Повышение достоверности геомеханического моделирования на территории Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции по комплексу разномасштабных геолого-геофизических исследований тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Роженков Евгений Алексеевич

• Роженков Евгений Алексеевич
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Роженков Евгений Алексеевич

Введение

Глава 1. Геомеханическое моделирование на основе геолого-геофизических данных

1.1 Компоненты модели механических свойств

1.2 Прикладные задачи геомеханического моделирования

1.3 Предбуровой расчёт устойчивости ствола скважины

1.4 Выводы по главе

Глава 2. Сведения об эталонных участках исследования

2.1 Эталонный участок №1

2.2 Эталонный участок №2

2.3 Распределение пластовых давлений в центральной части Каспийского моря

2.4 Выводы к главе

Глава 3. Реконструкция распределения плотности геологической среды для задач геомеханического моделирования

3.1 Методы расчёта плотности

3.2 Реконструкция плотности ВЧР для построения ММС на эталонном участке №2

3.3 Влияние плотности ВЧР на расчёт устойчивости ствола скважины на эталонном

участке №1

3.4 Выводы к главе

Глава 4. Прогноз порового давления по комплексу геолого-геофизических данных

4.1 Прогноз порового давления по геофизическим данным

4.2 Выводы к главе

Глава 5. Построение геомеханической модели до начала бурения на основе сейсмических данных

5.1 Прогноз порового давления по сейсмическим данным

5.2 Построение ММС по сейсмическим данным

5.3 Выводы к главе

Заключение

Список сокращений и условных обозначений

Список литературы

Введение

В настоящей работе объектом исследования является напряжённо-деформированное состояние геологической среды. Автором предлагаются способы повышения достоверности геомеханического моделирования за счёт эффективного использования результатов сейсмической интерпретации в комплексе с разномасштабными геолого-геофизическими данными.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение достоверности геомеханического моделирования на территории Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции по комплексу разномасштабных геолого-геофизических исследований»

Актуальность работы

Для бурения скважин на территории Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции характерны различного рода осложнения и существуют значительные риски возникновения аварийных ситуаций. Это приводит к снижению эффективности разведки и эксплуатации месторождений нефти и газа.

В последние годы геомеханическое моделирование имеет ярко выраженную практическую значимость для задач бурения и разработки. В первую очередь, построение предбуровых геомеханичеких моделей позволяет снизить риски и потенциальные издержки, связанные с нестабильностью ствола скважин. В связи с возрастающей ролью трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, повышается объём работ по наклонному и горизонтально направленному бурению и интенсификации добычи за счёт проведения гидравлического разрыва пласта. Это требует оценки величины и направлений главных напряжений, а также упругих и прочностных свойств. Актуальными для разработчиков являются вопросы начального пластового давления, наличие проводящих разломов и трещин, влияние изменения пластовых давлений на проницаемость пород в процессе добычи углеводородов. Использование сейсмических данных с привлечением результатов исследований керна и геофизических исследований скважин позволяет решать эти задачи на количественном уровне в масштабе месторождений.

Данная работа направлена на повышение точности результатов геомеханического моделирования с использованием как уже существующих, так и предлагаемых автором методов построения модели механических свойств.

Цель работы

Повышение достоверности геомеханического моделирования на территории Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции.

Основные задачи исследования

1. Анализ распределения пластового давления в изучаемом разрезе.

2. Оценка влияния точности реконструкции плотности в верхней части разреза на результаты геомеханического моделирования и разработка способов, эффективных для территории исследований.

3. Анализ существующих технологий прогноза порового давления и разработка оптимального метода для изучаемого разреза.

4. Разработка способа построения модели механических свойств с использованием результатов амплитудной сейсмической инверсии.

Научная новизна работы

1. Предложена модель распределения пластового давления в мезозойских отложениях Каспийского региона, учитывающая площадное изменение температуры.

2. В работе показана важность корректной реконструкции плотности пород верхней части разреза при построении модели механических свойств.

3. Предложен способ учёта толщины эродированных отложений в уравнении Traugott'а в задаче реконструкции плотности в верхней части разреза.

4. Предложен способ восстановления плотности в верхней части разреза на основе результатов вертикального сейсмического профилирования и данных о выносе бурового шлама.

5. Предложена методика прогноза порового давления по акустическому импедансу, основанная на связи упругих свойств и эффективного напряжения.

6. Разработан способ построения модели механических свойств на основе продольного и поперечного импеданса, получаемых в результате сейсмической амплитудной инверсии.

Защищаемые положения

1. Учёт площадного распределения температуры позволяет повысить точность прогноза порового давления в разрезе Каспийского региона.

2. Разработаны способы восстановления плотности в верхней части разреза, использующие оценку толщины эродированных отложений, данные вертикального сейсмического профилирования и шлама.

3. Разработана методика расчёта порового давления с использованием акустического импеданса и результатов петроупругого моделирования, позволившая повысить точность прогноза в изучаемом разрезе.

4. Предложен способ расчёта компонентов модели механических свойств и устойчивости ствола скважины с использованием продольного и поперечного импедансов.

Теоретическая и практическая значимость работы

Результаты, полученные диссертантом, использованы при выполнении договоров РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина с ТОО «Professional Geo Solutions Kazakhstan» и ООО «НДП «Чепаковское».

1. Предлагаемая модель распределения пластового давления в интервале мезозойских отложений Каспийского региона, которая учитывает распределение температур, может быть использована в качестве первого приближения при прогнозе порового давления.

2. Предложенный автором способ восстановления плотности в верхней части разреза был применён при перестроении модели устойчивости ствола скважины в Ставропольском крае, в соответствии с которой была вынесена рекомендация повысить плотность бурового раствора на 0.15-0.2 г/см3 для минимизации осложнений при бурении. Рекомендация подтвердилась на практике.

3. Разработанный автором метод был применён для прогноза порового давления в поисковой скважине в Каспийском море, начало бурения которой запланировано на конец 2022 года.

4. Предложенный автором подход по использованию продольных и поперечных импедансов для построения модели механических свойств является универсальным и может быть использован при геомеханическом моделировании по сейсмическим данным для уменьшения влияния ошибок восстановления VP, Vs и р в результате проведения сейсмической амплитудной инверсии.

Объём и структура работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 104 страницы, 80 рисунков, 10 таблиц и список литературы из 85 наименований.

Личный вклад

Все представленные в работе идеи и выводы получены и реализованы лично автором на кафедре разведочной геофизики и компьютерных систем РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Апробация работы

Основные тезисы и результаты диссертационной работы были представлены на следующих конференциях и научно-практических семинарах: 28-й совместный научно-практический семинар «Синтез современных геотехнологий - ключ к объективному познанию недр», 15.05.2019 г.; 23-й научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2021», 08.09.2021; 13-й международный молодежный научно-практический конгресс «Oil & Gas Horizons XIII», 17.11.2021; 31-й совместный научно-практический семинар «Синтез современных геотехнологий - ключ к объективному познанию недр», 22.04.2021 г; международная научно-практическая конференция «Сатпаевские чтения - 2022. Тренды современных научных исследований», 11.04.2022.

По теме работы опубликованы 4 статьи из перечня ведущих рецензируемых изданий, рекомендованных ВАК.

Благодарности

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю, профессору Рыжкову Валерию Ивановичу, за поддержку, внимание и координацию в процессе выполнения диссертационного исследования. Автор благодарен профессорам Барс Ф.М., Приезжеву И.И., доцентам Городнову А.В., Данько Д.А., Кулаповой М.В., Осинцевой Н.А., Шубину А.В., старшему преподавателю Варову Ю.Е., инженеру Гальпериной А.А. за помощь и ценные советы на разных этапах выполнения работы.

Особую благодарность автор выражает своей семье за всестороннюю и безоговорочную поддержку.

Глава 1. Геомеханическое моделирование на основе геолого-геофизических данных

Основной задачей геомеханического моделирования является изучение механического поведения горных пород в условиях изменяющегося напряжённо-деформированного состояния геологической среды [6]. Изменения могут происходить под действием естественных и, главным образом, антропогенных факторов (бурение скважин, отбор пластового флюида, интенсификация добычи, закачивание флюида в пласт). Для решения данной задачи сначала производится построение ММС (модели механических свойств), которая является количественным описанием упругих и прочностных свойств горных пород в земной коре, а также действующих на них в условиях естественного залегания давлений, напряжений и температур. На следующих этапах учитываются эффекты, проявляющиеся из-за действия внешних факторов (например, перераспределение напряжений в околоскважинном пространстве в процессе бурения), и моделируется отклик горных пород на возникающие изменения (изменение упруго-прочностных свойств, деформация, разрушение).

1.1 Компоненты модели механических свойств

Компоненты модели механических свойств делятся на три группы:

1) упругие свойства;

2) прочностные свойства;

3) главные напряжения и поровое давление.

Упругие и прочностные свойства горных пород определяют по данным геомеханического исследования керна, а информацию, необходимую для определения величины и направления главных напряжений, получают в результате испытаний в скважине и с помощью методов геофизических исследований скважин (ГИС). Однако, полученные данные характеризуют только интервалы исследований и отбора, тогда как механические свойства геологического разреза отличаются высокой степенью неоднородности по вертикали. Таким образом, встаёт вопрос о построения непрерывных кривых распределения этих свойств по всему стволу скважины. В качестве связующего звена, позволяющего их построить, выступают данные ГИС (рисунок 1.1).

Испытания скважин

• Пластовое ^ давление (МИТ)

• Минимальное горизонтальное

напряжение (ПТ/ЮТ/ХЮТ)

• Давление ГРТЪ-

Данные ГИС

• Vp, VSl р

• Объёмно-литологическая

модель Вывалы, трещины

растяжения (каверномер, FMI) Инклинометрия

Исследования керна

Модуль Юнга (статический)

• Коэффициент Пуассона

(статический)

• Прочность на одноосное

сжатие

• Угол внутреннего трения

• Прочность на растяжение

Рисунок 1.1 Исходные данные для построения ММС и последующих расчётов устойчивости скважины.

1.1.1 Упругие свойства

Напряжения и деформации, возникающие в произвольной точке нагруженного тела, описываются тензорами второго ранга. Пропорциональность между ними устанавливает закон Гука (1.1) посредством тензора упругости (рисунок 1.2).

Тензор Тензор Тензор

напряжений упругости деформаций

А Cuu Cji22 Сщз Сшз Сщз Сшз Сшз CiiBi" • Си

à„ Озон G»И С^азз Gmi Ошз Отз Сит Овза Osai é»

à„ Cfeau Сзшя С3333 Озц Сзт СЬз Сззи Сззза С3331 ¿н

à„ Сии. Сим Сим рцц Сии Сщз Сии Сии Рни ¿19

• = Onil Ста Раззз Раз12 Ошз 02313 Огт Овза Разз1 1 é»

¿u Сщu Сцза С1333 рцц Ci333 Сшз Ciза Сщз С1331 ¿u

¿h Chii Счача С^цзз Они Сии Отз Си« Од32 Ооз1 ê»

à„ Cfoil Ся/т Они Gmi Оии От» Сит Gm С3231

.V pam Ся1*и С3133 Оим СЬцз Сим С3132 С3131. ê«

Рисунок 1.2 Связь тензора напряжений и тензора деформаций через тензор упругости.

