CC BY
139
СВЕРХГИДРОСТАТИЧЕСКИЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ В ГЕОФЛЮИДАЛЬНОЙ СИСТЕМЕ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НИЖНЕГО МЕЛА И ЮРЫ ЯМАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Д.А. Соин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Твердые, жидкие и газообразные составные части литолого-флюидальных систем земной коры находятся под воздействием различных силовых полей, включая гравитационное. Горное давление вышележащих пород имеет градиент около 2,3-2,4 т/м.
В свою очередь, геофлюиды - пластовая и поровая разноминерализованная вода, соответственно, в проницаемых природных резервуарах и внутри слабопроницаемых пород, нефть и газ в свободном состоянии в виде крупных залежей и микроскоплений в коллекторских горизонтах находятся под воздействием пластового и порового флюидальных давлений. Пластовое геофлюидаль-ное давление в коллекторских горизонтах - важнейший параметр, от которого зависят условия поисков, разведки, подсчета запасов, освоения и эксплуатации месторождений и залежей углеводородов (УВ).
Различают пластовые давления (ПД) «нормальные», близкие к условному гидростатическому давлению с градиентом 0,01 МПа/м (в диапазоне отношений Рпл/Руг от 0,90 до 1,10) и аномальные, с коэффициентом аномальности более 1,10 и менее 0,90.
Вопросы распространения аномальных давлений в различных геологических условиях разновозрастных осадочных бассейнов и теоретические проблемы их генезиса обсуждаются в ряде работ [1-3]. Универсальным «следствием», определяющим возникновение аномально-высоких пластовых давлений (АВПД), является затрудненный отток геофлюидов (воды, нефти, газа) из природных резервуаров по мере их генерации и эмиграции на фоне ухудшающихся емкостных свойств пород-коллекторов (гравитационное уплотнение, эпигенетическая цементация и др.). Это отмечают практически все исследователи проблемы возникновения, распространения и сохранности ПД выше гидростатического.
В объеме осадочного чехла мезозойско-кайнозойского возраста Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (ЗСМП) аномально-высокие флюидальные пластовые давления (АВФПД) установлены в ее северных областях: Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Гыданской и Ямальской, в нижних горизонтах неокома и в юрском продуктивном комплексе. Изучению распространения, генезиса (возникновения и сохранности) и вопросам прогнозирования АВПД Западной Сибири посвящено сравнительно мало работ [4, 5].
Анализ данных замеров ПД п-ва Ямал показал, что пластовые давления распределены неравномерно и изменяются в широких пределах: от пониженных (с коэффициентом аномальности (Ка) - 0,9 в Приуралье, в районе Новопортовского НГКМ) до аномально высоких (Ка > 2 в юрском продуктивном комплексе Харасавейского ГКМ).
В целом, АВФПД распространены в северной части полуострова, стратиграфически приурочены к юрским отложениям и характерны для глубин свыше 2,5 км, исключение составляют нижнемеловые готерив-валанжинские горизонты Харасавэйского ГКМ и залежи, приуроченные к ачимов-ской нижнемеловой толще на юге полуострова (рис. 1). На остальных площадях в меловом комплексе зафиксированы пластовые давления, близкие или равные условному гидростатическому, отклонения находятся в пределах избыточного давления в соответствии с высотой газонасыщенных пластов. В объеме залежей УВ давления в сводовых частях некоторых крупных залежей превышают гидростатическое на 1,1-1,2.
Изолирующей зону с «нормальными» давлениями от зоны с АВФПД на Ямале выступают совместно ахская глинистая свита неокома (300-500 м) и подстилающая ее верхнеюрская глинисто-кремнистая толща (30-150 м). Исключение составляет Харасавэйское ГКМ (рис. 2), где АВФПД проявляется значительно выше. Начиная с глубины 2100 м (пласт ТП24) наблюдается повышение давления, достигающее 39 МПа, градиент пластового давления колеблется в пределах 1,65-1,75 МПа/100 м, иногда достигая 1,90 МПа/100м. Максимальные давления замерены в горизонте Ю2. 3 на глубине 3300 м, где оно приближается к величине литостатического давления с ко -эффициентом аномальности более 2,0.
