CC BY
30УДК 533.98+622.03
М.А. Лобусев, к.т.н., доцент кафедры промысловой геологии нефти и газа, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: vipermic@gmail.com; Сон Зэчжан, аспирант кафедры промысловой геологии нефти и газа, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия); Дзянг Дженсюэ, профессор, декан Института нетрадиционного газа Китайского нефтяного университета (Пекин, Китай)
Прогнозирование пластового давления в глинисто-сланцевых коллекторах на примере региона С в бассейне Ордос
Показана превалирующая составляющая адсорбционного газа в общем объеме сланцевых залежей. Пластовое давление непосредственно влияет на адсорбцию сланцевого газа, а также на проектирование гидравлического разрыва пласта (ГРП). Правильный прогноз пластового давления играет ключевую роль не только при подсчете запасов сланцевой залежи, но и для проектирования системы разработки. В регионе С бассейна Ордос в пластах С7, С9 прогнозировалось аномально низкое пластовое давление (АНПД). В данной статье на основе анализа данных о проходке скважин (скорости бурения, dc-индекса) показано, что в исследуемых пластах существует аномально высокое пластовое давление, что дает возможность исправить ошибку прежнего прогноза. Пластовое давление непосредственно влияет на адсорбцию сланцевого газа: чем выше пластовое давление, тем больше доля адсорбционного газа. Лабораторные исследования путем построения многочисленных моделей подтвердили, что содержание адсорбционного газа является функцией от температуры и давления. Поэтому при исследовании сланцевого газа правильный прогноз порового давления играет важнейшую роль. Для прогнозирования геостатического давления тремя методами синтезировали плотность с поверхности. Показана эффективность метода Итона в Мексиканском заливе как наиболее широко используемого для прогнозирования порового давления в мире. Методом Итона рассчитывается аномально высокое пластовое давление, которое изменяется в пределах 20-28 МПа. Был сделан вывод, что результат импульсного тестирования образца отражает характеристики пород при нормальном уплотнении. Импульсный метод эффективен для калибровки линии нормального уплотнения.
Ключевые слова: сланцевый газ, аномально высокое пластовое давление, геостатическое давление, импульсный метод, метод Итона, синтезирование плотности.
M.A. Lobusev, RSU of oil and gas named after I.M. Gubkin (Moscow, Russia), PhD (tech.), senior lecturer of the Dept. of Production Geology; Song Zezhang, RSU of oil and gas named after I.M. Gubkin (Moscow, Russia), graduate of Production Geology; Jiang Zhenxue, Institute of unconventional gas China University of Petroleum (Beijing, China), Professor, Dean
Predicting of reservoir pressure in the clay-shale reservoirs with the use of the region C of the Ordos field
The dominant component of absorptive gas in the total amount of oil shale deposits has been shown. The reservoir pressure directly impacts the shale gas adsorption as well as hydraulic fracturing design. A correct forecast of the reservoir pressure plays an integral role both in shale deposit reserves calculation and mining method design. Abnormal low pressure was predicted in the region C of the Ordos field in reservoirs C7, C9. According to the analysis of drilling data (drilling speed, dc-index) the article shows that the reservoirs under investigation carry abnormally high pressure and this information gives a chance to correct the previous forecast error. The reservoir pressure directly affects the adsorption of shale gas: the more the reservoir pressure is the more adsorptive gas is there. Laboratory studies through building multiple models confirmed that the presence of adsorptive gas is in functional relation with temperature and pressure. That is why the right forecast in the investigation of interstitial shale gas pressure is of vital importance. To predict the geostatic pressure by three methods, the density of the surface has been synthesized. The Eaton method in the Gulf of Mexico has been shown as the effective one and the most widespread worldwide to predict interstitial pressure. The Eaton method calculates the abnormally high pressure that changes in the range of 20-28 MPa. We came to conclusion that the result of sample pulse testing shows the rock features in case of normal thickening. Pulse method is effective for normal line thickening trimming.
