Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Аномально-высокие пластовые давления. Происхождение, прогноз, проблемы освоения залежей углеводородов

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Аномально-высокие пластовые давления. Происхождение, прогноз, проблемы освоения залежей углеводородов"

Министерство природных ресурсов ЧТ Российская Академия Наук

сг- Всероссийский ордена Трудового Красного Знамени нефтяной 1:";' научно-исследовательский геологоразведочный институт 3 ^ (ВНИГРИ)

Коммерческая тайна

Славин Вячеслав Исаевич

АНОМАЛЬНО-ВЫСОКИЕ ПЛАСТОВЬШ ДАВЛЕНИЯ. ПРОИСХОЖДЕНИЕ, ПРОГНОЗ, ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ.

Специальность: 04.00.17 "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений"

Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук в форме научного доклада

Санкт-Петербург 1996

Работа выполнена во Всероссийском ордена Трудового Красного Знамени нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Официальные оппоненты:

доктор гсолого-минерапогических наук

Грибков В.В. доктор геолого-минералогических наук, профессор

Александров Б.Л. доктор геолого-минералошческих наук, профессор Кунин Н.Я.

Ведущее предприятие: Казанский Государственный Университет

Защита состоится •Ю" ноойря _1996г. на заседании диссертационного Совета Д-071.02.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора геологе- минералогических наук при Всероссийском ордена Трудового Красного Знамени нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) (191104, г. С.-Петербург, Литейный пр., 39, ВНИГРИ)

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института

Разослан " 21 " ОКТвбрЯ 1996г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, кандидат геолого-минералогических наук

А.К.Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Общеизвестно, что большие глубины обладают значТг ми резервами для поисков залежей углеводородов, однако, освоение недр в условиях таких глубин сталкивается с серьезными техническими проблемами в первую очередь, вызванными аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД). Аномальные пластовые давления в недрах фиксировались еще на заре развития нефтяной промышленности, однако довольно редко. В настоящее время АВПД известны практически во всех типах нефтегазоносных бассейнов и на разных глубинах. И чем более поисковые работы уходят на большие глубины, тем очевиднее вывод: дальнейший прирост запасов углеводородов немыслим без умения осваивать залежи в зонах АВПД.

Детальное изучение АВПД - сложная многогранная геологическая и техническая проблема и в основу ее решения должны быть положены достижения современной науки и техники. Значение исследований АВПД для нефтяной геологии трудно переоценить. В ря-| де случаев они могут служить прямым поисковым признаком залежей углеводородов. Кроме того, знание механизма образования АВПД позволяет ответить на такие важные I вопросы нефтяной геологии, как первичная и вторичная миграция углеводородов, форми-I рование (и переформирование) их залежей, характеристика коллекторских свойств разреза и др.

Практическое значение этой проблемы не менее важно, поскольку от ее решения зависит одно из самых главных направлений научно-технического прогресса в нефтяной »геологии - повышение эффективности бурения скважин и освоения залежей.

повышение эффективности поисков и освоения залежей углеводородов |в зонах аномально-высоких пластовых давлений (АВПД).

1. Анализ и обобщение фактических данных по закономерностям распространения за-тежей нефти и газа в зонах АВПД по территории бывшего СССР.

2. Создание базы данных по АВПД.

3. Разработка теоретических и методических основ прогноза и оценки АВПД.

4. Усовершенствование существующих и разработка новых методов прогноза и оценки ШПД.

5. Создание рациональных комплексных методик прогноза и оценки АВПД.

6. Разработка методических приемов оптимального освоения залежей углеводородов в |онах АВПД.

7. Создание компьютеризованных технологий прогаоза и оценки АВПД.

8. Создание компьютеризованных технологий выбора оптимальных режимов разработ-и залежей

Научная новизна. В работе обобщены закономерности распределения залежей нефти и эа в зоне АВПД по территории бывшего СССР. Создана база данных по АВПД. Разработана концепция влияния генезиса АВПД на все аспекты освоения (поиска, раз-оси и разработки) залежей нефти и газа в этих зонах.

едиментационного) генезиса формирования

. яы прогноза и оценки АВПД по геофизиче-

Тпш"данным как до бурения, так и в проц<~ : бурения скважин, а так же по технологическим данным бурения скважин.

Созданы рациональные комплексные методики прогноза и оценки АВПД, примени-1 тельно к геолопгческим условиям основных нефтегазоносных регионов России.

Разработан способ определения оптимальных режимов освоения залежей нефти и газа I в зонах АВПД.

Основные защищаемые положения.

1. Установление закономерности распределения залежей нефти и газа в зоне АВПД по | территории бывшего СССР. Создание базы данных по АВПД.