Закон Гука:

к1

где - у компонента тензора напряжений, Па, С^щ - ук1 компонента тензора упругости, Па, ек1 - к1 компонента тензора деформации, д. ед.

Тензор упругости содержит 81 коэффициент, но вследствие его симметричности, а также симметричности тензоров напряжений и деформации, независимыми являются 21 из них. В геомеханике при решении практических задач изучаемая геологическая среда как правило принимается изотропной, что позволяет сократить количество независимых компонент тензора упругости до двух. Полностью описывают упругие свойства изотропного материала следующие группы параметров:

- модуль Юнга (Е) и коэффициент Пуассона (и);

- первый и второй параметры Ламе (Я, д);

- модуль всестороннего объёмного сжатия (К) и модуль сдвига (С);

- скорость продольной и поперечной упругих волн (УР, и плотность (р).

При расчётах чаще всего используется параметризация Е и V. Модуль Юнга характеризует сопротивление породы сжатию или растяжению и численно равен отношению действующего напряжения к проявляющейся в этом же направлении величины упругой деформации (1.2). Коэффициент Пуассона определяется как отношение поперечной деформации к продольной (1.3).

Модуль Юнга:

Е = Ъ± (12)

Е11

Коэффициент Пуассона:

у = (13)

£11

где - величина продольного напряжения, Па, £11 - величина продольной деформации, £33 - величина поперечной деформации.

Величины упругих модулей зависят от метода их измерения, что необходимо учитывать при построении механической модели среды. Измерения проводят статическим (квазистатическим) и динамическим методом, а их результаты для одной и той же породы могут существенно отличаться друг от друга. Основной причиной различия является характер и интенсивность воздействия нагрузки на горную породу при проведении экспериментов. По определению, статические модули горных пород - это свойства,

непосредственно измеренные в деформационном эксперименте, а динамические -рассчитанные на основе скорости и плотности упругих волн.

Статические (квазистатические) упругие свойства определяют реакцию породы на длительную нагрузку со значительно более длительными временами нагружения и разгрузки по сравнению с временным периодом колебания упругих волн. Их определяют по результатам лабораторного геомеханического исследования керна.

Динамические свойства определяют волновой процесс распространения упругих деформаций. В лабораторных условиях в качестве исходных выступают данные ультразвуковых исследований керна, тогда как акустический каротаж даёт возможность непрерывного измерения интервальных времен продольных и поперечных волн по разрезу скважины. Эти данные в совокупности с измерениями объёмной плотности позволяют рассчитать динамические упругие свойства горных пород в стандартных условиях, а также в условиях их естественного залегания (1.4-1.5).

Динамический модуль Юнга:

2 3УР2 - 4VS2 (1.4)

Edyn = Pvs —ГТ2 7ГГ'

УР — VS

Динамический коэффициент Пуассона:

_1( Ур/Vs)2-2 (1.5)

Vdyn 2 (VP/VS)2 - 1'

где р - плотность, г/см3, VP - скорость пробега упругой продольной волны, м/с, VS -скорость пробега упругой поперечной волны, м/с.

Ввиду насыщения порового пространства горных пород пластовыми флюидами, их упругая реакция на циклическое воздействие будет зависеть от частоты этого воздействия [47]. Это влияет на различие в величине значений динамических упругих свойств, определяющих упругую реакцию среды на высокочастотные нагрузки, и статических упругих свойств, определяющих реакцию среды на статическую (квазистатическую) нагрузку.

Породы в условиях естественного залегания испытывают значительные постоянные во времени нагрузки, поэтому для расчётов используют именно статические свойства. В связи с тем, что процесс их определения довольно трудоёмкий, возникает вопрос о взаимосвязи упругих свойств, полученных двумя разными методами. Такую взаимосвязь устанавливают по результатам геомеханических исследований керна или по известным раннее установленным зависимостям, например, по степенной зависимости van Heerden (1.6). Для коэффициента Пуассона как правило не наблюдается корреляции между статическими и динамическими значениями.

Формула W.L. van Heerden [80] для расчёта статического модуля Юнга:

(1.6)

р — п • и b v у

'-'st '-'dyn >

где а и Ъ - коэффициенты пропорциональности, зависящие от величины напряжений.

Рисунок 1.3 Связь параметров а и Ъ c величиной напряжения [80].

1.1.2 Прочностные свойства

Результатом геомеханических испытаний керна помимо статических упругих свойств является паспорт прочности исследуемых горных пород и выбор критерия разрушения, который затем применяют при расчётах стабильности ствола скважины.

Под прочностью пород понимают величину максимального нормального напряжения, при котором они теряют способность поддерживать прикладываемые напряжения и разрушаются. Различают прочность на растяжение, сжатие, сдвиг, а также ударную прочность (или ударную вязкость).

Действие растягивающих напряжений, превышающих прочность на растяжение, приводит к появлению трещин, ориентированных перпендикулярно направлению минимального главного напряжения. Как правило, данные трещины развиваются в вертикальной плоскости в направлении максимального горизонтального напряжения, в редких случаях они могут образоваться в горизонтальной плоскости. При повышении растягивающих напряжений проницаемость этих трещин возрастает, что в свою очередь в скважинных условиях может привести к поглощениям бурового раствора.

Прочность горных пород на сжатие зависит от величины обжимающих напряжений. Под действием всестороннего сжатия порода является более прочной по сравнению со случаем одноосного сжатия. Для определения прочности пород в условиях естественного залегания в ходе лабораторных испытаний керна определяют величину напряжения, приводящего к разрушению породы при одноосном сжатии. На основании нескольких испытаний также оценивают коэффициент внутреннего трения и когезионную прочность.

Породы, обладающие низкой прочностью на сжатие, более склонны к образованию вывалов на стенках скважины.

Прочность на сдвиг определяется отношением силы, действующей вдоль поверхности разрыва, к его площади. Её величина влияет на характер перераспределения напряжений на поверхностях существующих трещин и разломов, а также на их возможную реактивацию.

Ударная прочность (ударная вязкость) характеризует способность пород к быстрому поглощению механической энергии в процессе деформации и разрушения под воздействием ударных нагрузок. Возникающие в процессе бурения ударные нагрузки снижают эффективность бурения, таким образом их возникновение стараются минимизировать. Также ударную прочность можно отнести к условиям возбуждения колебаний в ходе проведения сейсморазведочных работ.

В качестве функции, связывающей прочность породы и действующие на неё в момент разрушения главные напряжения, выступает критерий разрушения. Широко распространённым является линейный критерий Кулона-Мора [56]. В нём посредством прочностных параметров возможно определить величину максимального действующего напряжения (с1), при котором произойдёт разрушение. Для этого необходимо знать величину обжимного давления (минимального напряжения, а3), прочность породы на одноосное сжатие и угол внутреннего трения (1.7). Линейный критерий разрушения Мора-Кулона:

(1 + 5ту) (1.7)

а1 = (1-5тср)аз + иС5-где <р - угол внутреннего трения, иСБ - прочность на одноосное сжатие, Па, а1 -максимальное напряжение, Па, а3 - минимальное напряжение, Па.

Для расчёта прочностных свойств по данным ГИС используются эмпирические зависимости, построенные по результатам геомеханических испытаний керна, в том числе основанные на связи со скоростью пробега продольных волн (1.8-1.9). Также при расчёте прочности на одноосное сжатие используют линейную связь с Ез1 [70], а прочность на растяжение обычно принимают равной 10% от величины прочности на сжатие. Формула [53] для расчёта прочности на одноосное сжатие:

иСБ = 0.77^Р2-93, (18)

Формула Lal'а [59] для расчёта угла внутреннего трения:

Ъ

. (Ур- 1000\ (1.9)

(о = агсэт I —-т-гтттг),

г \УР + 1000)

1.1.3 Поровое давление

Понятия пластового и порового давления неразрывно связаны между собой. Пластовым называется давление флюида в порах, которые гидродинамически сообщаются между собой, то есть в пласте-коллекторе, откуда можно получить приток и измерить величину давления манометром. Поровым называется давление флюида в гидродинамически замкнутой системе, в которой величина проницаемости стремится к нулю, то есть в пласте-покрышке [11]. Считается, что в большинстве случаев на контакте проницаемых и непроницаемых пород величина пластового и порового давления равны [2].

Давление флюида в пустотном пространстве горных пород Поровое , |

Дашюнис фига идя в порах иород-чкжшш опоров, иород-иокрыинж

'А

I ■

4

у

_, Пластовое,

Давление фпюида в шгастах-кшшежторах

Рисунок 1.4 Схематичное распределение пластового и порового давления в терригенном разрезе

В первом приближении давление флюида в порах является гидростатическим, однако действие множества факторов приводит к его изменению, как правило в большую сторону.

Понятие аномальных давлений обычно связывают с величиной коэффициента аномальности или градиента порового давления (PPG, под ним часто подразумевают не изменение давления на рассматриваемом интервале глубин - dP/dh, а величину давления, нормированную на глубину и к тому же для удобства делённую на д для представления результата в размерности плотности - P/ghh). Коэффициент аномальности (Ка) определяется как отношение пластового (порового) давления к гидростатическому. Существуют различные мнения насчёт того, какие величины давлений относить к АВПД или АНПД. В отечественной практике принято считать аномально высоким давление, превышающее гидростатическое в 1.3 раза [4], тогда как зарубежные авторы дают только качественные характеристики - overpressure и underpressure, реже - abnormal и subnormal. Также в отечественной терминологии есть понятия о аномально высоких пластовых

(АВПлД), поровых (АВПоД) и пластовых в линзовидных коллекторах (АВПлтД) давлениях [2].

Александров Б.Л. предложил следующую градацию по величине коэффициента аномальности [2]:

Аномально низкое - Ка<0.8, пониженное - Ка=0.8^1, нормальное - Ка=1^1.05, повышенное - Ка=1.05^1.3, аномально высокое - Ка=1.3^2, сверхвысокое - Ка>2.

Также предложено считать давления аномально низкими в случае Ка<1, аномально высокими - в случае Ка>1 [11]. Стоит понимать, что эти разделения носят условный характер и целесообразнее руководствоваться количественными показателями (коэффициентом аномальности или градиентом порового давления).

Появление аномальных давлений может быть результатом различных механических и химических процессов. Считается, что большинство случаев повышенных давлений связанно с автохтонными (закрытыми) системами [82], в которые не происходит приток пластовых флюидов в процессе осадконакопления. К таким случаям относят недоуплотнение осадка и расширение флюида. Данные процессы проявляются в мелкозернистых породах с малым размером поровых каналов [76]. Напротив, существуют аллохтонные системы, в которых повышения давления происходит в ходе латеральной или вертикальной миграции флюидов.