Keywords: share gas, abnormally high formation pressure, geostatic pressure, pulse method, Eaton method, synthesizing density.
20
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Об энергетических ресурсах залежей судят по величине начального пластового давления. Пластовое и геостатическое давления являются важнейшими параметрами при проектировании ГРП сланцевого коллектора. В залежи сланцевого газа сланцевый газ преимущественно слагается из двух компонентов и существует в адсорбционном и в свободном виде. Содержание адсорбционного газа составляет 20~85% от общего содержания газа сланцевой залежи. На практике используем моделирование изотермической адсорбции для того, чтобы построить модель связей между содержанием адсорбционного газа и давлением,температурой. Эта модель соответствует закону изотермической адсорбции Ленгмюра. В соответствии с законом Ленгмюра, адсорбционный газ определяется по формуле (1):
V хР
V = L
a"P+PL'
(1)
где Va - объем адсорбционного газа, м3/т;3
- объем по закону Ленгмюра, м3/т;
- давление по закону Ленгмюра, МПа; Р - поровое давление, МПа. Пластовое давление непосредственно влияет на адсорбцию сланцевого газа. Чем выше пластовое давление, тем больше доля адсорбционного газа. Лабораторные исследования путем построения многочисленных моделей подтвердили, что содержание адсорбционного газа является функцией от температуры и давления. Поэтому при исследовании сланцевого газа правильный прогноз порового давления играет важнейшую роль.
В исследуемой средней и нижней частях пласта С7, а также верхней С9 ранее прогнозировалось аномально низкое пластовое давление, что, на наш взгляд, являлось ошибкой.
Для расчета пластового давления использовалась формула (2):
т.е. при отношении Р,/РМго<1 существует АНПД.
При нормальном уплотнении под влиянием вышележащих пород с увеличением глубины залегания степень уплотнения и плотность породы возрастают, пористость уменьшается, порода становится плотнее. Соответственно, при бурении скорость уменьшается, а время проходки увеличивается. В зонах, где отмечено недоуплотнение, проявляется обратная зависимость: скорость проходки увеличивается, а время намного уменьшается.
Как показано на рисунке 1, в пласте С7 скважины А время бурения резко
PP=0.7xPh . ,
P hydro'
(2)
Рис. 1. Время прохода бурения по вертикали (скважина А)
Fig. 1. Time of vertical drilling (well А)
снижается с 28 до 2 мин./м. Это первое косвенное доказательство недоуплот-нения и наличия АВПД. Jorden и Shirley в 1965 г. на основе исследования C. Binghan установили связь между d-индексом и давлением:
«•W
(3)
где d - d-индекс; V - скорость бурения, м/мин.; D - диаметр ротора, см; N - скорость ротора, поворот в минуту; Ш - давление бурения. При нормальном уплотнении d-индекс увеличивается по мере углубления. В случае наличия пласта с высоким давлением d-индекс снижается, отклоняясь от тренда нормального уплотнения, что на рассматриваемом примере отмечается наличием АВПД. Чтобы устранить влияние бурового раствора, Rehm и McСlendon в 1971 г. ввели поправочное значение и установили dc-индекс с d-индекса. dc-индекс определяется по формуле (4):
dc=dx(GH/ECD),
(4)
где GH - нормальный градиент давления бурового раствора, г/см3; ECD - эквивалентная плотность бурового раствора, г/см3. При нормальном уплотнении по мере увеличения глубины порода становится более плотной. Соответственно, dc-индекс увеличивается по глубине, а коэффициент давления при нормальном уплотнении примерно равен 1. Как показано на рисунке 2, в пласте С7 dc-индекс снижается ступенчато, коэффициент давления увеличивается на значения выше 1, что свидетельствует о наличии в пласте С7 аномально высокого давления. Такое же явление было обнаружено в верхней части пласта С9, что позволяет судить о том, что в верхней части пласта С9 также присутствует аномально высокое давление.