2. Разработка теоретических основ и методических приемов прогноза и оценки АВЦД.1 Анализ механизмов формирования АВПД, с целью выявления главных факторов, влияю-! щих на области применения и точность методов прогноза и оценки АВПД. Усовершенствование существующих и разработка новых методов прогноза и оценки АВПД. Создание! рациональных комплексных методик прогноза и оценки АВПД применительно к основ-! ным нефтегазоносным провинциям России. Создание компьютерных технологий прогноза! АВПД по технологическим данным бурения в реальном режиме времени

3. Рекомендации по освоению залежей нефти и газа в зонах АВПД. Создание приемов! и способов оптимального вскрытия продуктивных горизонтов в зоне АВПД. Разработка! теоретических основ оптимального режима разработки залежей УВ. Создание компьютер-] ной технологии выбора оптимального режима разработки залежей.

В основу методики исследований положен системный подход, базирующийся на: фундаментальных теоретических и методических достижениях отечественных и зару-] бежных ученых в области гидродинамики и нефтяной промысловой геологии;

экспериментальном моделировании природных процессов, позволяющих реализовать принятую научную гипотезу;

эмпирическом материале, полученном в полевых условиях, при бурении и испытаний скважин, а также при эксплуатации месторождений на территории большинства нефтега зоносных регионов бывшего СССР;

компьютерном моделировании природных процессов и установлении корреляционны методических связей;

создание компьютерных баз данных параметров, характеризующих филихо-динамяч ские, фильтрационно-емкостных свойств природного объекта.

1. Установлены закономерности распределения залежей нефти и газа в зоне АВПД территории бывшего СССР.

2. Создание банка данных по АВПД бывшего СССР.

3.Установление концепции влняния генезиса АВПД на все аспекты поиска, разведки и эсвоения залежей нефти и газа в этих зонах.

4. Установление теоретических и методических основ прогноза и оценки АВПД.

5. Установление теоретических основ оптимального режима освоения залежей нефти л газа в зонах АВПД.

6. Создание компьютерных технологий прогноза АВПД по технологическим данным эурения в реальном режиме времени и выбора оптимального режима разработки залежей.

7. Создание рациональных комплексных методик прогноза и оценки АВПД применительно к основным нефтегазоносным провинциям России.

8. Определение АВПД в различных нефтегазоносных решонах бывшего СССР.

9. Определение оптимальных режимов разработки залежей углеводородов в Татарии, Западной и Восточной Сибири, о.Сахалин и Оренбургской области.

юко обсуждались на всесоюзных, всероссийских и региональных совещаниях, конферен-[иях и семинарах в Москве, Санкт-Петербурге, Киеве, Харькове, Мурманске, Якутске, Саратове, Нижневартовске, Альметьевске и др., а также на международных форумах Китай, Япония, Аргентина, США, Болгария, Австралия, Чехия, Франция и др.).

В 1994г. совместно с представителями американской ассоциации геологов-нефтяников рганизована в г.Денвер (США) международная Хедбергская конференция "Аномальные авления в нефтегазоносных районах", где сделаны два генеральных доклада и семь стеновых сообщений. Кроме тот, сделаны доклады на 29-ом международном Геологическом конгрессе в г.Киото (Япония, 1992г.); на ежегодной сессии ААРС в г.Хыостон (США, 995г.).

Материалы диссертационной работы неоднократно экспонировались на ВДНХ СССР, а выставках ежегодной сессии ААРв в Австралии и Хьюстоне, а также на выставке 13-э Всемирного нефггяного конгресса в г.Буэнос-Айрес (Аргентит) в 1991г.

Вклад автора в создании и внедрение методов прогноза и оценке АВПД, методов вы-ора оптимальных режимов разработки залежей углеводородов отмечен одной золотой ме-Злыо ВДНХ, двумя большими серебряными и одной бронзовой медалями симпозиума " ^тематические методы в геологии" в Чехословакии, а также рядом грамот и. знаками

Разработка по нефтегазопоисковой гидрогеологии включена в "Справочное руковод-во гидрогеолога"(1979),.а ряд вокабул по АВПД включены в "Словарь по геологии неф: и газа".

Прошли экспертизу и утверждены в качестве руководящих отраслевых документов инГео СССР:

1. "Временная инструкция по определению пдастового давления в скважинах по дан-м о гидродинамическом взаимодействии пластов с промывочной жидкостью", 1984;

2. "Методические рекомендации по новым нетрадиционным методам изучения геоло-геского разреза", 1986;

3. "Методические указания по прогнозу и оценке аномально-высоких пластовых дав--ий (АВПД)", 1987;

Основные положения работы неоднократно докладывались и ши-

[НХ.

Методические рекомендации по прогнозу и оценке АВПД прошли производственную опробацию при проводке скважин в зонах АВПД в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, Западной Сибири, Иркутской области, Азербайджане, Казахстане, на Сахалине, Украине, севере Красноярского края и др. регионах. Во всех случаях получен ощутимый экономический эффект.

Методические рекомендации по оптимальному выбору режимов разработки залежей широко применяются при эксплуатации ряда месторождений АО'Татнефть", "Оренбургнефть".

На базе теоретических и методических представлений автора по АВПД, по его инициативе были организованны два всесоюзных совещания (г.Мурманск, 1988г., г. Ленинград, 1990г.) и одна международная конференция (г. Денвер, США, 1994г.).

