2020-06-08
231
Определение поровых давлений производилось тремя методами: по плотности глин, по данным ГИС и по параметрам буримости. Последний из методов представлен в трех вариантах: по программе, заложенной в компьютерную систему АМТ-101, по способу предложенному в РД 39-0147716-102-87 и по разработкам Северо-Кавказского технического бюро промысловой геофизики.
Результаты определения поровых давлений
(сводная таблица)
| Глубина, м | По проекту | По АМТ-101 | По РД 39-0147716-102-87 | По СКТБ | По ГИС | По плотности глин | Название и возраст определяемой породы |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 800 | 0,0112 | 0,0104 | 0,0105 | 0,0100 | 0,0101 | 0,0105 | |
| 825 | 0,0112 | 0,0104 | 0,0105 | 0,0100 | 0,0101 | 0,0105 | Глины сармат |
| 850 | 0,0112 | 0,0104 | 0,0105 | 0,0100 | 0,0101 | 0,0105 | |
| 875 | 0,0112 | 0,0103 | 0,0105 | 0,0100 | 0,0101 | 0,0105 | |
| 925 | 0,0112 | 0,0101 | 0,0105 | 0,0102 | 0,0101 | 0,0105 | |
| 1025 | 0,0112 | 0,0104 | 0,0105 | 0,0101 | 0,0101 | 0,0105 | |
| 1100 | 0,0112 | 0,0099 | 0,0105 | 0,0108 | 0,0101 | 0,0106 | … |
| 1175 | 0,0112 | 0,0098 | 0,0105 | 0,0107 | 0,0105 | 0,0112 | Глины Майкоп |
| 1200 | 0,0112 | 0,0097 | 0,0105 | 0,0107 | 0,0105 | 0,0112 | |
| … | … | … | … | … | … | … | |
| 1900 | 0,0112 | 0,0112 | 0,0122 | 0,0120 | 0,0119 | 0,0131 | |
| 1950 | 0,0112 | 0,0105 | 0,0121 | 0,0121 | 0,0105 | 0,0131 | |
| 2025 | 0,0112 | 0,0105 | 0,0120 | 0,0121 | 0,0105 | 0,0106 | |
| 2050 | 0,0112 | 0,0104 | 0,0120 | 0,0119 | 0,0100 | 0,0126 | |
| 2075 | 0,0112 | 0,0104 | 0,0120 | 0,0119 | 0,0100 | 0,0126 | |
| 2100 | 0,0112 | 0,0104 | 0,0120 | 0,0115 | 0,0100 | 0,0126 | … |
| 2125 | 0,0112 | 0,0104 | 0,0120 | 0,0100 | 0,0100 | 0,0126 | Глины эоцен |
| 2150 | 0,0112 | 0,0104 | 0,0120 | 0,0106 | 0,0100 | 0,0126 | |
| 2170 | 0,0112 | 0,0104 | 0,0121 | 0,0105 | 0,0140 | 0,0126 | |
| 2200 | 0,0112 | 0,0120 | 0,0121 | 0,0110 | 0,0140 | 0,0118 | |
| 2225 | 0,0112 | 0,0125 | 0,0121 | 0,0116 | 0,0127 | 0,0118 | |
| 2850 | 0,0112 | 0,0100 | 0,0134 | 0,0120 | 0,0127 | 0,0105 | … |
| 2875 | 0,0112 | 0,0100 | 0,0134 | 0,0120 | 0,0127 | 0,0105 | Аргиллитоподобные глины палеоцена |
| 2900 | 0,0112 | 0,0097 | 0,0135 | 0,0120 | 0,0127 | 0,0105 | |
| 2925 | 0,0112 | 0,0090 | 0,0135 | 0,0128 | 0,0127 | 0,0105 | |
| 2950 | 0,0112 | 0,0090 | 0,0136 | 0,0128 | 0,0127 | 0,0105 | |
| 2975 | 0,0112 | 0,0099 | 0,0136 | 0,0128 | 0,0127 | 0,0105 | |
| 3000 | 0,0112 | 0,0097 | 0,0137 | 0,0132 | 0,0100 | 0,0100 | |
| 3070 | 0,0112 | 0,0107 | 0,0137 | 0,0132 | 0,0100 | 0,0100 | |
| 3120 | 0,0112 | 0,0103 | 0,0138 | 0,0132 | 0,0100 | 0,0100 | |
| 3150 | 0,0112 | 0,0103 | 0,0138 | 0,0132 | 0,0100 | 0,0100 | … |
| 3620 | 0,0112 | 0,0111 | 0,0145 | 0,0138 | 0,0105 | 0,0100 | Арг. верхнего мела |
| … | … | … | … | … | … | … | … |
Анализ представленного в таблице материала показывает наибольшую схожесть результатов определений поровых давлений по АМТ-101 и по плотности глин. Графики, построенные по этим показаниям, совпадают, как в деталях, так и по величине поровых давлений.