Ссылка для цитирования (for references):
Лобусев М.А., Сонг Джеджанг, Дзянг Дженсюэ. Прогнозирование пластового давления в глинисто-сланцевых коллекторах на примере региона С в бассейне Ордос // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. No 8. С. 20-28.
Lobusev M.A., Song Zezhang, Jiang Zhenxue. Predicting of reservoir pressure in the clay-shale reservoirs with the use of the region С of the Ordos field (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 8. P. 20-28.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 8 august 2015
21
Рис. 2. Изменение dc-индекса и коэффициента давления по глубине Fig. 2. Dc-index change as well as pressure ratio in depth
ЫЧ-
* norm'
(5)
давлением понимают давление столба воды (с плотностью 1 г/см3) от плоскости замера до земной поверхности над точкой замера.
Гидростатическое давление определяется по формуле (6):
Phydro= Pxgxh^0°°,
(6)
В настоящее время широко применяется технология прогнозирования пластового давления с помощью ГИС-данных. В мире для прогнозирования порового давления наиболее широко используется метод Итога, основанный на опытах, проведенных в Мексиканском заливе. Давление по методу Итона определяется по формуле (5):
где Р - гидростатическое давление, МПа;У Г°
р - плотность воды, 1,0 г/см3; И - фактическая вертикальная глубина, м.
Гидростатическое давление в средней и нижней частях пласта С7 изменяется с 13 до 14, а в верхней части пласта С9 - с 14,5 до 15,5 МПа. Давление, оказываемое на пласт весом лежащей выше толщи горных пород, называется геостатическим. Геостатическое давление передается породами, а внутри породы - зернами, т.е. каркасом породы. Величина геостатического давления зависит от толщины и плотности вышезалегающих горных пород. Геостатическому давлению противодействует внутреннее пластовое давление, которое передается пластовой жидкостью. Геостатическое давление определяется интегральным методом по формуле (7):
Рис. 3. Данные ГГМ-П не полны (скважина A) Fig. 3. Insufficient density log data (well A)
где Pp - поровое давление, МПа; P - геостатическое давление, МПа;
over "
Phydro - гидростатическое давление,
МПа;
AC - акустическое отражение по ГИСу, мкс/м;
AC - акустическое отражение в трен-
norm j г г
довой линии, мкс/м; а , n - коэффициенты, а =1, n=3. Гидростатическое давление в пластах - давление столба подземного флюида (вода) от места измерения в пласте до зеркала грунтовых вод или уровня моря, избыточное по отношению к атмосферному. Под условным гидростатическим
Рис. 4. Экстраполяция данных ГГМ-П (скважина A)
Fig. 4. Data continuation of the density log (well A)
22
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
От1а
ГРУППА КОМПАНИЙ
РЕПУТАЦИЯ ОПЫТ ИННОВАЦИИ
• Технологическая и административная связь
• Диспетчерская связь и системы оповещения
• Автоматизация технологических процессов (АСУТП)
• Энергообеспечение
• Проектирование и строительство технологических объектов, в т.ч. ж/д инфраструктуры
• Быстрый и дешевый ремонт трубопроводов
• Энергосберегающая осветительная техника
Успешной работы на российском рынке
Участие в крупнейших проектах:
Ъ «Голубой поток»
Ъ Расширение ЕС Г для обеспечения подачи газа
в газопровод «Южный поток» на территории РФ } «Уренгой-По мары-Ужгород» > «Майкоп-Самурская-Сочи» Э «Ямбург-Тула»
Э «Сахалин-Хабаровск-Владивосток»
1
1Р
Сотрудничества с ОАО «Газпром»
Э «Бованенково-Ухта» Ъ «Джуб га-Лазаревское-Сочи»
> «Уренгой-Надым-Югорск»
Ъ «Северо-европейский газопровод»
> Объекты ОАО «Газпром» на Красной поляне
о
Активный участник программы импортазамещения:
Налажено производство в России современного поколения ЦАТС 513000
Освоено производство оборудования цифровых магистральных радиорелейных линий 501135001_Н Все системы АСУТП более 20 лет разрабатываются и производятся российской компанией ООО внедренческая фирма «ЭЛНА» (входит в ГК Сотйа)
123290, Россия, Москва, 1-й Магистральный тупик, д. 5А БЦ «Магистраль плаза» Блок С, 4 этаж, офис 402
Собственное производство
Москва
■Я
Саратов
ЛН
Екатеринбург
шт comitagroup.com
ГЕОЛОГИЯ
Pover=gC Dp(h)dh,
(7)
где Роуег - геостатическое давление, Па; д - ускорение свободного падения, 9,8 м/с2;
р(И) - плотность пород в глубине И (ГИС отражение по ГГМ-П), г/см3; TVD - фактическая вертикальная глубина, м.
