизация скорости на некотором минимальном уровне.
  
  В соответствии с предлагаемым способом раннее распознавание вхождения в зону АВПД производят следующим образом.
  
  На некоторой глубине, которая предшествует ожидаемой зоне АВПД (не менее 50. 100 м) контролируют углубление за оборот, механическую скорость бурения и литологический состав разбуриваемых пород. Если при этом углубление за оборот оказывается меньше 0,3. 0,4 мм, то предпринимают действия для повышения этого показателя (увеличивают нагрузки или снижают частоту вращения долота, изменяют его тип и др.).
  
  Устойчивое повышение скорости бурения (не менее 0,5 часа) при идентичной литологии разреза указывает на снижение дифференциального давления вследствие роста пластового давления. Начало этих изменений скорости соответствует дифференциальному давлению 3. 4 МПа. Отношение текущей скорости бурения к предшествующей указывает на приближение к области равновесия - равенству давлений промывочной жидкости с пластовым давлением. При отношении скоростей более 2,5. 3,0 для глинистых пород и 1,7. 2,0 для остальных пород забойные условия близки к равновесию, не более 0,5. 1,0 МПа.
  
  Если бурение осуществляют долотами с фрезерованными зубьями, когда из-за износа зубьев происходит снижение скорости во времени, сравнивают текущую скорость бурения с соответствующей по времени от начала долбления скоростью предшествующего долбления. При использовании долот с вставными зубками или долот PDC скорости бурения изменяются мало и это повышает точность прогнозирования пластовых давлений и достоверность распознавания зоны АВПД по данному способу.
  
  Таким образом, данные прогноза по контролю углублений за оборот и отношений текущей скорости к предшествующей скорости уточняют прогноз по притоку пластового флюида в скважину; особенно на ранней стадии вхождения в зону АВПД, когда притока вообще нет.
  
  Способ раннего распознавания вхождения в зону аномально высокого пластового давления (АВПД), включающий измерение технологических параметров по сигналам от наземных первичных преобразователей-датчиков, в частности измерение механической скорости бурения, и контроль режима разрушения пород на забое, а именно: поверхностный, объемно-усталостный или объемный, отличающийся тем, что в интервалах вхождения и дальнейшего разбуривания зон АВПД производят непрерывный контроль углубления забоя за один оборот долота и отношений текущей скорости бурения к соответствующей скорости в предшествующем долблении в одинаковых периодах времени от начала долблений и при идентичной литологии разреза, при этом контролируют углубление забоя за оборот долота более 0,3. 0,4 мм при одновременном устойчивом во времени более 0,5 ч повышении механической скорости по сравнению с предшествующей и прогнозируют величину дифференциального давления между давлением промывочной жидкости на забое и пластовым давлением в пределах 3. 4 МПа, при углублении забоя за оборот долота более чем на 1/3 средней высоты зубьев шарошечных долот или вылета резцов для долот режуще-скалывающего действия при одновременном повышении механической скорости в 2,5. 3,0 раза для глинистых пород и в 1,7. 2,0 раза для остальных пород прогнозируют величину дифференциального давления в пределах 0,5. 1,0 МПа.
  
  УДК 622.244.5 © В.Д. Горгоц, 2011
  
  Об опережающем прогнозировании аномально высокого пластового давления при бурении
  
  On keeping forward forecast of abnormally high formation pressure during drilling operations
  
  V.D. Gorgots (Tyumen Branch of SurgutNIPIneft)
  
  Probable relationships between abnormally high formation pressure and registered or calculated parameters are considered for developing method of such pressure under bottom-hole precise forecast. It is shown that there is correspondence between abnormally high formation pressure and acoustic logging data, gamma ray logging data, the formation temperature, and the formation thickness.
  
  Бурение поисково-разведочных скважин при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) часто осложняется нефтегазопроявлениями или авариями в виде открытых фонтанов. Очень сложной проблемой является вскрытие не традиционных для Западной Сибири коллекторов трещинно-кавернового типа, с неравномерно изменяющимся по площади пластовым давлением, когда коэффициент аномальности пластового давления Ка изменяется от 1,0 до 1,82. С учетом актуальности и сложности проблемы целью проведенных исследований было определение методов прогнозирования АВПД в любой точке входа в пласт до его вскрытия.
  
  Точных способов такого прогнозирования в процессе бурения каждой конкретной скважины не найдено. Исследования в этой области велись в основном для определения кровли пласта с АВПД [1, 2] и прогнозирования АВПД преимущественно после вскрытия пласта.
  
  Суть построенной диалектической модели состояла в следующем. Пласты с АВПД, как правило, объединяет наличие условно непроницаемых экранирующих горных пород - переходных зон от нормального порового давления к аномально высокому, равному АВПД на кровле и подошве пласта. Эти зоны должны являться источниками информации о термобарических и физико-химических характеристиках пласта с АВПД и насыщающего его флюида. В процессе исследований определялась возможная взаимосвязь признаков проявления АВПД в экранирующих горных породах и переходных зонах с регистрируемыми или расчетными параметрами с целью создания надежного метода точного прогнозирования АВПД в приближающемся пласте под долотом при бурении. Рассматривались методы, использующие приборы, которые можно разместить под долотом.
  