Изучением причин образования аномальных давлений занималось и продолжает заниматься множество исследователей, особенно активно со второй половины прошлого века: Б.Л. Александров [2], К.А. Аникиев [3], Л.А. Буряковский [7], В.М. Добрынин [11], А.Г. Дурмишьян [13], К. Магара [16], В.С. Мелик-Пашаев [17], И.М. Михайлов [18], Б.А. Тхостов [23], У.Х. Фертл [24], M.D. НиЬЬег! и W.W. Rubey [54] и другие.

Выделяют группы причин, связанные с гравитационно-конвекционным и компрессионным распределением давлений [9].

Под гравитационно-конвекционными подразумеваются причины изменения давления при постоянной величине пористости и количества флюида в породе, то есть давление зависит только от веса столба жидкости и потери напора при фильтрации. В таком случае аномалии давлений могут быть связаны с уровнем пьезометрической поверхности (гидравлическим наклоном) и плотностной дифференциацией (гетеро-флюидный конвекцией) пластовых флюидов - «всплывании» нефти и газа в водонасыщенных породах под действием силы Архимеда. Проявление гравитационно-конвекционных эффектов характерно для проницаемых пород.

Компрессионные эффекты проявляются в изменении объёма насыщающего породу флюида и степени его сжатия. Их можно разделить на несколько групп в зависимости от главных действующих факторов:

1) Воздействие изменения температуры:

- Термоупругий эффект;

- Фазовые превращения при переходе через критическую температуру;

- Выпадение солей из растворов или их растворение;

- Генерация нефти и газа, образование углекислого газа при разложении карбонатов, дегидратация глинистых минералов.

2) Механические деформации пород с изменением пористости:

- Упругое сжатие или расширение зёрен и всего скелета породы при изменении всесторонней нагрузки;

- Необратимое уменьшение пористости вследствие всесторонней нагрузки;

- Геодинамическое сжатие или расширение трещин в породе;

- Пластические деформации соли.

3) Процессы, связанные с потоками флюидов:

- Растворение или выделение из раствора вещества при прохождении потока через баро- и термогеохимические барьеры;

- Пьезоконвекционный эффект.

4) Химические превращения вещества с изменением суммарного объёма (такие как доломитизация известняка).

Наибольший эффект вносят первые две группы факторов, но с течением геологического времени он ослабляется при фильтрации флюидов в области пониженных давлений, как правило вверх по разрезу. Это означает, что такие факторы характерны для непроницаемых пород. Они являются как источниками избыточных давлений, так и барьерами для фильтрации, то есть могут сохранять повышенные давления в интервалах проницаемых пород.

Прогноз давления флюида в пустотном пространстве горной породы строится на оценке степени её уплотнения, которая влияет на величину пористости и приводит к изменению связанных с ней физических свойств (удельное электрическое сопротивление, интервальное время пробега упругой волны, плотность). Изменение пористости с глубиной в одних и тех же породах можно описать уравнением АШу [30]:

ф = ф0е-кг, (1.10)

где ^ - пористость, - начальная пористость неуплотнённого осадка, к - коэффициент уплотнения с глубиной, м-1, г - глубина, м.

Для пород с высокой начальной пористостью эффект уплотнения ярко выражен - на больших глубинах объём пустотного пространства может снизиться на порядок по сравнению с начальными значениями [49]. На рисунке 1.5 представлены кривые уплотнения для глин и песчаников. Можно отметить, что для глин характер уплотнения практически идентичный и разница в величинах начальной пористости сохраняется по всей глубине; для песчаников же тренды изменения пористости с глубиной значительно различаются. В связи с тем, что глинистые породы обладают ярко выраженным характером уплотнения и с ними связывают механизмы повышения пластового давления, прогноз порового давления проводится для интервалов «чистых» глин. В качестве калибровочных данных используются замеры пластового давления в породах-коллекторах.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Роженков Евгений Алексеевич, 2022 год

л /

я 1 ) 0-

5> Е о I.. .1,

г Л' 130

^ Т/

1 ии / у'

Рисунок 2.3 Литолого-стратиграфическая характеристика отложений в районе эталонного участка №1.

2.1.2 Исходный комплекс геолого-геофизических данных

В эталонной скважине был проведён комплекс ГИС в интервале глубин 800-2500 м, на основе которого построена объёмная литологическая модель. В интервале кремнисто-карбонатно-глинистой формации был произведён отбор кернового материала и проведены геомеханические исследования, в результате которых определены его упругие и прочностные свойства. Сервисной компанией была построена ММС и проведён расчёт модели устойчивости ствола скважины, которая представлена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 Модель устойчивости ствола эталонной скважины. На планшете слева показана объёмная литологическая модель, на центральном планшете отображена модель устойчивости ствола скважины, где чёрной линией показана плотность бурового раствора при бурении. На планшете справа показаны кривые номинального и фактического диаметра открытого ствола скважины, красным цветом закрашены области расхождения между данными кривыми.

2.2 Эталонный участок №2

Данный эталонный участок расположен в центральной части Каспийского моря в пределах Южно-Мангышлакского бассейна. Некоторые скважины региона исследования вскрывают интервалы отложений, в которых повышенные пластовые давления. Считается,

что на данной территории существует региональная среднеюрская зона АВПД (рисунок 2.5), а низкопроницаемая толща глинисто-карбонатных пород оксфордского яруса выступает в роли переходной зоны между нормальной и аномальной частями разреза [5].

Рисунок 2.5 Региональный сейсмический профиль, проходящий в центральной части Каспийского моря.

2.2.1 Геологическое строение

Разрез эталонного участка №2 сложен отложениями кайнозойского и мезозойского возраста. На рисунке 2.6 представлена краткая литолого-стратиграфическая характеристика.

Разрез представлен в основном терригенными породами за исключением интервалов отложений нижнего и среднего триаса, верхней юры и верхнего мела, которые представлены карбонатными породами. В верхней части разреза (в палеогеновых, неогеновых и четвертичных отложениях) встречается переслаивание карбонатных и терригенных пород.

2.2.2 Исходный комплекс геолого-геофизических данных

В эталонной скважине был проведён широкий комплекс ГИС (в том числе зарегистрированы кривые скоростей продольных и поперечных волн, а также плотности) в интервале глубин 500-2800 метров, результатом интерпретации которого является объёмная литологическая модель. Помимо этого, в скважине было проведено ВСП, описание выносимого на устье скважины бурового шлама, замеры пластовых давлений (MDT) и испытания скважины (FIT и XLOT). До начала бурения на исследуемом участке был проведён комплекс ИГИ.

si

7 I

-41

LtJ

'Ji

Скорость (м/с) Плотность (г: см-) Объёмная литологическая модель Градиент порового давления (г!см^)

Рисунок 2.7 а) Синяя линия - скорости продольных волн по данным акустического каротажа, чёрная - интервальные скорости, рассчитанные по годографу ВСП на базе 15 метров, б) кривая плотности по данным ГГК-П, в) объёмная литологическая модель, построенная по данным ГИС. Жёлтый цвет отвечает кварцевой составляющей, красный -глинистой, синий - кальцитной, розовый - доломитной, г) градиенты порового давления, рассчитанные по замерам давления МОТ.

2.3 Распределение пластовых давлений в центральной части Каспийского моря

На рисунке 2.8а показана структурная карта по кровле юрских отложений в Каспийском море, на которую нанесены точки положений скважин и отмечены величины градиента порового давления. В целом по всему региону величина порового давления несколько выше гидростатического (градиент порового давления ~1.1 г/см3). Исключение составляет Хвалыно-Сарматская зона (выделена красным), где отмечаются почти двукратные превышения (до 1.84 г/см3), а также две морские скважины к юго-западу от этой зоны, в которых АВПД отмечается в среднеюрских и верхнемеловых отложениях. По распределению величины давления с глубиной на рисунке 2.8б можно заключить, что нормальный для региона градиент (1.1 г/см3) продолжается до определённых глубин, после начинается резкий рост. В некоторых скважинах в относительно более древних триасовых отложениях наблюдаются близкие к гидростатическим давления, тогда как в других скважинах они отмечаются в интервале юрских и меловых отложений. В связи с этим можно сделать вывод, что области аномально высоких давлений в отложениях Каспийского моря приурочены скорее не к возрасту пород, а к глубине их залегания.

Наклоны профилей порового давления в скважинах Южно-Мангышлакского бассейна (выделен синим) и в скважинах Хвалыно-Сарматской зоны (выделен красным) практически одинаковый и соответствует градиенту давления 40 МПа/км. Однако, если для первых рост давлений начинается с глубины примерно 3500 м, то для вторых начинает происходить выше по разрезу примерно на 300-400 м.

Рисунок 2.8 а) Структурная карта по кровле юрских отложений в Каспийском море по данным [5], б) замеры пластовых давлений (отмечены точками) в скважинах региона работ, профили гидростатического (оранжевая линия) и литостатического давлений.

2.3.1 Распределение пластовых давлений в северной части Мексиканского залива и влияние температуры на их величину

На рисунке 2.10 показано распределение градиента порового давления на глубинах 3810-4115 метров по данным замеров скважин в северной части Мексиканского залива. В таблице 2.1 отображены средние значения градиентов давления в 4 выделенных участках. Видно, что в пределах выбранных участков величина градиента порового давление может отличаться почти в два раза. При этом градиенты порового давления в районе продолжающегося интенсивного осадконакопления вблизи дельты реки Миссисипи (участки 2 и 3) отличаются более низкими значениями.

Рисунок 2.9 Модель изменения пластового давления с глубиной в разрезе центральной части Каспийского моря

Рисунок 2.10 Карта градиентов порового давления на глубинах 3810-4115 м в северной части Мексиканского залива [65].

Таблица 2.1 - Градиенты порового давления на глубинах 3810-4115 м в выделенных участках

Градиент Градиент

№ давления давления

ф^/й) (г/см3)

1 0.83-0.88 1.92-2.03

2 0.52-0.57 1.20-1.32

3 0.44-0.50 1.02-1.15

4 0.73-0.78 1.69-1.80

На рисунке 2.11 показана зависимость распределения градиента порового давления от глубины в северной части Мексиканского залива, красными точками отмечены средние значения в выделенных на рисунке 2.10 участках. Отчётливо проявляется тренд увеличения среднего значения градиента давления с глубиной. При этом на всех диапазонах глубин давления могут быть гидростатическими, что можно объяснить наличием гидродинамической связи глубоко залегающих отложений с поверхностью. Начиная с глубины 3000 метров максимальные значения градиентов порового давления ограничены диапазоном 2.1-2.3. г/см3. Данный факт можно объяснить тем, что величина порового давления не должна превышать давление гидроразрыва [85], который приведёт к образованию трещин и локальному перераспределению давлений флюида и напряжений. Давление гидроразрыва зависит от суммы прочности породы на растяжение и величины минимального главного напряжения. В условиях сильного тектонического сжатия верхней границей давления ГРП будет являться сумма литостатического давления и прочности на растяжение. Таким образом, градиент ГРП на рассматриваемой глубине не превышает среднюю плотность, которую довольно часто как раз принимают равной 2.3 г/см3 для многих регионов по всему миру, в том числе и для отложений Мексиканского залива [26].