Из этого следует, что главная информация для прогнозирования геостатического давления содержится в данных о плотности породы, которые можно получить с помощью ГГМ-П. Но в исследуемом регионе существуют следующие проблемы:
1) данные ГГМ-П получают не во всех скважинах;
2) не во всех скважинах данные ГГМ-П представлены в полном объеме. Как показано на рисунке 3, данные ГГМ-П имеются только по пласту ниже 490 м. Для прогнозирования геостатического давления имеет значение полнота данных о плотности, начиная с поверхности до искомого пласта, поэтому необходимо моделировать плотность в верхней части, где отсутствуют данные ГГМ-П. С помощью исследований литологи-ческого состава по вертикали путем экстраполяции моделируется плотность в верхней части, результат моделирования показан на рисунке 4. Экстраполяция проводится методом трендовой линии, проходящей через три точки. Формула трендовой линии определяется по формуле:
р t = р dl. +AxTVD,
•extra "mudline '
(8)
где рех1га - плотность экстраполяции, г/см3;
р ... - плотность глины на земле, г/см3;
^тиаипе '
TVD - фактическая вертикальная глубина, м;
А,а - параметр для моделирования. Как показано на рисунке 4, в соответствии с синей линией первая точка определяется как точка глины и находится на поверхности, т.е. фактическая вертикальная глубина равна нулю. В данном случае первая точка ртшШпе равна 2,108 г/см3. Вторая точка называется точкой мелкой глубины, она должна находиться в месте, где глубина невысокая, обычно выбирается начало
Рис. 5. Синтез кривой плотности (скважина A)
Fig. 5. Synthesizing of the specific gravity curve (well A)
Рис. 6. Метод нейронной сети для синтеза данных ГГМ-П (скважина A) Fig. 6. Neural net method for density log data synthesizing (well A)
24
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Шале. Архитектура и дизайн. ЖК «Аллегро-Парк»
Жить в шале - это жить в атмосфере тепла, комфорта, стабильности, покоя и преемственности поколений.
Стиль «шале» зародился на юге-востоке Франции, на границе с Италией и Швейцарией, В переводе с французского «chalet« - шаль, тепло и швейцарский домик в горах. Такие дома строились по принципу «каменный низ, деревянный верх», который до сих пор остается главным и неизменным.
Одним из наиболее ярких и соответствующих характерным чертам стиля из недавно вышедших на рынок в Санкт-Петербурге является жилой комплекс «Аллегро-Парк» в Приморском районе в поселке Лисий Нос, в котором всего 33 дома площадью от 187 до 305 кв. м..
Просторные помещения высотой 3 метра, панорамные окна, террасы, возможность отдыха на крыше, скошенный потолок с деревянными балками и окном над спальной зоной 3-го этажа, наличие гардеробных и ванных комнат на каждом этаже, полноразмерная лестница - все это в совокупности с крытым парковочным местом на собственном земельном участке позволяет утверждать, что дома ЖК «Аллегро-Парк» соответствуют правилам и требованиям стиля и подходят тем, кто ценит романтичность, спокойствие, комфорт и уют, а сам гостеприимен по натуре,
Собранные в блоки дома дают возможность как общения с соседями, так и совместного несения затрат на содержание и охрану комплекса в целом. При этом ар-
хитекторы и конструкторы домов сделали все возможное, чтобы отделить дома друг от друга: раздельные фундаменты, стены и перекрытия, индивидуальные подключения домов к городским сетям, живые изгороди и смещение домов относительно друг друга создают атмосферу независимости и уединения, соответствующую понятию «шале».