  Зависимость пластового давления вышележащих
  
  отложений от давления в пласте с АВПД
  
  При изучении скважин, пробуренных на один и тот же пласт с гидростатическим или аномально высоким пластовым давлени-
  
  ем, выявлено [3], что в некоторых скважинах при наличии АВПД в исследуемом пласте повышенное давление обнаружено и в вышележащем пласте (коэффициент аномальности достигал 1,17). Разница Ка вышележащего пласта и исследуемого с АВПД изменялась от 1,0 до 1,45, разница отметок залегания - от 40 до 65 м. Можно предположить, что между этими пластами существует газо- или гидродинамическая связь, но так как это явление отмечено в нескольких скважинах, исследования продолжаются.
  
  Прогнозирование пластового давления
  
  по данным сейсморазведки
  
  Поскольку сейсмические волны и волны акустического каротажа имеют одну природу, данные, полученные этими методами, должны отражать одни и те же физические изменения породы по разрезу, в первую очередь плотности. Определено, что выше и ниже пласта с АВПД располагаются верхняя (ВПЗ) и нижняя (НПЗ) переходные зоны с повышенным и высоким поровым давлением, которые можно считать частью покрышки. В ВПЗ поро-вое давление изменяется от нормального на кровле переходной зоны до аномально высокого на кровле пласта с АВПД. В НПЗ по-ровое давление изменяется от аномально высокого на подошве пласта с АВПД до нормального на подошве переходной зоны. При этом аномально высокое поровое давление на кровле и подошве равно аномально высокому пластовому.
  
  Для исследования использовались временные сейсмические разрезы, на которых была указана кровля пласта с АВПД. Разрезы увязывались с данными акустического каротажа. При сопоставлении разуплотнений пород по акустическому каротажу и изменений скорости на сейсмическом разрезе, соответствующих изменениям плотности пород, было выявлено, что профили кривых совпадают. При этом кровля пласта с АВПД по данным акустического каротажа ниже, чем по сейсмическим данным (рис. 1).
  
  Так как толщина пласта с АВПД известна, вычислялось время, за которое сейсмическая волна проходит толщину пласта на сейсмическом разрезе.
  
  Рис. 1. Сейсмический разрез (а) и данные акустического каротажа (б) по одной из скважин
  
  200 250 ЗОО 350 400 450
  
  Рис. 2. Пример расчета коэффициента аномальности пластового давления мическим данным
  
  При исследовании было принято, что изменение скорости волны в породах пропорционально изменению плотности пород. Так как экранирующие переходные зоны характеризуются наличием повышенных поровых давлений, должно наблюдаться изменение плотности пород.
  
  Для прогнозирования АВПД исследовались изменения скоростей сейсмических волн по временным разрезам. Рассмотрим расчет коэффициента аномальности Ка по скв. 52Р.
  
  Выбиралась вертикальная прямая линия, наиболее близкая к проекции скважины (см. рис. 2, а). После соединения точек экстремальных значений изменений скорости волны (рис. 2, б)
  
  была получена кривая, представленная на рис. 2, в. Определялись расстояния Х1 от точки экстремума против пласта с нормальным давлением и Х2 от точки экстремума против пласта с АВПД до вертикальной линии (рис. 2, г).
  
  Исходя из того, что амплитуда на разрезе прямо пропорциональна изменению плотности пород, можно считать, что это изменение амплитуды характеризует разуплотнение пород в кровле и подошве пласта.
  
  Первоначально коэффициент аномальности по сейсмическим данным Ка=Х2/Х1. Для скв. 52Р Ка=1,857.
  
  На данном этапе исследований при сравнении фактического и определенного по сейсмическим данным коэффициентов аномальности тенденция хотя и неявная наблюдается. Совершенствование методики расчета коэффициента аномальности по сейсмическим данным, в том числе с учетом осложняющих факторов, позволит уточнить зависимость.
  
  Прогнозирование АВПД по радиоактивности пород
  
  С учетом того, что при определении АВПД с помощью гамма-гамма-каротажа не требуется введения специальных поправок на влияние температуры, исследовалась возможность опережающего прогнозирования увеличения аномально высокого порового давления до АВПД в ВПЗ.
  
  Первый этап методики состоял в построении по данным гамма-каротажа угла ЛВС. Для этого проводили горизонтальную прямую линию через выделенную кровлю пласта с АВПД и прямую через надежно выделяемые экстремумы (минимум и максимум) на кривой ГК. Затем предварительно оценивалась зависимость угла ЛВС от АВПД в приближающемся пласте.
  
  Читайте также:

Методы прогнозирования зон авпд реферат

Содержание

Цель и задачи исследования

ЗАКЛЮЧЕНИЕ