По результатам исследований опубликовано более 85 работ, в том числе 7 изобретений.

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ОБОСНОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ЗАЩИЩАЕМЫХ ПОЛОЖЕНИЙ

1. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗОНЕ АВПД ПО ТЕРРИТОРИИ БЫВШЕГО СССР. СОЗДАНИЕ БАЗЫ ДАННЫХ ПО АВПД

1.1 РЕГИОНАЛЬНЫЕ И ЛОКАЛЬНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ АНОМАЛЬНЫХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ И ИХ СВЯЗЬ С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ НЕДР.

Изучение взаимосвязи между степенью аномальности пластовых давлений в залежах нефти и газа и их положением в разрезе провинций различного геотектонического строения, а именно: на древних и молодых платформах и в геосинклинальных областях позволило установить несколько корреляционных схем-моделей. Так, установлено, что во все; провинциях, приуроченных к древним платформам, степень аномальности пластовых дав лений в залежах углеводородов с глубиной увеличивается, причем этот рост происходи: тем интенсивнее, чем надежнее региональная покрышка. На молодых платформах модел! иная. Здесь степень аномальности либо слабо выраженно растет, либо уменьшается. I провинциях, приуроченных к геосинклинальным областям, характер распределения хао точный, мозаичный.

Первая позиция несет в себе важный поисковый признак. При фиксации такой корре ляциошюй зависимости, оценка АВПД по материалам сейсморазведки или по другим ма териалам наземной геофизики позволит выделить локальные структуры с АВГЩ, в кото рых в зоне нормального пластового давления будут найдены промышленные залежи угле водородов.

Для выявления корреляционной зависимости вышележащего разреза нами были про анализированы материалы по Западной Сибири и Тимано-Печорской провинции.

Так в Западной Сибири промышленные залежи над зоной АВПД встречены в 31-ом случае из 34 , то есть в 91% локальных структур в которых вскрыта зона АВПД.

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции эти цифры выгядят так: в 27 случаях из 29 встречены промышленные скопления нефти и газа (93%).

Иначе говоря, при наличии зоны АВПД в Западной Сибири и Тимано-Печорской провинции на локальных структурах различных геолого-тектонических зон в разрезе с нормальным пластовым давлением этих структур выше зоны АВПД практически всегда (91-93 %) имелись залежи углеводородов. Такая прямая корреляционная зависимость свидетельствует о том, что зона АВПД питает углеводородами вышележащий разрез и может служить хорошим критерием при поисково-разведочных работах. Нами также была исследована взаимосвязь между степенью аномальности пластовых давлений в залежах нефти и газа и их положением в разрезе провинций различного геолого-тектонического строения, а именно на древних и молодых платформах, предгорных прогибах и межгорных впадинах.

Распределение месторождений и залежей нефти и газа СССР по коэффициентам аномальности пластовых давлений выглядит так:

Установлено, что во всех провинциях, приуроченных к древним платформам, степень аномальности пластовых давлений в залежах увеличивается с глубиной. Этот рост происходит с разной интенсивностью в зависимости от многих факторов, главным из которых является надежность региональных и локальных покрышек, га способность какое-то геологическое время удерживать углеводороды с высокой упругой энергией.

Залежи углеводородов на древних платформах, в основном, приурочены к отложениям с пластовыми давлениями, коэффициент аномальности которых находится в диапазоне (1.06-1.3). Причем наибольшее число залежей нефти зафиксировано в зоне пластовых давлений с коэффициентами аномальности 1.10-1.20, а аналогичный количественный показатель по залежам газа приурочен к зоне аномальных давлений с коэффициентами 1.061.10. Отчетливо прослеживаются контуры пространственного распространения залежей нефти и газа подчиняющиеся следующим тенденциям:

- для нефти - число залежей равномерно убывает (до 6 единиц) с увеличением коэффициента аномальности до 1.5-1.6 и в дальнейшем в условиях Ка = 1.70 -2.1 изменяется в пределах 1-2.

- для газа - с увеличением Ка выше 1.2 число залежей резко падает и держится на уровне 7-8 единиц (Ка = 1.6), а в интервале Ка = 1.6-1.9 число залежей еще больше уменьшается и как бы стабилизируется на уровне 2-3 единиц. Залежи газа при давлениях : коэффициентом более 1.9 на древних платформах не встречены.

Такой статистический анализ позволяет говорить о том, что "частота встречаемости" азовых залежей на древних платформах в зоне АВПД ограничена, а с повышением ко-)ффициента аномальности на величину более 1.6 и вовсе сходит на нет.

Распространение же нефтяных залежей в зоне АВПД имеет иной характер, раскры-¡ающий заметную "сочетаемость" скоплений УВ с аномальностью пластовых давлений, охраняющуюся вплоть до Ка=1.5.

В процессе проведенного таким образом статистического наблюдения на фактических анных формируется один из поисковых признаков залежей нефти и газа.