Для покупателей доступны к заказу множество опций, среди которых; установка лифта, каминов на каждом этаже, центральный пылесос, кондиционирование, а также полная отделка по авторскому дизайн-проекту.
Варианты дизайн-проекта и помощь дизайнера предлагается всем покупателям домов - надо только выбрать и оплатить тот или иной вариант, а работы возьмут на себя строители.
Главное преимущество ЖК «Аллегро-Парк» - это удобное расположение в черте Санкт-Петербурга, позволяющее гармонично сочетать безмятежность загородной жизни со всеми прелестями развитой городской инфраструктуры. В пешеходной доступности комплекса расположены железнодорожная станция, школа, детский сад, стадион, пляж, парки, центр Лисьего Носа.
Приморское шоссе, кольцевая дорога, Выборгско-Приморская железнодорожная ветка обеспечивают уникальную транспорт-
ную доступность. До центра Санкт-Петербурга можно добраться на автомобиле за 20 минут. Удобно добираться до Сестрорец-кого курорта, ресторанов, спа-комплексов и бассейнов, расположенных на побережье Финского залива, песчаных пляжей Репино и Солнечного, а также горнолыжных и туристических комплексов Курортного района и области. За несколько минут жители жилого комплекса «Аллегро-Парк» могут доехать до крупных торговых центров и супермаркетов: «Лэнд», «Меркурий», «Гарден Сити», «Атлантик Сити», расположенных в Лахте и по ул. Савушкина.
В пяти километрах возводится башня Лахта-центра, со станцией метро Лахта!
Простор Финского залива, хвойные леса и песчаные дюны - настоящее природное богатство. Летом морской ветер укрощает жар, исходящий от прогретого солнцем песка, а сосновый лес дарит прохладу и целебный аромат хвои. Зимой на Финском заливе причудливыми скалами громоздятся ледяные торосы, а там, где летом был пляж, пролегают дорожки для лыжных прогулок. Элитные таун-хаусы жилого комплекса «Аллегро-Парк» очень гармонично вписываются в эту умиротворенную атмосферу, В любое время года природа побережья Финского залиеа радует своей красотой.
Закажите просмотр объекта, чтобы убедиться, что за 20 мин вы сможете доехать на автомобиле от оживленного центра Санкт-Петербурга до тишины хвойного леса и свежего морского воздуха в ЖК «Аллегро-Парк».
Продажи осуществляются путем вступления в ЖСК « Аллегро-Парк» и уплаты паевых взносов, а также заключается договор на приобретение земельного участка в собственность.