О ,
о°^>
*^И)1(БЯ10)
1.02(бяю) Л
(У 1.0(^126)/1 34(ДЧ1)
/1.23(НП7Ь ^ , \
1 •, ^ 1Д) 1 (БЯ8)
Условные обозначения:
контуры месторождении и локальных структур:
I - Харасавэйское
II - Бованенковское
III - Нейти некое
IV - Арктическое
V - Западно-Сеяхи некое
VI - Малыгинекое
VII - Тамбейская группа
VIII - Новопортовское
IX - Мапоямальское
1 00(НП5 10) Р^РГ' в нижнемеловых отложениях (самый нижний ' в меловой горизонт, в котором был произведен замер Рт)
1.00
в юрском горизонте Юа
Рис. 1. Схема изменения Ка (Рпл/Рух) пластовых давлений в нижнемеловых и в кровле среднеюрских отложений
Рис. 2. Изменение пластовых флюидальных давлений с глубиной по разрезу Харасавэйского месторождения
Наибольший интерес с точки зрения развития АВФПД представляют собой юрские отложения, где ПД изменяются в широких пределах - от равных условно гидростатическому до аномально высоких. О характере распространения давлений в юрской коллекторской толще по всему полуострову судить сложно, имеются данные по манометрическим замерам только по 11 площадям (табл. 1). АВФПД установлены в пределах Бованенковского, Малыгинского, Харасавэйского, месторождений Тамбейской группы.
На многих площадях количество замеров ПД недостаточно, однако по опыту бурения глубоких скважин с утяжеленным буровым раствором можно говорить о повсеместном проявлении АВФПД в юрской толще на всей территории области севернее линии месторождений Усть-Юрибейское -Мало-Ямальское - Новопортовское. Характер и природа разнообразия ПД в юре должна быть установлена, чтобы обеспечить качественную проводку скважин, вскрытие пласта, а также учесть энергетические ресурсы залежи при проектировании разработки.
Наиболее полно флюидобарическое поле юры изучено на Бованенковском и Новопортовском месторождениях, где в юрской толще открыты значительные по запасам газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные залежи.
На Бованенковском месторождениии появление АВФПД связано с юрской толщей (рис. 3), где в горизонах Ю2-3 начиная с глубин 2500 м зафиксированы ПД с коэффициентом аномальности 1,511,72 на южном куполе и 1,49-1,60 на северном. Ниже - в горизонтах Ю6-7 Ка составляет в среднем 1,54, в горизонтах Ю10(1-3) среднее значение Ка - 1,59, максимальные давления на месторождении зафиксированы при испытании палеозойских отложений (58,8 МПа). Таким образом, градиент давлений в юрской толще составляет в среднем 1,51-1,58 МПа/100 м, достигая 1,72 МПа/100 м в доюр-ских отложениях.
Таблица 1
Данные замеров пластового давления в юрском комплексе Ямальской НГО
Площадь Горизонт Кол-во замеров Рпл, Мпа Глубина, м Р /Р ' пл'' у.г.
Новопортовская юн2-6 33 19,5-21,1 1950-2110 ,01 V со ,9 0,
ЮН12-13 9 21,3-25,6 2400-2600 0,97*-1,01
Р7 13 21,1-28,6 2729-3267 ,01 V 0* ,9 0,
Малоямальская Ю2-3 3 23,2-24,9 2320 1,00-1,07
Усть-Юрибейская Ю2-3 1 23,4 2340 1,01
Арктическая Ю2-3 1 33,7 3100 1,10
Бованенковская Ю2-3 25 40,3-47,1 2480-2747 1,46-1,69
Ю7-8 11 43,4-48,6 2680-3020 1,49-1,65
Ю10-12 4 49,1-58,4 3070-3400 1,56-1,72
Р7 1 58,8 3410 1,72
Верхнетиутейская Ю2-3 2 43,6-45,7 3100 1,41-1,47
Северо-Тамбейская Ю2-3 1 52,3 3510 1,49
Малыгинская Ю2-3 5 54,1-67 3500-3550 1,53-1,90
Юб-7 1 71 3720 1,91
Южно-Тамбейская Ю2-3 1 58 3800 1,53
Западно-Тамбейская Юб-7 1 62,2 3660 1,71
Харасавэйская Ю2-3 1 66,4 3330 2,01
* Недовосстановленные в процессе опробования ПД.