На молодых платформах распространение залежей нефти и газа в зонах АВПД имеет следующие особенности.

По нефтяным залежам: максимальное число их (21) приходится на зону повышенных давлений с Ка=1.06-1.10. В интервале Ка =1.1-1.5 количественные показатели залежей практически одинаковы и находятся в пределах до 10 единиц; затем при Ка = 1.9-2.0 залежи встречаются реже (1-2 единицы).

Интересующие нас количественные выражения газовых залежей в зонах АВПД молодых платформ выглядят следующим образом: максимальное число залежей встречаются в диапазоне давлений сК,= 1.06-1.1; при росте аномальных давлений до Ка = 2.0 "частота встречаемости" залежи уменьшается, но сохраняется на стабильном уровне (7-8 единиц). Иначе говоря вероятность встречи газовых залежей в молодых платформах весьма ощутима в зонах АВПД с коэффициентом аномальности до 2.0, а нефтяных залежей - 1.5.

И наконец, для провинций, приуроченных к структурам подвижных поясов земной коры, наибольшее количество нефтяных залежей встречается в условиях АВПД в интервале коэффициентов аномальности, равных 1.11- 1.70. При коэффициентах аномальности больше 1.7 до 2.2 число нефтяных залежей сокращается и колеблется в диапазоне 6-3. По газу пик наибольшей частоты случаев (13 залежей) приходится на зону с коэффициентами аномальности, равным 1.21-1.30. Выше этих значений (Ка= 1.30-1.70) число газовых залежей снижается до 8-6.

Дальнейшее увеличение коэффициента аномальности ведет к снижению частоты случая до 3-1.

Таким образом, рассмотрев основные закономерности взаимосвязи полей АВПД с нефтегазоносностью разреза, можно сделать следующие основные выводы.

По мере консолидации тектонической активности недр нефтяные залежи, располагающиеся в зоне АВПД, начинают постепенно исчезать. Если в подвижных поясах основная масса залежей нефти располагается в интервале Ка равных 1.10 - 1.7; то в молодых платформах 1.06 - 1.5, а уже в древних платформах - 1.06-1.3.

Эта же тенденция наблюдается и по газовым залежам, однако не так отчетливо.

Установленные тенденции и взаимосвязи являются серьезной побуждающей основой для уверенного поиска залежей нефти и газа в зонах АВПД в подвижных поясах и молодых платформах. На древних платформах особенно с большими значениями коэффициента аномальности пластовых давлений, залежи углеводородов встречаются реже.

Результаты проведенной выше статистики позволяет резюмировать: при увеличении коэффициента аномальности пластового давления число встречаемости промышленных скоплений нефти и газа падает в начале - залежей нефти, а затем и залежей газа. Хотя темп падения зависит от региональных и локальных закономерностей. Надо также отметить, что по данным многих исследователей в зоне АВПД как правило залежи углеводородов имеют расплывчатые, смещенные газонефтяные контакты, часто встречаются залежи ограниченного размера.

1.2. БАЗА ДАННЫХ АВПД БЫВШЕГО СССР

Общая характеристика базы данных.

Анализируя обширный исследовательский материал по АВПД в различных нефтегазо-госных провинциях на территории бывшего СССР, нами решена задача по программной ;истематизацией геолого-промысловых показателей в форме Базы данных, как технологи-(еского, методического средства, а также как накопителя всей информации по АВПД.

База данных АВПД состоит из двух частей. Первая часть - дает характеристику зоны \ВПД, вторая - содержит информацию по технологическим данным бурения скважин в 1той зоне, причем вся база привязана к скважинам.

Характеристика зон АВПД включает в себя 15 показателей, отражающих геолого-громысловую информацию по разрезу скважины. Показатели подразделяются на две груп-

1ы.

Отражающую общую характеристику скважины:

- надпорядковый тектонический элемент, в пределах которого находится скважина;

- стадия изученности территории;

- код и наименование площади, на которой бурится скважина;

- номер скважины;

- глубина скважины, м;

- комплекс методов ГИС, проведенных в скважине;

- наименование файла в ПЭВМ, содержащего технологические данные бурения по энной скважине;

- вид регистрации технологической информации

Эти показатели имеют справочный характер, позволяют привязать информацию к онкретному району и разрезу.

Характеризующую зону АВПД в скважине:

- глубина кровли зоны АВПД, м;

| - максимальный коэффициент аномальности;

- возраст отложений зоны АВПД с точностью до системы;

- литологический тип разреза зоны АВПД;

- тип коллектора зоны АВПД;

- способ испытания объектов в зоне АВПД;

- основной продукт, полученный при испытании.