Аллегро-Парк
+7 (921) 906-64-04
www.allegro-park.ru
Застройщик: ЗАО «Стройкомплекс XXI». С проектной декларацией можно ознакомиться на сайге www.aflegro-park.ru. Реклама
ОВД©
ГЕОЛОГИЯ
Рис. 7. Построение трендовой линии нормального уплотнения Fig. 7. Construction of the normal compaction trend line
ГГМ-П. В данном случае глубина второй точки равна 481,7 м, и соответствующая плотность равна 2,46 г/см3. Третья точка называется глубокой, она должна находиться в зоне больших глубин. В данном случае глубина третьей точки равна 1066,83 м, соответствующая плотность - 2,53 г/см3. Выбор трендовой линии должен осуществляться в соответствии с двумя правилами. Во-первых, вторая и третья точки должны находиться в области, литологический состав которой соответствует сланцу или аргиллиту. Во-вторых, трендовая линия плотности должна совпадать с трендом существующих ГГМ-П данных. Таким образом, методом экстраполяции получаем плотностную кривую верхней части. В совокупности с имеющимися данными получаем полную информацию по плотности с поверхности, как показано в третьей колонке рисунка 4. Для скважин, по которым данные ГГМ-П отсутствуют, можно синтезировать кривую плотности с помощью данных АК. Метод определения синтетической кривой ГГМ-П называется методом Гарднера, плотность определяется по формуле (9):
= axv,
(9)
где pGardner - плотность, определенная с помощью модели Гарднера, г/см3; а - безразмерный коэффициент скорости, опытное значение - 0,23; ß - безразмерный индекс скорости, опытное значение - 0,25; V - волновая скорость, фут/сек. Как показано на рисунке 5, из сопоставления синтезированной кривой плотности (DEN_GARDNER) с кривой ГГМ-П (DEN) в скважине A следует, что полученная кривая плотности практически полностью совпадает с кривой ГГМ-П. Данный способ эффективен для моделирования плотности при отсутствии данных ГГМ-П. Обычно применяется обратная зависимость по ГГМ-П, моделируются данные АК (псевдоакустический каротаж), однако в данном случае решалась противоположная задача. В скважинах, где отсутствуют данные ГГМ-П, синтезированные данные можно получить с использованием BP-нейрон-ной сети.
Выбираем скважину А, где существуют данные ГГМ-П, для того чтобы исследовать связь между ГГМ-П с другими данными ГИС. Поскольку во всех сква-
Рис. 8. Результат тестирования скорости продольной волны в лабораторных условиях для образца длиной 50,3 мм диаметром 25 мм, полученного с глубины 1614,04 мм
Fig. 8. Results of the longitudinal wave speed testing in laboratory environment for the sample 50.3 mm in length and 25 mm in diameter that has been obtained from 1614.04 mm depth
26
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
жинах существуют данные АК, ЭС, ГК, мы можем использовать их в качестве входных слоев ВР-нейронной сети, а ГГМ-П - в качестве выходного слоя. Построим функцию ГГМ-П от АК, ЭС, ГК в скважине А, как показано на рисунке 6, с помощью метода ВР-нейронной сети. Синтезированная кривая плотности соответствует данным ГГМ-П, что позволяет нам судить о достаточной надежности полученной зависимости на основе использования метода ВР-нейронной сети. Полученную функцию применяем в других скважинах, где отсутствуют данные ГГМ-П. Следует отметить, что в некоторых регионах из-за высокой неоднородности сланцев метод ВР-нейронной сети для синтеза данных о плотности не очень надежен. Поэтому его имеет смысл применять только по скважинам, расположенным в непосредственной близости от скважины А, для которой была построена функция ГГМ-П от АК, ЭС, ГК. Таким образом получаем полную кривую плотности, начиная с поверхности, и по формуле (6) интегральным методом вычисляем геостатическое давление, которое в средней и в нижней частях пласта С7 изменяется с 32 до 33, а в верхней части пласта С9 - с 35,5 по 36,5 МПа.
По методу Итона полулогарифмическая трендовая линия используется в качестве трендовой линии нормального уплотнения, как показано на рисунке 7. Трендовая линия нормального уплотнения определяется по формуле (10):
A
MD tw) 1:10000 о --- Pciver МПа Pp -- 55 Пласт
n МПа Phydro 55
0 МПа 55
[■ 600 j- 700 f 800 V
л M
0\
1 \ r \
b_ 1 \
i- 1100 г 1200 -[■ 1300 J [■ 1400 J : 1SDD \
\ \
\ Л
rU
\ 00 и
L 1600 Ш x ^ \ a-- U
Рис. 9. Результат прогнозирования пластового давления (скважина A) Fig. 9. The result of the reservoir pressure forecast (well A)
logAC=AC+kxTVD,
(10)
где TVD - фактическая вертикальная глубина, м;
АС - акустическое отражение при нормальном уплотнении, мкс/м; АС0 - акустическое отражение на поверхности.