Градиент давления, г/смЗ 1.1 1.6 2.1

9001200 15001800 2100-э 2400-| 2700 Ц 30003300 36003900 420045004800 5100-

Рисунок 2.11 Зависимость градиента порового давления от глубины в северной части Мексиканского залива [65]. Красными точками отмечены средние значения в участках, выделенных на рисунке 2.12.

Известно, что увеличение температуры флюида при неизменном объёме приводит к увеличению давления. На рисунке 2.12 показано распределение геотермического градиента в северной части Мексиканского залива. В выделенных красным участках по значениям геотермического градиента посчитаны диапазоны изменения температур для глубин 38004100 метров (отображены в таблице 2.2).

4

о о

^—■ ИР®

И

Н1

Н1 ^шсш о

н 1 [.....

ь- 1 - .......-1

1 • ........^

1

•3 «4 ■•■14

I-— ........-I

1 .....^ —ч

1

Рисунок 2.12 Распределение геотермического градиента в северной части Мексиканского залива [40].

Таблица 2.2 - Сопоставление температур и градиентов порового давления

№ Температура (°С, на глубинах 3800-4100 м) Градиент давления (г/см3)

1 206-225 1.92-2.03

2 100-110 1.20-1.32

3 88-98 1.02-1.15

4 153-168 1.69-1.80

На рисунке 2.13 показана связь между изменением градиента порового давления и температурой. По нему можно судить о зависимости увеличения градиента порового давления с увеличением температуры в отложениях, находящихся в одном диапазоне глубин в отложениях Мексиканского залива. При этом при высоких значениях рост градиента порового давления замедляется. Это можно объяснить приближением к его верхней границе (градиенту гидроразрыва).

Рисунок 2.13 Синяя линяя - связь температуры и градиента порового давления в рассматриваемых областях (точки). Чёрная линия - градиент ГРП по [62].

Таким образом, показано схожее поведение градиента порового давления с глубиной в разрезах центральной части Каспийского моря и северной части Мексиканского залива. В эталонном участке №2 и Хвалыно-Сарматской зоне начало роста градиента давления отмечается с глубин 3200-3500 м, тогда как в Мексиканском заливе в среднем оно наблюдается с глубин 2700-3000 м. Также показано, что на глубинах 3800-4100 м величина порового давления в разных участках Мексиканского залива отличается в два раза, что в свою очередь может быть связано с величиной геотермического градиента.

2.3.2 Влияние термодинамических условий на величину порового давления

Изменение температуры флюидонасыщенной породы приводит к изменению давления флюида в замкнутых порах, так как коэффициенты теплового расширения и сжимаемости твёрдой и жидкой фаз обычно значительно отличаются.

В своей работе [11] Добрынин В.М. показывает влияние термодинамического градиента на величину давления флюида (2.1).

Изменение порового давления при изменении термодинамических условий [11]:

АР =

В.» ап(Т)

Р -йо+ „ АТ,

(2.1)

РП+Рр РП+Рр

где Рр - сжимаемость порового пространства, Па-1, - сжимаемость порового флюида, Па-1, йа - изменение напряжения вследствие всестороннего сжатия, Па, а^ - линейный коэффициент термического расширения, К-1, АТ - изменение температуры, К.

Городновым А.В. на примере отложений Красноленинского свода было показано, что учёт изменения термодинамических условий под влиянием многолетнемерзлотных пород при моделировании геофлюидальных процессов позволяет объяснить наблюдаемое изменение поведения порового давления в разрезе [8]. В том числе сделан вывод о возможности появления отрицательных термодинамических градиентов (2.2) и понижение порового давления ниже гидростатических значений.

Вертикальный градиент порового давления [10]:

дР _ д

1 -АТ

Рп+Р

V

(2.2)

где - средняя плотность порового флюида в геологическом разрезе, г/см3.

Если сделать допущение, что изменение напряжения в породе вследствие всестороннего сжатия крайне мало или отсутствует, то изменение давление флюида в поровом пространстве из-за изменения температуры можно описать следующей формулой:

Изменение порового давления при изменении термодинамических условий [10]:

ап(Т) (2.3)

АР = п Т п АТ,

Рп + Рр

Возможно, что именно изменение температуры влияет на разную величину пластовых давлений в выделенных на рисунке 2.8 участках Каспийского региона.

2.3.3 Влияние температуры на величину порового давления в Каспийском регионе

На рисунке 2.14 представлено сравнение распределения температур в скважинах, расположенных в трёх разных участках Каспийского моря. Температура на глубине 3500 м в скважине Южно-Мангышлакского бассейна составляет около 110° ^ в других участках температуры на этой глубине выше на 15^ и 22°^ что в соответствии с формулой 2.3 должно приводить к увеличению давления на 6 и 9 МПа соответственно.

На рисунке 2.15 представлены профили пластовых давлений и их градиентов. Основная модель построена по данным скважин Южно-Мангышлакского бассейна, а профили для двух других участков построены параллельным переносом этого профиля на величины, зависящие от изменения температуры (6 и 9 МПа). Отмечается хорошее соответствие построенного профиля и замеров давлений, проведённых в Хвалыно-Сарматских скважинах. На рисунок также нанесена палетка, характеризующая поведение профиля пластового давления при изменении температур в диапазоне ±50°С относительно эталонной скважины.

Рисунок 2.14 а) Структурная карта по кровле юрских отложений в Каспийском море [5], б) профили распределения температур в морских скважинах, находящихся в разных участках Каспийского моря.

Рисунок 2.15 Модель изменения а) пластового давления и б) его градиента, учитывающая изменение температур.

На рисунке 2.16 совместно с данными для Мексиканского залива нанесены точки, соответствующие соотношению наблюдённых градиентов порового давления и температур для скважин Каспийского моря. Можно отметить, что наблюдается схожее поведение градиентов порового давления в зависимости от величины температуры в скважинах Мексиканского залива и Каспийского моря.

Рисунок 2.16 Сравнение соответствие градиентов давлений и температур в морских скважинах Каспийского моря (красные точки) с результатами в Мексиканском заливе.

Таким образом, на примере отложений Мексиканского залива и Каспийского моря рассмотрено влияние глубины и температуры на величину порового давления и его градиента. Можно отметить следующее:

- В отложениях северной части Мексиканского залива и центральной части Каспийского моря определённых глубин отмечаются тренды увеличения градиента порового давления. Отмечается корреляция между величиной порового давления и температурой;

- Резкое увеличение скорости роста порового давления (до 40-41 КПа/м) в мезозойских отложениях Каспийского моря начинается с глубин 3 и более километра - для Южно-Мангышлакского бассейна эта глубина составляет 3.5 км, для Хвалыно-Сарматской зоны - 3.2 км;

2.4 Выводы к главе 2

В данной главе рассмотрено положение эталонных участков и их геологическое строение. Проведён обзор исходной геолого-геофизической информации и проанализированы замеры пластовых давлений в центральной части Каспийского моря. В

результате была построена модель распределения порового давления с глубиной для разреза Каспийского региона, учитывающая площадное изменение температуры. Данная модель может быть использована в качестве первого приближения при прогнозе порового давления на исследуемой территории.

Глава 3. Реконструкция распределения плотности геологической среды для задач геомеханического моделирования

Существующие на сегодняшний день подходы по реконструкции профилей главных напряжений прямо или косвенно основаны на распределении объёмной плотности в геологическом разрезе - вертикальное напряжение рассчитывают через интеграл плотности (1.18), а горизонтальные напряжения напрямую зависят от вертикального (1.24-1.27). Важно то, что для расчёта вертикального напряжения необходимо учитывать плотность всего разреза от уровня дневной поверхности.

Источником данных о распределении плотности в геологическом разрезе могут выступать:

- Исследования керна;

- Данные методов ГИС;

- Теоретические зависимости, тренды;

- Данные ВСП или сейсморазведки.

Основной проблемой прямых измерений плотности пород на керновом материале является как правило сравнительно малое количество (по сравнению с масштабом скважины) интервалов отбора. В отличие от керновых исследований, кривая плотностного каротажа в интервалах её записи позволяет в практически непрерывном виде построить распределение плотности по разрезу. В то же время, крайне редко запись кривых ГИС осуществляется по всему стволу скважины, а на показания могут влиять различные факторы. Поэтому методы коррекции и восстановления кривой плотности являются актуальными для целей реконструкции профилей напряжений.

При наличии других методов ГИС возможно построить кривую плотности в интервалах её отсутствия - либо на основе объёмного содержания минералогических компоненты и их минералогической плотности (3.1), либо по связи плотности с другими петрофизическими свойствами, как правило, со скоростью упругой волны. Если же комплекс методов ГИС не позволяет смоделировать кривую плотности или вовсе отсутствует, восстановление производят по теоретическим трендам изменения плотности с глубиной или по данным других методов (ВСП, сейсморазведка). Такая ситуация характерна для верхней части разреза, и в ней же могут происходить самые значительные изменения, связанные с характером уплотнения и литологическим составом осадочных горных пород. На рисунке 3.1 показаны примеры распределения средней плотности (или градиента вертикального напряжения) для наземной и морской скважин. На распределение средней плотности в разрезе морской скважины большое влияние оказывает глубина моря.

Объёмная плотность:

Рьи1к

1С 1=1

(3.1)

где Р1 - минералогическая плотность /-ой компоненты, г/см3, ^- объёмное содержание /-ой минералогической компоненты, р^ - плотность порового флюида, г/см3, ф - общая пористость.

Рисунок 3.1 Зависимость средней плотности горных пород от глубины в скважинах а) на суше и б) на море [66].

3.1 Методы расчёта плотности

В таблице 3.1 представлены примеры методов восстановления плотности, условно разделённые на зависимости от глубины, пористости и скорости упругих волн. На практике наиболее используемыми являются уравнения Traugott'а и модификации уравнения Gardner'а.