База данных АВПД составлена по следующим нефтегазоносным провинциям и облас-м:

- Тимано-Печорская НГП (60 скважин);

- Восточно-Сибирская НГП (50 скважин);

- Западно-Сибирская НГП (65 скважин);

- Прикаспийская НГП (79скважин);

- Предкавказье (Западное,Восточное)(144скважины);

- Волго-Уральская НГП(62скважины);

- Сахалинская НГО (18скважин);

- Камчатско-Анадырская НГО (7 скважин);

- Южно-Каспийская НГП (30 скважин);

- Амударьинская НГП (12 скважин );

- Ферганская НГП (13 скважин);

- Сурхан-Вахшская НГО (6 скважин);

- Чу-Сарынская НГО (2 скважины);

- Днепрово-Донецкая НГО (57 скважин);

- Карпатская НГП (40 скважин).

Всего имеются данные по 665-ти скважинам.

Структура базы данных.

База данных (БД) АВПД разработана на персональной ЭВМ типа IBM РС-АТ с one рационной системой MS DOS версии 4.0.

База данных работает под управлением системы СУБД - DBASE III, пользующейс широким признанием как у нас в стране, так и за рубежом, благодаря сочетанию просто и доступной системы управления данными с большим набором сервисных средств.

К преимуществам данной системы можно отнести:

- мощные средства для ввода, хранения и внешнего представления информации;

- удобные диалоговые средства взаимодействия с пользователем;

- хорошие сервисные средства для поиска информации, возможность вести поиск п нескольким ключам одновременно;

- наличие специального генератора печати отчетов для описания простых выходны форм;

- наличие хорошо развитого внутреннего процедурного языка программирования.

Система DBASE III относится к СУБД реляционного типа, в которых база данны

представляется в виде одной или нескольких двухмерных таблиц, связанных между собо определенной информацией. Строками такой таблицы являются некоторые объект! столбцами характеризующие эти объекты данные. Таблица содержит также дополнител ную информацию об организации (структуре) входящих в нее данных.

Каждая таблица в DBASE III реализуется в виде файла с расширением DBF.

Как мы уже указывали выше, база данных АВПД состоит из 2-х частей. Первая час базы содержит обобщенную геолого-промысловую информацию по глубоким скважина нефтегазоносных областей и провинций, в разрезах которых отмечалось проявлеш АВПД. Эта информация введена в персональную ЭВМ, записана в виде файла типа DE под именем AVPD BASE и управляется СУБД DBASE III. Данная СУБД позволяет реда тировать имеющуюся информацию, вводить новую информацию, осуществлять поиск выдачу какой-либо части этой информации по запросам.

Вторая часть базы содержит информацию по технологическим данным бурения скв жин, описанных в первой части базы. Эта информация также введена в персоналы!) ЭВМ и записана там в виде последовательных текстовых файлов с расширением ТХТ.

и

Связь между двумя частями базы осуществляется через наименование файла технологических данных бурения (вторая часть базы), которая соответствует "Наименование скважины" в первой части базы.

Вторая часть базы данных, представленная совокупностью файлов, содержащих технологические данные бурения по отдельной скважине, включает в себя 10 показателей:

- верхняя граница интервала долбления, м;

- нижняя граница интервала долбления, м;

- время бурения в интервале долбления, час;

- скорость бурения, м/час;

- диаметр долота, мм;

- скорость вращения ротора (об/мин) или расход (литр/сек) промывочной жидкости;

- осевая нагрузка, т;

- удельный вес промывочной жидкости, г/см3;

- способ бурения Р- роторная, Т - турбинная;

- градиент пластового давления.

Основное наименование файла, составляется из сокращенного названия разбуриваемой площади и номера скважины и совпадает с показателем "Наименование скважины" первой части базы.

2. РАЗРАБОТКА ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ И МЕТОДИЧЕСКИХ ПРИЕМОВ ПРОГНОЗА И ОЦЕНКИ АВПД. АНАЛИЗ МЕХАНИЗМОВ ФОРМИРОВАНИЯ АВПД, С ЦЕЛЬЮ ВЫЯВЛЕНИЯ ГЛАВНЫХ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ И ТОЧНОСТЬ МЕТОДОВ ПРОГНОЗА И ОЦЕНКИ АВПД. /СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СУЩЕСТВУЮЩИХ И РАЗРАБОТКА НОВЫХ МЕТОДОВ ПРОГНОЗА И ОЦЕНКИ АВПД. СОЗДАНИЕ РАЦИОНАЛЬНЫХ КОМПЛЕКСНЫХ МЕТОДИК ПРОГНОЗА И ОЦЕНКИ АВПД ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ОСНОВНЫМ НЕФТЕГАЗОНОСНЫМ ПРОВИНЦИЯМ РОССИИ. СОЗДАНИЕ КОМПЬЮТЕРНЫХ ГЕХНОЛОГИЙ ПРОГНОЗА АВПД ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ДАННЫМ БУРЕНИЯ В эЕАЛЬНОМ РЕЖИМЕ ВРЕМЕНИ.

2.1. ГЕНЕЗИС АВПД

Вопросам генезиса аномально-высоких пластовых давлений в последние годы посвя-гсно много статей и книг (Дурмишьян А.Г., 1973; Мелих-Пашаев B.C.., 1983; Кропоткин 1.Н., 1973; Валяев Б.М., Кучерук Е.В., 1968; Аникеев К.А., 1963; Фертль У.Х., 1976; Ма-ipa К., 1978; Муше Ж.П.,Митчелл А., 1989 и др.).