Для калибровки трендовой линии акустического отражения при нормальном уплотнении импульсным методом проводится тестирование волновой скорости в образце керна в лабораторных условиях. Применяют импульсы с одной стороны образца, затем измеряется время прохода импульса с другой стороны. Совместно с временем прохода и длиной образца можно вычислить продольную и поперечную скорости волны в образце. При тестировании зонд возбуждения и зонд приема тесно зафиксированы с двух сторон образца связывающим агентом. Сравнив разницу фаз волны в двух зондах, можно вычислить скорость волны. В ходе тестирования давление на образец постепенно увеличивается и измеряются соответствующие скорости волн.
Полученный результат тестирования скорости продольной волны показан на рисунке 8. Данный образец получен с глубины 1614,04 м, длина образца - 50,3 мм, диаметр - 25 мм. На правой части рисунка 7 показано, как АК снижается по мере увеличения давления. Как видно из графика, по мере увеличения давления с 20 до 90 МПа АК уменьшается с 210 до 207 мкс/м. Далее при сопоставлении с трендовой линией правой части картинки на глубине 1614,04 м отмечено, что в трендовой линии при нормальном уплотнении значение АК составляет 210 мкс/м. Трендовая линия нормального уплотнения совпадает с результатом лабораторных анализов.
Рис. 10. Корреляция скважин по прогнозированному пластовому давлению Fig. 10. Spacing out of wells due to the predicted reservoir pressure
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 8 august 2015
27
При залегании аргиллитов и сланцев значительной мощности пластовый флюид в краевых частях, вблизи кровли подошвы аргиллитов и сланцев, может успешно вытесняться из пород, а во внутренней области большая часть пластового флюида остается в породе. Так, для средней части пласта для флюида образуется «замкнутая система» с образованием пространства, характеризующегося аномально высоким поровым давлением. Флюид в этом пространстве не только выдерживает гидростатическое давление, но и часть литостатического давления, которое должно было выдерживаться каркасом породы, т.е. часть геостатического давления. Этот процесс является основным для образования АВПД при значительных толщинах глинисто-аргиллитовых отложений.
После выноса керна «замкнутая система» разрушается, поровая структура на поверхности перестраивается, а поровый флюид перераспределяется. После таких изменений на поверхности аномально высокое давление в керне, как правило, невозможно определить,
и образец характеризует «нормальные» условия уплотнения. В этой связи лабораторные тестирования волновым методом эффективны для калибровки линии нормального уплотнения.
Таким образом, получаем линию нормального уплотнения для скважины А, определяемую по формуле (11):
1од10АС=-0.0305145х™+261.7091, (11)
где АС - акустическое показание, мкс/м; TVD - фактическая вертикальная глубина, м.
Как показано на рисунке 9, в средней, нижней частях пласта С7 и в верхней части пласта С9 было прогнозировано аномально высокое пластовое давление.
Пластовое давление в средней и нижней частях пласта С7 и верхней части пласта С9 изменяется от 20 до 28 МПа, коэффициент давления (отношение пластового давления к гидростатическому) - от 1,3 до 2. На рисунке 10 отражена корреляция скважин по прогнозированному пла-
стовому давлению. Таким образом, в результате исследований по всему региону было прогнозировано в средней, нижней частях пласта С7 и в верхней части пласта С9 аномально высокое пластовое давление.
ВЫВОДЫ
1. Установлен механизм образования АВПД в толщах глинисто-сланцевых пород.
2. Разработан и адаптирован к конкретным геологическим условиям метод прогнозирования пластового давления в глинисто-сланцевых породах.
3. В лабораторных условиях импульсный метод тестирования образца эффективен для калибровки линии нормального уплотнения.
4. В средней, нижней частях пласта С7 и в верхней части пласта С9 существует аномально высокое пластовое давление, которое изменяется от 20 до 28 МПа.
5. Доказана эффективность применения метода Итона для прогнозирования пластового давления в регионе С Ордосского бассейна.