Таблица 3.1 - Методы восстановления плотности

№ Автор Зависимость

1 - p = const

В зависимости от глубины:

2 Traugott (1997) [78] P(z) = Pf, z < Zo (Z — Z0\b P(z) = Po+ a( c ) ,Z>Z0

3 Athy (1930) [30] P(Z) = Po + Ат(1 — e-bz)

В зависимости от пористости: P = Pm(1 -<Р)+ Pf<P

4 Miller (2002) [64] i <p(z) = <pa + <pb(-k(z-z°W

5 Issler (1992) [55] 1

В зависимости от скорости:

Линейного вида: р = Po + aV

6 Christensen, et al. (1995) [39] P0 = 0.541, a = 0.3601

7 Godfrey, et al. (1997) [50] P0 = 2.4372, a = 0.0761

Полиномиального вида: п P = ^aiVi i=1

8 Gardner-Castagna [48, 37] n = 2: P = aV2 + bV + с

9 Ludwig, et al. (1970) [61] n=5

10 Brocher (2005) [36] n=4

Степенного вида:

11 Bowers (1995) [35] V = Vo+A(P — Po)B

12 Gardner (1974) [48] P = aVb

13 Ursenbach (2002) [79] P = CVPAVSB

Traugott предложил уравнение, описывающее распределение плотности в скважинах Мексиканского залива, а также способ прямого расчёта градиента вертикального напряжения (3.2). Оно учитывает глубину уровня морского дна (z0, м), плотность неуплотнённого осадка (р0,г/см3) и его нелинейный характер уплотнения с глубиной. Справедливым является вопрос о применимости данного уравнения к отложениям других регионов. Помимо коэффициентов, характеризующих уплотнение пород в разрезе, также необходимо правильно определить уровень z0. В случае рассмотрения наземных скважин плотность на уровне дневной поверхности как правило выше, чем плотность придонных отложений в морских скважинах (рисунок 3.1). Данный факт обусловлен тем, что на суше в течение геологического времени верхняя часть разреза «срезается» эрозией и на поверхности уже оказываются более уплотнённые породы.

Градиент вертикального напряжения по Traugott (1997) [18]:

nDr PswZo + Pa(Z -z0- Zag) (3 2)

UDU —-,

Z

где psw - плотность морской воды, г/см3, z0 - уровень морского дна, м, Pß - плотность порового флюида, г/см3, ра - средняя плотность, г/см3, zag - уровень стола ротора, м.

Уравнение Gardner^ устанавливает степенную или полиномиальную связь между скоростью продольной волны и плотностью. Некоторыми авторами отмечается, что уравнение в оригинальном виде (р — 0.23V025) не является универсальным для большинства осадочных бассейнов [15, 67]. Castagna [37, 74] позднее предложил набор соотношений, учитывающих литологический состав. В целом, коэффициенты для уравнения Gardner^ возможно настраивать для изучаемых отложений и применять к интервалам с различным литологическим составом [63].

Развитием подхода GardnerVCastagna является уравнение Ursenbach^ [79], который утверждает, что в одном соотношении можно учесть изменение литологического состава и насыщения. Для целей геомеханического моделирования использование данного метода затруднительно, так как для его применения необходима информация о распределении скорости поперечных волн в верхней части разреза.

3.2 Реконструкция плотности ВЧР для построения ММС на эталонном участке №2

Одним из этапов построения ММС являлся расчёт профиля вертикального напряжения. Из-за отсутствия записи плотностного каротажа (рисунок 2.7) до глубины 500 метров было проведено восстановления профиля плотности и проанализировано влияние метода восстановления плотности на величину вертикального напряжения.

3.2.1 Восстановления профиля плотности

Первоначально моделирование профиля плотности осуществлялось по уравнению Traugott'а (3.1). г0 был принят равным 34 м (то есть задан по уровню морского дна), а эмпирические коэффициенты а, Ъ и с настроены для обеспечения наименьшей невязки между зарегистрированной кривой ГГК-П и теоретической зависимостью (рисунок 3.2а). Полученные коэффициенты (а = 1, Ъ = 0.59, с = 3232) близки к типичным значениям для отложений Мексиканского залива (а = 1, Ъ = 0.6, с = 3125).

Рисунок 3.2 а) Кривые плотности: синяя линия - исходная кривая по данным ГГК-П, чёрная линия - теоретическая кривая, рассчитанная по уравнению Traugott'а, красная линия -заданная постоянная величина в верхней части разреза, красные точки - замеры на образцах, полученных с помощью пробоотбора в ходе инженерно-геологических изысканий (ИГИ), б) градиенты вертикального напряжения: оранжевая кривая -рассчитанная по уравнению Traugott'а, фиолетовая - по исходной кривой и уравнению Traugott'а в интервале отсутствующих данных, бирюзовая - по исходной кривой и постоянному значению в интервале отсутствующих данных.

При анализе данных пробоотбора в ходе ИГИ отмечается, что плотность придонных отложений (~1.95-2.00 г/см3) заметно выше, чем плотность, которая должна наблюдаться в неуплотнённом осадке (1.65 г/см3) и примерно равна плотности пород на глубинах 500-540 м. Таким образом сделано предположение, что плотность всей верхней части разреза выше и близка к постоянному значению (~1.95 г/см3).

На рисунке 3.2б показано сравнение градиентов вертикального напряжения, рассчитанных 3 способами - по теоретической зависимости по всему диапазону глубин, по теоретической зависимости в интервале отсутствия записи ГГК-П и в предположении постоянной величины плотности в верхней части разреза. Можно отметить следующее:

- Уравнение Тга^оИ'а с использованием типичных для Мексиканского залива коэффициентов хорошо описывает тренд изменения плотности с глубиной для разреза морской скважины Южно-Мангышлакского бассейна (в интервалах меловых, юрских и триасовых отложений);

- Несмотря на это, отклонение градиента вертикального напряжения в значительном диапазоне глубин достигает 2-3% (0.05-0.06 г/см3);

- В случае использования более высокого постоянного значения разница по сравнению с использованием уравнения Тга^оИ'а может составлять около 10% (0.2 г/см3) в верхней части разреза. По мере увеличения глубины разница сокращается и на уровне 2800 м составляет около 1% (0.02 г/см3).

Таким образом, отсутствие записи ГГК-П в верхней части разреза вносит значительную неопределённость в величине градиента вертикального напряжения. И хотя её величина уменьшается с глубиной, она всё равно может оказать заметное влияние на другие компоненты геомеханической модели. Так, на глубине ~1000 м неопределённость в градиенте вертикального напряжения составляет около 0.1 г/см3. При расчёте порового давления по принципу Терцаги это повлечёт за собой такую же неопределённость в величине его градиента, что может привести к решению повысить плотность бурового раствора на 0.1 г/см3.

Следующим шагом для восстановления профиля плотности является использование уравнения Gardner'а применительно к имеющимся данным о скоростях. Для прогноза плотности в верхней части разреза использовались интервальные скорости, рассчитанные с шагом 15 метров по вертикальному годографу ВСП. Определение коэффициентов в уравнении Gardner'а проводилось по кросс-плоту скорость-плотность по данным ГИС (рисунок 3.3). Было построено несколько зависимостей с учётом изменения состава пород: общая, для интервалов карбонатных пород и для интервалов глинистых пород. Все построенные зависимости также отображены на кросс-плоте интервальные скорости ВСП - плотность по данным ГИС после апскейлинга на рисунке 3.3 г.

-±-_-_-.-±-±-„-±-_

Рисунок 3.3 Кросс-плоты скорость-плотность по данным ГИС для: а) всего интервала (цветовая шкала соответствует изменению глубины), б) интервалов карбонатных пород (цветовая шкала соответствует изменению суммарного содержания кальцита и доломита), в) интервалов терригенных пород (цветовая шкала соответствует изменению глинистости) и г) по данным ВСП.

Далее было проанализировано влияние двух способов восстановления плотности на результаты расчёта градиента вертикального напряжения - по общей зависимости и по отличающимся друг от друга зависимостям в интервалах с различным литологическим составом. Было рассчитано два разных профиля плотности для всего интервала записи АК, а в верхней части разреза плотность для обоих случаев была задана постоянным значением (1.95 г/см3). На рисунке 3.4 представлено сравнение градиентов вертикального напряжения, рассчитанных по модельным кривым плотности. При сравнении с рисунком 3.2 можно отметить, что в целом наблюдается меньшее расхождение градиента вертикального напряжения, рассчитанного по исходным и смоделированным по уравнению Оагёиег'а плотностям, а в случае использования разных зависимостей для интервалов терригенных и карбонатных пород расхождение практически отсутствует. Это указывает на то, что использование уравнения Оагёиег'а, а также учёт литологического состава при восстановлении кривой плотности повышает достоверность оценки вертикальных напряжений.

Рисунок 3.4 Сравнение градиентов вертикального напряжения, рассчитанных по исходным кривым плотности (оранжевая линия) и по уравнению Gardner'а (фиолетовая линия). Расчёт по Gardner'у проведён по а) единой зависимости и б) по разным зависимостям для карбонатных и терригенных пород.

По информации о выносе бурового шлама была построена объёмная литологическая модель в интервале верхней части разреза (рисунок 3.5б). Следует отметить корреляцию между величиной интервальных скоростей ВСП на рисунке 2.7а и соотношением компонент в достроенной объёмной модели. В конечном счёте профиль плотности в верхней части разреза был рассчитан по уравнению Gardner'а с использованием различных зависимостей для учёта изменения минералогического состава пород. Результат восстановления показан на рисунке 3.5 а. Можно отметить, что средняя плотность в этом интервале находится в диапазоне 1.95-2.05 г/см3, но связано это не с отсутствием уплотнения пород в этой части разреза, а с их литологическим составом. Если же использовать уравнение Gardner'а с едиными коэффициентами, то полученные оценки окажутся немного заниженными.

На рисунке 3.6 представлено сравнение градиентов вертикального напряжения, рассчитанных с учётом разных способов реконструкции плотности в верхней части разреза. При использовании уравнения Тга^оИ'а величина градиента обрушения на глубине 500 м занижена на 0.19 г/см3, на глубине 1000 м - на 0.1 г/см3. Такая ошибка в дальнейшем будет влиять на оценки градиентов порового давления и горизонтальных напряжений.

Плотность, Т/СМЗ Обьёмная модель

1 <.5 1 2.5 3 С 0.5 1

Рисунок 3.5 Результат реконструкции профиля плотности в верхней части разреза по скоростям ВСП с учётом изменения литологического состава. а) Итоговые профили плотности в исходном масштабе (синяя линия) и после апскейлинга (чёрная линия). Красные точки - замеры на образцах, полученных с помощью пробоотбора в ходе инженерно-геологических исследований (ИГИ). б) Объёмная литологическая модель. Для дополненная в верхней части разреза по информации о выносе шлама.

В заключение необходимо отметить, что:

- Отсутствие замеров плотности может привести к значительной неопределённости величины вертикального напряжения, особенно в верхней части разреза;

- Восстановление профиля плотности по уравнению Traugott'а, учитывающему уплотнение пород с глубиной, может привести к большим ошибкам, чем при задании постоянной величины плотности в интервале восстановления;

- Применение уравнения Gardner'а позволяет уменьшить неопределённость в величине вертикального напряжения, особенно при учёте литологического

состава пород в интервале восстановления. Его возможно эффективно использовать не только по данным ГИС, но и по данным ВСП;

OBG (г/см3)

1.65 1,75 1.35 1.95 2.05 2.15 2.25

О

ВСП

Рисунок 3.6 Сравнение градиентов вертикального напряжения, рассчитанных с учётом разных способов реконструкции плотности в верхней части разреза.