Необходимо согласиться со всеми авторами, которые считают, что в общем случае для юрмирования АВПД в недрах необходимо сочетание двух условий. Первое - это относи-;льная изолированность недр, их затрудненная связь с областями разгрузки и второе - это ябо поступление флюидов в ограниченный объем извне, т.е. возрастание их массы в не-менном объеме резервуара, либо уменьшение объема резервуара при постоянстве массы люидов, либо то и другое одновременно.

Анализ моделей формирования аномальных пластовых давлений позволил нам выделить три главных механизма образования АВПД, существенно влияющих на области применения и точность методов прогноза и оценки АВПД: при осадконакоплении, когда скорость погружения мною больше скорости оттока флюида; при генерации углеводородов и при вертикальной миграции флюидов.

Остановимся кратко на каждом из выделенных механизмов формирования АВПД.

Образование АВПД при осадконакоплении.

Главным фактором, обуславливающим изменение пустотного пространства горных пород, являются процессы уплотнения и разуплотнения пород под влиянием изменяющейся нагрузки.

Многочисленные экспериментальные исследования по механике грунтов показали, что модель уплотнения насыщенных пластовой жидкостью пористых пород под нагрузкой, предложенная К.Терцаги (1933), остается до сих пор основным направлением, отражающим современное представление о фильтрационной консолидации пород.

Суть простейшей модели К.Терцаги заключается в следующем. Минеральные частицы считаются несжимаемыми, в силу чего уплотнения грунта происходит только за счет уменьшения объема пор, занятых водой. Скорость уплотнения определяется скоростью отжатия воды из порового пространства.

На основании лабораторных экспериментов К.Терцаги установил, что деформация грунта определяется "эффективным давлением (напряжением)" - Оэф, связанным с приложенной нагрузкой (Ргеост) следующим соотношением :

Оэф = Ргеост " Рпл , (2.1)

где вэф - эффективное напряжение, МПа;

Ргеост - геостатическое давление, МПа;

Рпл - пластовое давление, МПа. I

Уравнение, отражающее уменьшение пористости горных пород при погружение, имее-следующий вид (К.Магара, У.Х.Фертль):

Кнп = Кно„еЬг1(}эф (2.2)

где КНп - пористость пород на глубине Н,%;

Кноп - пористость пород на поверхности,%;

е - основание натурального логарифма;

Ьп - постоянная величина, характеризующая степень уплотнения (обратимые и необратимые деформации) пород.

Таким образом, если при непрерывном погружении территории скорость осадкона копления будет "равна" скорости оттока пластовых вод из уплотняющегося осадка, т пластовое давление в формирующемся осадке будет равно гидростатическому.

Если же скорость осадконакопления будет высокой, и пластовые воды не будут успевать оттекать из осадка, то будут создаваться повышенные пластовые давления, и график изменения коэффициента пористости с глубиной будет отличаться от такого же графика при гидростатическом давлении.

Иначе говоря, формирование АВПД при осадконакоплении ведет к недоуплотнению горных пород (возникает аномалия пористости).

Образование АВПД при генерации углеводородов.

В процессе осадконакопления, по мере погружения осадка в зоны генерации углеводородов, начинается этап создания АВПД. Генерация углеводородов - это процесс перехода части твердой фазы породы в жидкую и газообразную. Такой переход сопровождается увеличением объема флюида при несравнимо меньшем уменьшении объема твердой фазы скелета. Увеличение объема флюида ведет к повышению пластового давления и уменыне-нию эффективного напряжения. Уменьшение эффективного напряжения создает возможность увеличить поровое пространство.

Несмотря на то, что процесс генерации углеводородов, чрезвычайно медленный процесс, эффект создания аномально-высоких пластовых давлений при этом довольно значителен. Это связано с тем, что появление в поровом пространстве в начале двух, а затем трех фаз: воды, газа и жидких углеводородов резко меняет проницаемость

Расчеты показывают( Маскет М.,1953), что если в поровом пространстве содержится вода и нефть в равных объемах, то проницаемость породы при фильтрации такой смеси падает в три раза. Если же в поровом пространстве содержится вода с газом, то при равенстве насыщения породы водой и газом, относительная проницаемость для воды равна 9%, для газа - 29%. Относительной проницаемостью для данной фазы принято считать отношение фазовой проницаемости к абсолютной (Маскет М.). Если смесь состоит из нефти и газа, то при нефтенасыщенности 60% относительные проницаемости для газа и нефти равны между собой и равны 10%.

Более сложная картина изменения проницаемости наблюдается при движении трехфазной смеси (нефть, вода, газ). Например, при насыщенности трехфазной смеси, равной 40% воды, 40% нефти и 20% газа, относительная проницаемость по газу достигает вели-ган менее 1%, по нефти около 12%, и в этих условиях движение пластовых вод практи-}ески прекращается.