Литература:
1. Каналин В.Г., Вагин С.Б., Токарев М.А. Нефтепромысловая геология и гидрогеология. М.: Недра, 1997.
2. Лобусев А.В., Страхов П.Н., Лобусев М.А Новый подход к оценке и прогнозу продуктивности нефтегазонасыщенных пород // Академический журнал Западной Сибири. 2014. № 2 (51). Т. 10. С. 45-46.
3. Чжан Цзиньчуань, Сюй Бо, Нэ Хайкуань. Потенциал разведки сланцевого газа в Китае // Газовая промышленность. 2008. № 6 (28). С. 136-140.
4. Тан Ин, Чжан Цзиньчуань, Лю Чжуцзяни др. Методом десорбции измерить содержание сланцевого газа и улучшение метода // Газовая промышленность. 2011. № 10 (31). С. 108-111.
5. Сюн Вэй, Го Вэй, Лю Хунлинь др. Характеристики сланцевого коллектора и характеристики изотермической адсорбции сланца // Газовая промышленность. 2012. № 01 (32). С. 113-116.
6. Mario A.G., Neil R.B., Brent A.C. Calibration and ranking of pore-pressure prediction models. The Leading Edge, 2006, 25(12): 1516-1523.
7. Eaton B.A. The Effect of Overburden Stress on Geopressure Prediction from Well Logs. Journal of Petroleum Technology, 1972.
8. Eaton B.A. The Equation for Geopressure Prediction from Well Logs. SPE5544, 1975.
9. Eaton B.A., Eaton T.L. Fracture gradient prediction for the new generation. World Oil, 1997: 93-100.
10. Watching Rocks Change - Mechanical Earth Modeling. Oilfield review. 2003.
References:
1. Kanalin V.G., Vagin S.B., Tokarev M.A. Neftepromyslovajageologija igidrogeologija [Oil-field geology and hydro geology]. Moscow, Nedra Publ., 1997.
2. Lobusev A.V., Strakhov P.N., Lobusev M.A. Novyj podhod k ocenke i prognozu produktivnosti neftegazonasyshhennyh porod [A new approach to the evaluation and forecast of hydrocarbon filled rocks productivity]. Akademicheskij zhurnal Zapadnoj Sibiri = West Siberia Academical Journal, 2014, No. 2 (51), Vol. 10. P. 45-46.
3. Chzhan Tszinchuan, Syuy Bo, Ne Khaykuan. Potencial razvedki slancevogo gaza v Kitae [Potential of shale gas exploration in China]. // Gazovaja promyshlennost' = Gas Industry, 2008, No. 6 (28). P. 136-140.
4. Tan In, Chzhan Tszinchuan, Lyu Chzhutszyan et al. Metodom desorbcii izmerit' soderzhanie slancevogo gaza i uluchshenie metoda [Desorption method to measure the content of the shale gas and improving of method]. Gazovaja promyshlennost' = Gas Industry, 2011, No. 10 (31). P. 108-111.
5. Syun Vey, Go Vey, Lyu Khunlin et al. Harakteristiki slancevogo kollektora i harakteristiki izotermicheskoj adsorbcii slanca [Characteristics of shale pool and characteristics of isothermal shale adsorption]. Gazovaja promyshlennost' = Gas Industry, 2012, No. 01 (32). P. 113-116.
6. Mario A.G., Neil R.B., Brent A.C. Calibration and ranking of pore-pressure prediction models. The Leading Edge, 2006, 25(12): 1516-1523.
7. Eaton B.A. The Effect of Overburden Stress on Geopressure Prediction from Well Logs. Journal of Petroleum Technology, 1972.
8. Eaton B.A. The Equation for Geopressure Prediction from Well Logs. SPE5544, 1975.
9. Eaton B.A., Eaton T.L. Fracture gradient prediction for the new generation. World Oil, 1997: 93-100.
10. Watching Rocks Change - Mechanical Earth Modeling. Oilfield review. 2003.
28
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