Р, МПа
О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
4500
Н, м
Рис. 3. Изменение пластовых флюидальных давлений с глубиной по разрезу Бованенковского месторождения
На Новопортовском месторождении АВФПД не наблюдается (рис. 4), величины пластовых давлений соответствуют условному гидростатическому, разбросы изменяются в пределах точности замеров. В меловой части величина Ка равна 0,98-1,03, снижаясь в отдельных скважинах до
0,90, в юрской находится в пределах 0,97-1,02, в палеозойской - несколько выше, но не превышает 1,07 МПа/100 м.
Рис. 4. Изменение пластовых флюидальных давлений с глубиной по разрезу Новопортовского месторождения
По вопросу о причинах возникновения АВФПД на Ямале единого мнения не существует. В различных публикациях распространение АВФПД связывают с особенностями глинизации разреза, ко -торая контролирует его экранирующие свойства; вертикальной миграцией флюидов из зон с большими давлениями; геотермическим фактором; процессами интенсивной газогенерации.
В работе [5] авторы, исходя из того факта, что на большинстве месторождений Ямала АВФПД развиты под глинистыми породами ахской свиты, связывают распространение АВФПД с особенностями герметичности глинистой верхнеюрско-валанжинской покрышки, которые зависят от минералогических особенностей, степени катагенеза, разломного и других факторов. АВФПД в меловых отложениях на Харасавэйском ГКМ авторы объясняют газодинамической связью с юрскими породами, которая обусловлена выявленным здесь ранее крупным разрывным нарушением, секущим фундамент и часть осадочного чехла (юра-неоком). В результате флюиды из нижележащих отложений переместились в верхние горизонты. С этим фактом авторы связывают и появление здесь тепловой аномалии. Отсутствие АВФПД в юрской части Новопортовского НГКМ объясняется раз-ломной нарушенностью ловушек, которая в условиях вертикальной миграции УВ привела к полному «стравливанию» избыточных давлений до нормальных и накоплению в ловушках более тяжелых
УВ, в частности нефти. Таким образом, формирование Новопортовского месторождения находится на завершающей стадии развития с частичным разрушением УВ-скоплений в неогеновое время.
Отсутствие ПД, превышающих их гидростатический уровень в нижнемеловых отложениях остальных месторождений и разбуренных площадей, связано с улучшенными экранирующими свойствами глинистой толщи верхней юры - валанжина, которая выступает в качестве барьера, изолирующего юрский комплекс, который в свою очередь способствует развитию АВФПД в горизонтах Ю2. 3 и нижележащих. В связи с этим ожидается повсеместное развитие АВФПД в газовых и газоконденсатных неоткрытых залежах юрского нефтегазоносного комплекса в северной части области, где кровля юры погружается на глубины 3,4-4,0 км и более, а верхнеюрско-валанжинская изолирующая толща имеет значительную мощность. На юге полуострова остаются хорошие перспективы открытия как газоконденсатных, так и нефтяных залежей в юрских отложениях [5], но в связи со значительным сокращением разреза и близостью окраины седиментационного бассейна (менее 150-120 км) превышение ПД над Ршуг в них будет составлять около 1,02-1,10.
Список литературы
1. Мелик-Пашаев В. С. Аномально высокие пластовые давления на нефтяных и газовых месторождениях / В.С. Мелик-Пашаев, Э.М. Халимов, В.Н. Серегина. - М.: Недра, 1983. - 181 с.
2. Тиссо Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте; пер. с англ. - М.: Мир, 1981. - 501 с.
3. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления / У.Х. Фертль; пер. с англ. - М.: Недра, 1980. -397 с.
4. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.Д. Копеев. - М.: Недра, 2003. - 351 с.
5. Калятин О.А. Особенности распределения аномально высоких пластовых давлений в нефтегазоносных отложениях Ямала в связи с разведкой и разработкой газовых месторождений / О.А. Калятин, Н А. Васин. - М.: ВНИИГАЗ, 1986. - 87 с.