3.3 Влияние плотности ВЧР на расчёт устойчивости ствола скважины на эталонном участке №1

На рисунке 2.4 в эталонной скважине отмечается большое количество осложнений и наблюдается увеличение диаметра по данным инклинометрии (которые возможно интерпретировать как вывалы) в большей части ствола, тогда как используемая плотность бурового раствора, как правило, превышает градиент обрушения. Это говорит о том, что прогнозный градиент обрушения занижен и необходимо пересмотреть построенную ранее модель.

3.3.1 Восстановление и коррекция профиля плотности

В первую очередь были проанализированы компоненты ММС. Кривая плотности на рисунке 3.7б получена дифференцированием вертикального напряжения. По профилю можно заключить, что данные о плотности до глубины ~800 м отсутствуют и экстраполированы до уровня поверхности с помощью уравнения Traugott'а. Так как скважина не морская, то уровень г0 в данном уравнении был принят равным 0, что справедливо в том случае, если выше данного уровня осадконакопления не происходило. Однако, территория в районе скважины могла испытать поднятие, а какая-то часть геологического разреза претерпеть эрозию, что необходимо отразить в уровне г0.

Вертикальное напряжение, МПа Плотность, г/см3

О 10 20 30 40 50 60 1.5 1.7 1.9 2.1 2.3 2.5 2.7 2.9

Рисунок 3.7 а) Модель вертикального напряжения и б) профиль плотности, использованный для расчёта вертикального напряжения.

В работе К. Магары [16] на рисунке 3.8 показано, что при постоянной плотности промывочной жидкости (которая уравновешивает градиент порового давления) интервальное время в глинах представляет собой прямую линию в логарифмическом масштабе и берёт начало со значений ~660 мкс/м (или ~1500 м/с, что соответствует скорости упругой волны в воде) независимо от её наклона. Данный факт можно использовать при оценке толщины эродированных отложений, так как если в залегающих

на уровне дневной поверхности глинистых отложениях скорость продольной волны ощутимо выше 1500 м/с, то они ранее подверглись уплотнению, а затем испытали поднятие. На рисунке 3.9а показана оценка толщины эродированных отложений по кривой АК. С помощью выделения в разрезе «чистых глин» (по критерию объёмного содержания глинистых минералов более 95%) и проведения через них прямой линии, получена оценка толщины эродированных отложений и, следовательно, уровня, от которого начиналось уплотнение пород - на 180 метров выше текущего положения поверхности земли. Данный уровень был учтён в уравнении Traugott'а (г0=-180 м), что привело к увеличению значений плотности в интервале отсутствия замеров (рисунок 3.9б).

Рисунок 3.8 Определение градиента порового давления с помощью трендов уплотнения по времени пробега звуковой волны [16].

По кривой интервального времени на рисунке 3.9а также можно заключить, что верхняя часть разреза представлена более высокоскоростными, и, следовательно, более плотными породами. Действительно, если с глубины ~800 метров разрез представлен майкопскими отложениями с высокой долей глинистых минералов, то до этой глубины

встречаются как глины, так и песчаники с известняками. Для построения итоговых профилей главных напряжений была проведена коррекция и восстановление плотностного каротажа по значениям скорректированного интервального времени с использованием величин объёмной глинистости по уравнению Gardner-Castagna [19] (рисунок 3.9в).

Плотность, г/см3 Плотность, г/см3

Интервальное время, мкс/м

1.5 2 2.5 3 1.5 2 2.5 3

Рисунок 3.9) Кривая интервального времени, красным отмечены значения в интервалах «чистых глин». б) Исходный профиль плотности (зелёный цвет) и изменение в верхней части разреза после учёта толщины эродированных отложений (красный цвет). в) Исходный профиль плотности (зелёный цвет) и профиль после коррекции и восстановления (красный цвет)

На рисунке 3.10 показаны изменения компонент геомеханической модели в связи с изменением кривой плотности. Учёт толщины эродированных отложений в уравнении Traugott^ приводит к увеличению значений главных напряжений и градиента обрушения. Однако, модель градиента обрушения намного лучше соответствует наблюдённым вывалам в скважине при использовании для восстановления плотности уравнения Gardner'a.

В перестроенной модели используемая плотность бурового раствора ниже градиента обрушения. Таким образом, чтобы уменьшить степень разрушения стенок скважины,

необходимо повысить плотность бурового раствора на 0.1-0.15 г/см3 в интервале пород майкопской серии (глубины 800-2200 м).

Рисунок 3.10 Изменения геомеханической модели, связанные с а) изменением г0 в уравнении Traugott'а и б) коррекцией и восстановлением кривой плотности с использованием уравнения Gardner'а. Красным цветом показаны новые значения градиента обрушения, голубым - новые значения градиента поглощения, чёрная линия - плотность бурового раствора.

3.4 Выводы к главе 3

В данной главе рассмотрены методы восстановления плотности. На примере морской и наземной скважин показано, что наибольшая неопределённость в величине главных напряжений проявляется в верхней части разреза, и связано это с отсутствием замеров плотности в этом интервале. Сделаны следующие выводы:

1. Точность восстановления профиля плотности в ВЧР оказывает существенное влияние на результат расчёта напряжений и стабильности ствола скважины;

2. При отсутствии данных о скоростях в ВЧР следует применять уравнение Traugott'а с учётом толщины эродированных отложений;

3. Если данные о скоростях ВЧР представлены, плотность следует рассчитывать по уравнению Gardner'а с учётом литологического состава пород, определённого в том числе по шламу;

4. При отсутствии данных акустического каротажа следует использовать данные ВСП.

Глава 4. Прогноз порового давления по комплексу геолого-геофизических данных

По времени получения информации для прогноза и оценки пластовых и поровых давлений методы можно разделить на:

- применяемые после бурения (замеры глубинным манометром, данные керновых исследований и ГИС);

- применяемые в процессе бурения (наблюдение за механическими параметрами в процессе бурения, изменениями свойств промывочной жидкости и шлама);

- применяемые до начала бурения (использование скважин-аналогов и площадных методов, главным образом данных сейсморазведки).

Методы, применяемые до начала бурения, опираются на полученные данные и построенные модели после завершения бурения. Результаты методов, используемых в процессе бурения, носят более качественный, нежели количественный характер, направлены на оперативное реагирование и могут быть использованы для калибровки методов, применяемых после бурения.

Для оценки и прогноза порового давления необходимо понимать причины увеличения или уменьшения давления порового флюида относительно гидростатического и следствие таких изменений, то есть то, как они проявляются в петрофизических или механических свойствах горных пород.

4.1 Прогноз порового давления по геофизическим данным

Важно понимать, что даже значительное увеличение давления порового флюида не приведёт к ощутимому изменению его физических свойств, которые регистрируются методами ГИС и разведочной геофизики. Так, увеличение давления воды на 30 МПа при температурах 100-130^ приводит к увеличению скорости упругих волн на 4-5% (таблица 4.1). Если учесть такое изменение в уравнении среднего времени (4.1), можно убедиться, что оно практически не сказывается на скорости (или медленности) пробега упругой волны в насыщенной флюидом породе. Тем не менее, увеличение давления флюида препятствует сжатию породы под действием всесторонней нагрузки и в конечном счёте может привести к её недоуплотнению. Оно проявляется в увеличении объёма пустотного пространства и уменьшению площади контактов между минеральными зёрнами и их количества. Таким образом, существующие методы прогноза порового давления направлены на обнаружение таких эффектов (представлены в таблице 4.2). Наиболее часто используемыми являются метод Eaton'а [44] и метод Bowers'а [35].

Таблица 4.1 - Зависимость скорости ультразвука в воде от температуры и давления [1].

t = 75 "С t = 1(l 0°С t = 13 D°C t= 150 "С t = 200 "С

Р, МПа с, м/с Р, МПа с, м/с Р, МПа с, м/с Р, МПа с, м/с Р, МПа с, м/с

30.463 1612.39 30.465 1605.34 30.463 1574.59 30.462 1542.26 30.460 1428.27

25.565 1603.35 25.566 1596.04 25.566 1563.58 25.565 1530.23 25.563 1412.33

20.663 1594.26 20.663 1566.10 20.666 1552.43 20.667 1518.06 20.666 1397.12

15.769 1535.05 15.769 1576.07 15.770 1541.03 15.769 1505.56 15.777 1360.34

10.371 1575.77 10.372 1565.92 10.872 1529.49 10.371 1492.80 10.370 1364.02

5.0973 1564.72 5.0963 1553.73 5.0973 1515.53 5.0963 1477.39 5.0961 134347

0.09843 1555.06 0.09936 1543.07 0.2731 1503.63 0.4915 1464.80 1 5391 1330 47

Уравнение среднего времени (Willie's time average equation [81]):

Д t = (1-(p)Mm + (pMfl, (41)

где Д tm - интервальное время пробега упругой волны в минеральном скелете горной

породы, мкс/м, Д tf i - интервальное время пробега упругой волны в поровом флюиде, мкс/м.

Таблица 4.2 - Методы прогноза порового давления по данным ГИС (удельным электрическим сопротивлениям, интервальным временам или скоростям)

№ Метод/автор Поровое давление/эффективное напряжение

1 Метод отношения Рр = Phyd(Vn/V) Рр = Phyd(Rn/R)

2 Eaton (1972) [45] v = (Sv-Phyd)(*Tn/AT)b ° = (SV- Phyd)(&R/bRn)a

3 «Кривые нормально уплотненных глин» [11] g(Su-8B)cp.Ah pH Р = Рн+ lg(P2/Pi) Ldpa

4 Dutta (1987) [42] а = a0e-£ß(T)

5 Bowers (1994) [35] а = ( A > a = (V-V°AVma-~V°r? V A J K A J

6 Miller (2002) [64] , fVma — Vml\ .. a = ln(Vma-V)ß a = ln(am{l- Vma-V))"

7 Tau [51, 60] /ATM-AT\B а ~ AW - ATma)

В основе методов отношения, «кривых нормально уплотнённых глин» и метода Eaton'a лежит так называемая кривая нормального уплотнения - тренд изменения значений сопротивления или интервального времени в породах, уплотняющихся «нормально», то есть при гидростатическом давлении, когда удаляется весь избыток выжатой из осадка воды. При прогнозе порового давления его строят для глинистых интервалов разреза, в логарифмическом масштабе он представляет собой прямую линию.

Рисунок 4.1 Кривая удельного электрического сопротивления в глинистых отложениях при недоуплотнении, связанном с повышением порового давления [83].