Таким образом, генерация углеводородов приводит к образованию АВПД, как за счет терехода твердой фазы породы в жидкую и газообразную (увеличения объема, флюида при 'неизменном" объеме породы), так и за счет существенного снижения проницаемости ■орных пород (более чем в 7 раз).

Увеличение порового пространства породы при генерации углеводородов происходит го другой зависимости. Дело в том, что этот процесс аналогичен увеличению пористости фи подъеме территории и снятии нагрузки (размыв).

Этот процесс описывали ряд исследователей (Добрынин В.М., 1970; Авчян Г.М., 1966; лггников М.Ф. и др., 1974). Их работами установлено, что естественное уплотнение гор-"ых пород и разуплотнение их происходит по разным зависимостям пористости от эф-

фективного напряжения. Нами предложено изменение пористости от эффективного напряжения при разуплотнении горных пород описывать следующим уравнением:

Кнп = Кнрп е'Ьпр°э* , (2.3)

где КцрП - коэффициент пористости горной породы (на поверхности) при разуплотнении;

Ьпр - постоянная величина, характеризующая степень разуплотнения (обратимые деформации) пород.

Итак, увеличение поровога пространства при генерации углеводородов происходит за счет упругих сил скелета породы и, естественно, в связи с этим масштаб увеличения поровога пространства значительно меньший, чем при такой же величине АВПД, созданного при недоуплотнении пород. Увеличение порового пространства, как и величина АВПД, в данном случае зависит от генерационного потенциала горных пород.

Образование АВПД при вертикальной миграции флюидов

Разрывные нарушения, создаваемые в осадочном чехле горных пород, в результате тектонических движений дают возможность разгружаться АВПД, созданном в низах чехла, и создавать АВПД в верхней части разреза. Аномалия пористости при создании АВПД будет формироваться за счет упругих сил породы. Этот процесс имеет одну особенность. Разгрузка АВПД в осадочном чехле по разрывным нарушениям требует обязательного наличия газа в составе флюида. Почему нами так высоко оценивается роль газа? Дело в том, что при разгрузке жидкого флюида отьем объема жидкости моментально снижает величину пластового давления (когда объем порового пространства становится больше объема флюида, так как упругие силы породы не успевают так резко изменить объем порового пространства). Именно свойства газа сжиматься и разжиматься под воздействием давления позволяет осуществлять длительную во времени вертикальную миграцию. При таком характере вертикальной миграции, газ захватывает также и часть жидкой фазы (эффект эрлифта). Ворвавшийся флюид распределяется согласно гравитационному закону, а по создавшимся окнам повышенной проницаемости начинают разгружаться флюиды. Верхня> граница аномальной зоны связана с ухудшением проницаемости, в связи с появлениеь многофазовой среды или же с появлением неньютоновских свойств воды в хорошо уплот ненных глинистых породах.

Таким образом, рассмотрев схемы трех главных механизмов формирования АВЩ можно констатировать, что следствием первого механизма является недоугоютнение гор ных пород (назовем этот механизм - конседиментационный), а следствием двух других разуплотнение горных пород (соответственно - постседиментационный механизм).

2.2. МЕТОДЫ ПРОГНОЗА АВПД

Большой вклад в развитие методов прогнозирования аномально-высоких Пластовы давлений внесли выдающиеся ученые мировой и отечественной геологических школ. Сре

ци них можно выделить: Фостер Д.В., Уолен Х.Е, Комб Г.Д.Б., Голдсмич Р.Г., Джордан Д.Р., Ширли О.Д., Замора М., Фертль У.Х., Marapa К., Муше Ж.П., Митчелл А., Алек-сондров БЛ., Добрынин В.М., Серебряков В.А., Буряковский JI.A., Былевский Г.А., Ку-нин Б.А., Аникеев К.А., Панов В.Ф., Дергунов Э.Н., Аронсон А.Е., Джеваншир Р.Д., Ма-тус Б.А., Осадчий В.Г.,Полутранко А.Ю. и мноше другие.

Созданию и усовершенствованию количественных методов оценки и прогноза АВПД посвящена значительная часть наших исследований. Приведем краткое изложение сущности разработанных новых и усовершенствований существующих методов.

Методы, в основе которых лежит принцип эквивалентных глубин

Методика эквивалентных глубин основана на теории уплотнения (консолидация) насыщенных водой глин.

Как мы уже отмечали, если в процессе формирования осадка, скорость осадкона-копления высока, и вода из породы удаляется слишком медленно, то возникают условия, когда давление воды будет выше гидростатического, а сама порода становится недоуплот-ненной.

Такой механизм формирования АВПД (конседиментационный) подтолкнул Фостера Ц.В. и Уолена Х.Е.(196б) к мысли о том, что при равенстве G3(f,. на разных глубинах соответственно, равенства пористости пород) - на минимальной ( названнай эквивалентной) и искомой ( в зоне АВПД ) - можно определить величину аномального пластового (авления.