Дальнейшее бурение скважин на Юбилейной площади предлагается проводить на промывочных жидкостях с удельным весом, приготовленных с учетом данных о пластовых и поровых давлениях, полученных по этим методам. Буровые растворы применяющиеся в настоящее время на Юбилейной площади не являются равновесными. Это следует из рассмотрения газопроявлений в процессе бурения (см. главу геохимические исследования).
Результаты измерения поровых давлений, полученных по материалам ГИС, в общем, совпадают с результатами описанных выше методов, но имеют на отдельных участках завышенные значения.
Методы РД и СКТБ дают сходную между собой картину поровых давлений, но более сглаженную по сравнению с другими методами. Кроме того, эти методы также завышают величину поровых давлений.
Всеми методами однозначно зафиксированы участки разреза с аномально низкими давлениями. Основными из них являются майкопский и келловейский. Зона разуплотнения майкопских глин занимает интервал 1450 - 2150 м. Вторая зона начинается с глубины 3950 м в отложениях нижнего мела, постепенно интенсифицируется вниз по разрезу и с глубины 4359 м достигает своего максимума.
Именно к этим зонам приурочены интервалы разреза с наибольшим проявлением осыпей и обвалов.
Геохимические исследования
В процессе бурения производился непрерывный газовый каротаж с фиксированием ГСУМ в газовоздушной смеси из бурового раствора.
Покомпонентное определение углеводородного состава газа производилось на ХГ с точностью до четвертого знака после запятой.
Фоновые показания вскрытого разреза находятся в пределах от 0,01 до 0,03 % абсолютного. Поскольку все проницаемые горизонты разбуривались с некоторым превышением давления промывочной жидкости над их пластовыми и поровыми давлениями и зачастую в условиях поглощения (см. технологические исследования, глава 1.5.), даже в заведомо газоносных интервалах во время вскрытия фиксирования лишь незначительной (до десятикратного) рост фоновых показаний.
Так, в отложениях нижнего сармата, содержащих в интервале 940 - 977 м пятипластовую газовую залежь фон повысился до 0,1 - 0,2 %, а в зоне залежи до 0,3 %, с выходом кратковременных газовых пачек ГСУМ = 0,4; (интервал 956 - 958 м и 963 - 969 м). Газ на 100 % состоит из метана.
Проходка нижнесарматских отложений велась с удельным весом ПЖ 1,18 - 1,20 г/см3, в то время, как градиенты поровых давлений, вскрываемых пород, находились в пределах 0,0100 - 0,0105 МПа/м. Таким образом, противодавление ПЖ на поры пласта составило 1,5 - 1,8 МПа. Текущее пластовое давление в залежи составляет 6 МПа, т.е. на 4,5 МПа ниже давления, создаваемого столбом глинистого раствора на середину залежи (968,5).
Общим для миоцена является закономерное увеличение фоновых газопоказаний по мере снижения удельного веса бурового раствора.