В основе метода Bowers'а лежит установление связи между эффективным напряжением и скоростью упругих волн (4.3). В качестве начальной скорости в неуплотнённом осадке принимается значение скорости в воде, далее скорость увеличивается по степенному закону в зависимости от величины эффективного напряжения. Данный метод позволяет учитывать «эффект разгрузки» - уменьшение величины эффективного напряжения вследствие уменьшения всесторонней нагрузки (например, при поднятии в ходе эрозии вышележащих отложений). Так как большая часть деформаций, возникших при нагружении породы, являются необратимыми, даже в случае разгрузки порода останется в значительной степени уплотнённой (то есть будет характеризоваться высокой скорость пробега упругих волн) при относительно малой величине современного эффективного напряжения.

«Первичная» кривая Bowers'а:

V = Уп + А • ав,

(4.2)

Кривая Bowers'а с учётом эффекта разгрузки:

г

У = У0+А-\атах(-—)й\

&тах Л

(4.3)

где У0 - скорость в неуплотнённом осадке, м/с, А и В - коэффициенты, характеризующие уплотнение, и - коэффициент разгрузки.

Рисунок 4.2 Кривая уплотнения и разгрузки по Bowers'у [38].

При прогнозе порового давления также нужно учитывать принцип эквивалентной глубины - отложения на разных глубинах, имеющие схожие значения физических свойств (скорость, удельные электрическое сопротивление), испытывают одинаковую величину эффективного напряжения.

У существующих методов и подходов имеется ряд общих ограничений и допущений.

1) Применимость к интервалам геологического разреза, преимущественно сложенным глинистыми породами. Это связано с их следующими особенностями:

- Выраженный характер уплотнения (относительно высокая скорость уменьшения объёма пустотного пространства при погружении);

- Необратимый характер деформаций;

- Малое количество сторонних факторов, приводящих к изменению объёма пустотного пространства (отсутствие процессов цементации, выщелачивания и т.п.);

- Механизмы образования избытка давления главным образом связаны с интервалами глинистых пород;

- Интервалы низкопроницаемых пород препятствуют диффузии давления поровых флюидов.

Для оценки порового давления необходимо выделить в разрезе глинистые интервалы и проследить в них динамику изменения физических свойств. Если такие интервалы имеют малые толщины, то возникают сложности в использовании методов, имеющих низкое разрешение. Для разрезов, в которых отсутствуют породы преимущественно глинистого состава, не разработано общепринятых подходов для прогноза давлений.

2) Так как горные породы в условиях естественного залегания подвергаются всестороннему сжатию, то степень их уплотнения зависит от среднего значения трёх главных напряжений. На практике вместо среднего значения используется вертикальная компонента, что не является корректным в случае большой разницы между вертикальной и горизонтальными компонентами, как, например, в условиях сильного тектонического сжатия.

3 ) Величина эффективного напряжения зависит не только от полного напряжения и порового давления, но и от структуры пустотного пространства, характеризуемой коэффициентом Био-Уиллиса (1.12). При прогнозе порового давления его не учитывают и принимают равным 1.

Тем не менее, существующие методы находят широкое применение при прогнозе порового давления.

4.1.1 Оценка величины порового давления на эталонном участке №2 по данным

ГИС и ВСП

Целью оценки порового давления в эталонной скважине является выбор метода прогноза и определение коэффициентов петроупругой связи для проведения предбурового прогноза в проектной скважине, удалённой более чем на 100 км. И хотя пластовые давления в интервалах замера в рассматриваемой скважине близки к гидростатическому (градиент порового давления около ~11 КПа/м), анализ пробуренных скважин, находящихся в районе исследований в схожих геологических условиях, показал, что существует риск АВПД в продуктивном юрском интервале для проектной скважины из-за увеличения толщины вышележащих палеоцен-миоценовых отложений (рисунок 4.3) [20].

"*_

| • Региональные скважины | ^ Проектная скважина

1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 Градиент порового давления, г/см3

Рисунок 4.3 Зависимость градиента порового давления в юрских отложениях от толщины палеоцен-миоценовых отложений.

Прежде всего, на основе кривых ГИС и данных модульного динамического испытателя пластов (MDT) в эталонной скважине были построены профили порового давления, вертикального напряжения и эффективного вертикального напряжения (рисунок 4.4). Профиль порового давления был рассчитан как профиль гидростатического давления, умноженный на величину коэффициента аномальности пластового давления в точках замеров MDT. Вертикальное напряжение было рассчитано по раннее построенному распределению плотности в разрезе (подглава 3.2.1), а эффективное напряжение рассчитано как разность вертикального напряжения и порового давления.

Построенный профиль эффективного напряжения использован для определения коэффициентов в уравнениях Eaton'а и Bowers'а.

Давление, МПа 10 20 30 40 50 60

-3«

-

—Рр ■ Р(МРТ)

500

1000

03

х ^

ю

>, 1500 £

2000

2500

Рисунок 4.4 Профили вертикального напряжения (чёрный цвет), гидростатического давления (синий цвет), порового давления (красный цвет) и замеры MDT (чёрные точки).

Разница между вертикальным напряжением и поровым давлением (жёлтый цвет) характеризует эффективное напряжение.

Для метода Eaton'а была построена модель связи скорости и эффективного напряжения. В первую очередь, уравнение в таблице 4.2 было преобразовано так, чтобы выразить эффективное напряжения через скорость (2.1).

Модификация уравнения Eaton'а (связь эффективного напряжения и скорости):

° = (.$у-РПу(1)(У/Уп)ь, (44)

Модель связи скорости и эффективного напряжения:

V = Уп(ауыс) • (4 5)

где Уп - тренд скорости при нормальном уплотнении, м/с, ^у^с - эффективное напряжение при гидростатическом давлении, Па, Ъ - коэффициент, характеризующие характер уплотнения.

Скорректированный тренд скорости при нормальном уплотнении (Уп(ауыс)) был построен в два этапа:

- Построение тренда изменения скорости от эффективного напряжения при наблюдаемом пластовом давлении, определение коэффициентов;

- Расчёт эффективного напряжение при гидростатическом давлении, расчёт скорости в зависимости от эффективного напряжения с прежними коэффициентами.

Далее скорость определяется с помощью подбора оптимального коэффициента Ь, обеспечивающего наименьшее расхождение между модельной и фактической кривой.

Для метода Bowers'а также проводилось определение коэффициентов в уравнении первичной кривой (4.2) методом математической оптимизации.

Оценки порового давления и его градиента по кривой скорости в интервале глинистых пород (глинистость по ОЛМ выше 95%) представлены на рисунках 4.5-4.6.

Рисунок 4.5 Результат прогноза порового давления и его градиента по методу Eaton'а по кривой АК в интервале глинистых пород.

Рисунок 4.6 Результат прогноза порового давления и его градиента по методу Bowers'а по кривой АК в интервале глинистых пород.

На рисунках 4.7-4.8 также показаны оценки после апскейлинга кривых ГИС (в том числе кривой глинистости, отсечка - 80% глинистости для интервалов анализа).

Рисунок 4.7 Результат прогноза порового давления и его градиента по методу Eaton'а по кривой АК после апскейлинга в интервале глинистых пород.

Рисунок 4.8 Результат прогноза порового давления и его градиента по методу Bowers'а по кривой АК после апскейлинга в интервале глинистых пород.

На рисунках 4.9-4.10 приведён результат оценки порового давления по данным интервальных скоростей ВСП, рассчитанных на базе 50 м.

Рисунок 4.9 Результат прогноза порового давления и его градиента по методу Eaton'а по кривой интервальных скоростей ВСП в интервале глинистых пород.

Рисунок 4.10 Результат прогноза порового давления и его градиента по методу Bowers'а по кривой интервальных скоростей ВСП в интервале глинистых пород.

В таблице 4.3 показана сравнительная характеристика влияния методов восстановления и масштаба данных на оценку градиента порового давления. Можно заключить, что даже в случае оценки давления в интервалах «чистых глин» по самым высокоразрешённым данным (кривой АК) разброс прогнозного градиента составляет около 0.09-0.1 г/см3, то есть порядка 10%. В случае укрупнения масштаба стандартное отклонение увеличивается. То есть при использовании менее разрешённых методов на предбуровом этапе прогноза точность должна снизиться.

Таблица 4.3 - Влияние методов прогноза на оценку градиента порового давления

Метод Уравнение Коэффициенты Стандартное отклонение PPG, г/см3

Eaton (АК) Sveff 1 V = Vn(aVNC) • b—LU)b ¿VeffNC b=3.025 0.090

Bowers (АК) Vp = V0 + a!• Sveffa2 K0=1505, a1=104, a2=0.924 0.098

Eaton (АК после апскейлинга) Sveff 1 V = Vn(aVNC) • b~2£U)b ¿VeffNC b=3.0 0.112

Bowers (АК после апскейлинга) Vp = V0 + a!• Sveffa2 ^0=1524, a1=238, a2=0.681 0.126

Eaton (интервальные скорости ВСП) SVeff 1 V = Vn(aVNC) • b—LU)b ¿VeffNC b=3.0 0.132

Bowers (интервальные скорости ВСП) Vp = V0 + ai• Sveffa2 K0=1505, a1=202, a2=0.73 0.103

4.1.2 Оценка величины порового давления на эталонном участке №2 по

сейсмическим интервальным скоростям и акустическому импедансу

Единственным источником данных о распределении скоростей в точке проектной скважины являются данные сейсморазведки. Для понимания возможностей прогноза порового давления в проектной скважине была проведена оценка давления по профилям сейсмических интервальных скоростей в рассматриваемой скважине. Результаты оценки сейсмических интервальных скоростей (рисунок 4.11) получены в процессе обработки сейсмических данных, по ним можно заключить о значительной неопределённости величины скорости в интервалах 100-700 м, 1100-1700 м и 2500-2800 м. Результаты оценки поровых давлений и их градиентов представлены на рисунках 4.12-4.15, их сравнение приведено в таблице 4.4.

Интервальные ско{ккгги, м/с

3000 -'-1---'

1000 2000 3000 4000 V, м/с

Рисунок 4.11 Оценки сейсмических интервальных скоростей в точке эталонной скважины.

Рисунок 4.12 Результат прогноза порового давления и его градиента по методу Еа1»п'а по сейсмическим интервальным скоростям (1) в точке скважины в интервале глинистых пород.

Рисунок 4.13 Результат прогноза порового давления и его градиента по методу Bowers'а по сейсмическим интервальным скоростям (1) в точке скважины в интервале глинистых пород.

Рисунок 4.14 Результат прогноза порового давления и его градиента по методу Еа1»п'а по сейсмическим интервальным скоростям (2) в точке скважины в интервале глинистых пород.

Рисунок 4.15 Результат прогноза порового давления и его градиента по методу Bowers'а по сейсмическим интервальным скоростям (2) в точке скважины в интервале глинистых пород.

Таблица 4.4 - Сравнение оценок градиента порового давления разными методами

Метод Уравнение Коэффициенты Стандартное отклонение PPG, г/см3

Eaton (скорости 1) Sveff 1 V = Vn(aVNC) • (— -—-)ь SVeffNC b=3.025 0.174

Bowers (скорости 1) Vp = V0 + a!• SVeffa2 V0=1505, a1=104, a2=0.924 0.170

Eaton (скорости 2) Sveff 1 V = Vn(avNc) • (T-je£—-)b SVeffNC b=3.0 0.169

Bowers (скорости 2) Vp = V0 + a^ SVeffa2 Vo=1524, a1=238, a2=0.681 0.140

По результатам сравнения можно сделать вывод, что стандартное отклонение значений градиента порового давления несколько ниже при оценке по интервальным скоростям №2 и использовании метода Bowers'а. В целом при сравнении с результатами по данным ГИС и ВСП (таблица 4.3) подтверждается вывод о увеличении разброса прогнозных значений при уменьшении разрешающей способности исходных данных. Другой очевидной проблемой является неопределённость величины интервальной

скорости при её оценке по данным сейсморазведки - считающаяся приемлемом величина ошибки в 5-10% при оценке интервальной скорости может привести к максимальным ошибкам градиента порового давления 0.4-0.5 г/см3 (рисунок 4.13), что является недопустимо большими значениями.

Более высокоразрешённые исходные данные для оценки давления можно получить в результате выполнения сейсмической амплитудной инверсии. Такими данными является распределение акустического импеданса, который представляет собой произведение плотности на скорость упругой волны. Уплотнение приводит к увеличению как скорости, так и плотности горных пород, а значит его можно характеризовать величиной акустического импеданса. Примером является его использование вместо скорости в уравнении первичной кривой Bowers'а (2.1).

Модификация кривой Bowers'а (по акустическому импедансу):

/р = /р0 + аг • оуа2,

Результат построения связи между акустически импедансом и эффективным напряжением представлен на рисунке 4.16. Коэффициенты в уравнении определены в результате оптимизации (/р0=3176, а-^415, а2=0.799), стандартное отклонение градиента порового давления составляет 0.125 г/см3.

(4.6)

Рисунок 4.16 а) Профили акустического импеданса (серый цвет) и модель импеданса, построенная по связи с эффективным напряжением (красный цвет), б) объёмная

литологическая модель, в) профиль эффективного вертикального напряжения (чёрный цвет), эффективное напряжение в интервалах замеров МОТ (синий цвет) и эффективное напряжение, рассчитанное по акустическому импедансу (красный цвет).

Результат оценки порового давления и его градиента по акустическому импедансу представлен на рисунке 4.17. Стандартное отклонение градиента порового давления ниже в сравнении с оценками по сейсмическим интервальным скоростям и примерно такое же, как при оценке по скоростям ВСП и кривым АК после проведения апскейлинга.

Рисунок 4.17 Результат прогноза порового давления и его градиента по модификации метода Bowers'а по акустическому импедансу в интервале глинистых пород.

В таблице 4.5 представлено сравнение точности оценок градиента порового давления по разномасштабным кривым скоростей. Разрешение исходных данных показывает явную корреляцию с точностью оценок и, таким образом, использование акустического импеданса даёт сопоставимые по точности результаты, как при использовании интервальных скоростей ВСП и акустических скоростей после проведения апскейлинга. Можно сделать вывод, что использование акустического импеданса вместо сейсмических интервальных скоростей является предпочтительным при предбуровом прогнозе порового давления.

Таблица 4.5 Сравнение точности оценок градиента порового давления по геофизическим данным

Исходные данные Разрешающая способность, м Стандартное отклонение РР^ г/см3

АК 0.1-1 0.094

Интервальные скорости ВСП 10-50 0.118

АК после апскейлинга 10-50 0.119

Акустический импеданс 10-50 0.125

Сейсмические интервальные скорости 100-200 0.163

4.1.3 Оценка величины порового давления по результатам сейсмической амплитудной инверсии на эталонном участке №1

В эталонной скважине №1 единственный замер пластового давления проведён в интервале карбонатных пород на глубине ~2400 м, оно близко к гидростатическому (1.03 г/см3). В глинистых отложениях майкопской свиты (интервал 800-2200 м) возможно проявление механизмов образования избыточного давления, однако в пределах исследуемой площади замеры давлений в данном интервале отсутствуют. Известно, что в изучаемом регионе градиент порового давления в этих отложениях может варьироваться от 1.0 до 1.6 г/см3.

На ближайших к исследуемому участку площадях ранее проводился прогноз порового давления по методике «кривых нормально уплотнённых глин» (таблица 4.2) и известен тренд нормального уплотнения для кривой удельного электрического сопротивления. Данная методика была применена для оценки порового давления в глинистых интервалах и расчёта профиля эффективного напряжения, результат оценки показан на рисунке 4.18.

ОЛМ Давление, МПа

Рисунок 4.18 Профили давлений: гидростатического (синий цвет), порового (красный цвет) и литостатического (чёрный цвет). Голубым закрашено избыточное давление

В связи с тем, что в данной скважине проведён широкий комплекс геолого-геофизических исследований, на исследуемом участке она использовалась в качестве опорной для прогноза изменения свойств по сейсмическим данным. Для оценки градиента давления в точке скважины был использован подход, рассмотренный в подглаве 4.1.2 - с использованием связи между эффективным напряжением и акустическим импедансом. Результат оценки представлен на рисунке 4.20а.

Величина импеданса показывает корреляцию со значениями глинистости (рисунок 4.19). Для того, чтобы учесть влияние глинистости на оценку порового давления, модификация уравнения Bowers'а (4.6) была преобразована для учёта значений Ур/У3 (4.7). В кривых эффективного напряжения и акустического импеданса наблюдается тренд увеличения значений с глубиной, а в кривой отношения Ур/У3 - тренд уменьшения. При определении коэффициентов в процессе оптимизации большой вес отдаётся коэффициенту,

находящемуся перед абсолютной величиной отношения Ур/У3, что приводит к тому, что модельный импеданс слабо зависит от эффективного напряжения. Во избежание данного эффекта из отношения скоростей вычтен линейный тренд их уменьшения с глубиной. Модификация кривой Bowers'а (по акустическому импедансу):

1р = 1ро - а± • г(Ур/У3) + а2 • БреГГаз, (4 7)

где г( Ур/ У;) - относительная величина отношения Ур/ У3.

ОЛМ А1 Ур/Ув т(Ур/Уь)

Г II I I ТТТТТТРП Г1

а) 6) в)

Рисунок 4.19 Профили а) акустического импеданса, б) отношения Ур/У3 и в) относительных значений Ур/У3.

В результате получена оценка изменения эффективного напряжения с учётом изменения отношения Ур/У3 (рисунок 4.20б).

Таблица 4.6 Сравнение точности оценок PPG по акустическому импедансу

Уравнение Коэффициенты Стандартное отклонение PPG, г/см3

/р = /р0 + ах • /р0=2800 ах=95.65, а2=1.215 0.081

/р = /ро - ах • г + «2 • Sve//3, /р0=3905, ах=2357, а2=2.076, а3=2.393 0.059

Рисунок 4.20 Восстановление кривой акустического импеданса по кривой эффективного напряжения: а) без учёта отношения и б) с учётом отношения .

Таким образом, учёт относительных значений позволяет повысить точность

оценок порового давления по акустическому импедансу.

4.2 Выводы к главе 4

В данной главе представлены используемые в настоящее время методы прогноза поровых давлений по геофизическим данным. На примере уже пробуренных морской и наземной скважин проанализирована точность оценки порового давления по методам Еа1юп'а и Bowers'а. Сделаны следующие выводы:

1. Точность оценки градиента порового давления по данным ГИС составляет порядка 0.1 г/см3, при использовании менее разрешённых исходных данных (сейсмические интервальные скорости) ошибка прогноза увеличивается (до 0.17 г/см3);

2. Метод ЕаШп'а и метод Bowers'а дают схожие результаты при прогнозе по данным ГИС. Метод Bowers'а показывает меньшую ошибку при оценке градиента порового давления по данным ВСП;

3. Использование акустического импеданса вместо сейсмических интервальных скоростей приводит к уменьшению ошибки прогноза градиента порового давления на 26-28%.

4. Учёт относительных значений УР /У3 при построении модели петроупругой связи между акустическим импедансом и эффективным напряжением повышает точность оценки.

Глава 5. Построение геомеханической модели до начала бурения на основе сейсмических данных

Для построения ММС в точке проектируемой скважины необходимо наличие трёх параметров - УР, У3 и р. Данные свойства возможно получить за счёт экстраполяции данных уже пробуренных скважин. Для максимально достоверного результата необходимо учитывать литологические, стратиграфические и глубинные тренды их изменения. Изучение кинематических и динамических характеристик сейсмического волнового поля помогает в решении данной задачи.

5.1 Прогноз порового давления по сейсмическим данным

Начиная с работы Pennebaker'а [68], для прогноза порового давления стали довольно широко применяться скорости, определённые по кинематике отражённых волн. В настоящее время отмечается, что получение достоверных результатов прогноза порового давления затруднено в связи с ограниченной точностью и разрешением при определении сейсмических скоростей [41]. При этом, оценки интервальных скоростей используют не только для расчёта эффективного напряжения, но и для преобразования время-глубина, а зачастую и для восстановления плотности для расчёта вертикального напряжения. Всё это может приводить к увеличению погрешности при прогнозе. Для получения более корректных результатов предлагается применять различные приёмы, например, полноволновую инверсию [72]), целью которой является повышение разрешения и

точности построения ГСМ [69]. Отмечается, что возможно использование результатов амплитудной инверсии (акустического импеданса) для получения более высокоразрешённых оценок скорости и плотности [41]. В работе [43] показан пример использования акустического импеданса для повышения разрешения скоростной модели, а в работе [31] - для расчёта эффективного напряжения, а также порового давления напрямую без использования принципа Терцаги.

Как было показано в главе 4, использование результатов сейсмической амплитудной инверсии и петроупругого моделирования позволяет повысить точность при оценке порового давления в уже пробуренных скважинах. Оценки эффективного напряжения в глинистых интервалах разреза, полученные по акустическому импедансу, являются более точными и разрешёнными. Особенно применение импеданса актуально в случаях, если глинистые интервалы имеют малую толщину или же разрез является градиентным и слабоконтрастным, в связи с чем яркие отражающие события, на основе которых производится оценка сейсмических скоростей.

Применение акустического импеданса не ограничено только оценкой эффективного напряжения. В работе [73] показано, что произведение плотности на шаг по глубине равно произведению акустического импеданса на шаг по времени (5.1). Данный приём позволяет рассчитывать вертикальное напряжение по распределению акустического импеданса во временной области (5.2). На рисунке (5.1) показана схема расчёта вертикального напряжения во временной и глубинной области.

р^Дг =

Вертикальное напряжение (расчёт по кривой акустического импеданса):

^ = ^ /рг д • Д^ ¿=1

(5.1)

(5.2)

где /р^ - акустический импеданс /-ого интервала, Дt - шаг дискретизации.

Рисунок 5.1 Пример расчёта кривых вертикального напряжения по а) кривой плотности в глубинной области и б) кривой акустического имеданса во временной области.