Так, в сармате на глубине 900 м при снижении удельного веса ПЖ с 1,18 - 1,20 г/см3 до 1,15 - 1,16 г/см3 ГСУМ увеличилось с 0,01 - 0,03 до 0,4 - 0,5 %. В конк-карагане на глубине 1093 - 1116 м при снижении удельного веса ПЖ с 1,2 - 1,18 г/см3 до 1,16 - 1,15 г/см3 Гсум возросло с 0,2 - 0,3 до 0,5 - 0,6 %.
Та же картина сохраняется в Майкопе:
| Интервал, метры | Удельный вес, г/см. куб | Гсум., % |
| 1150 - 1260 | 1,18 | 0,1 - 0,2 |
| 1260 - 1270 | 1,17 | 0,5 - 0,8 |
| 1270 - 1330 | 1,15 - 1,16 | 0,6 - 0,9 |
| 1330 - 1730 | 1,18 | 0,1 - 0,3 |
| 1780 - 1940 | 1,17 | 0,4 - 0,5 |
| 1780 - 1940 | 1,10 - 1,15 | 0,8 - 1,2 |
| 1940 - 1975 | 1,18 | 0,2 - 0,3 |
| 1975 - 2010 | 1,18 - 1,19 | 0,1 |
| 2010 - 2080 | 1,19 - 1,20 | 0,05 - 0,09 |
| 2080 - 2120 | 1,20 | 0,03 - 0,01 |
Обращает на себя внимание парадоксальное увеличение газопоказаний в интервале майкопских отложений 1250 - 1950 м, представленных чистыми глинами. Глины сухие, уплотненные, слабосланцеватые, тонкоплитчатые с таблетчатой отдельностью обломков. Емкостные свойства этих глин по-видимому весьма ограничены, т.к. могут быть связаны только со сланцеватостью и трещиноватостью. В то же время, два других майкопских интервала 1150 - 1250 м и 1950 - 2120 м, имеющих более низкие газопоказания в процессе бурения, проявляют себя после остановок циркуляции весьма существенным разгазированием ПЖ.
Первый из них представлен в верхней части (глубина 1150 - 1200 м) рыхлыми, влажными, вязкими глинами, а в нижней (глубина 1200 - 1250 м) на 50 % сухими, уплотненными, тонколистоватыми глинами и на 50 % слабосцементированными алевролитами.
Газовые пачки описываемого интервала имеют следующие характеристики:
| Глубина, метры | Содержание газа, абс. % | Время выхода, мин | Падение уд. веса ПЖ, г/см. куб |
| 1180 | 0,88 | 10 | 1,27 до 1,16 |
| 1200 | 0,3 | 10 | 1,27 до 1,16 |
Давление столба ПЖ, препятствующее активному газопроявлению в интервале 1150 - 1250 м, составляет 15 МПа, что на 3 МПа выше порового давления в пласте.
Второй интервал на 50 % сложен плотными, плитчатыми глинами и 50 % слабосцементированными алевролитами и песчаниками.
Газовые пачки второго интервала характеризуются следующими параметрами:
| Глубина, м | Содержание газа, абс. % | Время выхода, мин | Падение уд. веса ПЖ, г/см3 |
| 1950 | 0,88 | 10 | 1,27 до 1,16 |
| 1200 | 1,87 | 15 | 1,25 до 1,17 |
Противодавление выходу газа создает столб глинистого раствора с давлением 25 МПа, что на 4 МПа выше давления в порах.
Таким образом, аномальность пластового давления и наличие газа в разуплотненных глинах Майкопа позволяет предположить о возможности перетока флюидов из нижележащих газонасыщенных горизонтов. Следует отметить, что повышенные газопоказания в майкопских отложениях были отмечены и в скважинах №№ 40 и 41, где в процессе бурения наблюдалось повышенная разгазированность глинистого раствора.
Технологические исследования