Метод реализуется следующим образом:

В разрезе скважины выделяется и определяется удельное электрическое сопротивление шстых некарбонатных глин. Затем строится график изменения удельного сопротивления лин (логарифмический масштаб) от глубины (линейный масштаб). В зоне нормального [авления все точки лягут на прямую линию, так как в этой зоне породы нормально уплот-гены. В зоне АВПД точки будут отклоняться от этой линии уплотнения. На графике шределяется эквивалентная глубина (Нэкв.), - та минимальная глубина, на которой значены удельного сопротивления равны значению этого же сопротивления на искомой глуби-te в зоне АВПД. Так как эффективное напряжение на глубине Н экв. и Н равны, то ис-юльзуя формулу (2.1) и, зная величину геостатического давления на эквивалентной и ис-омой глубинах, можно определить искомое АВПД.

Принцип эквивалентных глубин разработан авторами (Фостер Д.В. и Уолен Х.Е.,1966) ля недоуплотненных пород. Однако, как мы уже показали выше, недоуплотненные поро-ы являются следствием лишь одного механизма формирования АВПД - при осадкона-оплении (конседиментационный механизм). При формировании же АВПД в процессе ге-ерации углеводородов или вертикальной миграции (постседиментационный механизм), роисходит, как указывалось выше, разуплотнение горных пород. Такое качественное из-енение в картине отражающей аномалию пористости в зависимости от механизма фор-ирования АВПД подтолкнуло нас к разработке метода определения АВПД при постсе-шентационных механизмах формирования АВПД, приводящих к разуплотнению горных зрод.

Определение АВПД по нашему способу осуществляется следующим образом. Строит: фактическая зависимость геофизического, петрофизического или технологического па-метра от глубины. В зоне нормального пластового давления проводится линия нормаль-

ного уплотнения пород. При отклонении геофизического, петрофизического или техноло-пгческого параметра от линии нормального изменения (уплотнения), величина пластового давления определяется по принципу "эквивалентных глубин" с использованием линии разуплотнения породы.

Предложен ряд способов нахождения линии разуплотнения.

Один из них связан с тем, что на структуре (постседиментационного генезиса) в разных точках одного и того же пласта глинистых пород, располагающихся на разных глубинах, можно снять значения параметра и построить график зависимости этого параметра от глубины. Другой способ связан с определением параметра на глубине и в керне, и третий - увязан с восстановлением кривой разуплотнения по прямому замеру в зоне АВПД.

Во всех случаях мы получим кривую разуплотнения, и зная наклон этой линии, можем определить ее расположение для всех других глинистых пластов.

С появлением метода оценки АВПД при разуплотнении горных пород (постседиментационный механизм формирования АВПД) стало очевидно, что методы оценки АВПД впрямую связаны с механизмом их формирования. А методика эквивалентных глубин приобрела универсальный характер, позволяющая определять АВПД, как при конседиментационном (недоуплотнении горных пород), так и при постседиментационном (разуплотнение пород) механизмах формирования аномального давления.

Так же стало очевидным, что нельзя использовать ту или иную модификацию метода эквивалентных глубин без знания генезиса АВПД.

Нами предложен ряд приемов определения генезиса. Один из них связан с замером пластового давления в зоне АВПД, величину которого необходимо сравнить с результатами расчетного определения АВПД как при недоуплотнении, так и при разуплотнении. Близость результата замера и результатов прогноза позволит выявить механизм формирования АВПД.

Другой прием имеет в своей основе положение о том, что при конседиментационном механизме формирования АВПД породы являются недоуплотненными и при любом снижении пластового давления при испытании скважин начнутся новые необратимые изменения в породах, соответственно, будут уменьшаться такие параметры пласта как пористость и проницаемость. Иначе говоря, при испытании скважины на прямом и обратном ходе исследования результаты не повторяются.

Методы, основанные на эмпирической зависимости геологического, геофизического, технологического параметра от величины пластового давления

Остановимся на одном наиболее оперативном, технологическом методе.

Наиболее точные и перспективные технологические методы созданы на основе зависимости параметров бурения от перепада давления на забое бурящейся скважины (с1Р).

Еще в 1968г. Видрайн и Бенит, а в 1969г. Д.Джордан и О.Ширли отмечали теснук корреляционную зависимость между скоростью проходки и с1-экспонентой от дифференциального давления ((1Р).

Следующий важный шаг в развитии метода с!-экспоненты был сделан М.Заморой ш 1972 году, который предложил количественно определять градиент аномального давленш по соотношению

TS = TT*" (2-4)

N dc0

где Г - градиент пластового давления; N- градиент нормального пластового давления; dco - фактическое значение скорректированной d-экспонегггы, рассчитанное для исследуемой птубины; dc„ - значение скорректированной d-экспоненты для исследуемой глубины, снятое с линии нормального изменения.

М.Замора предложил построение тренда dc (аналогично тренду d) в зоне нормального давления и, в случае, отклонения от тренда определять величину градиента давления по формуле ( 2.4. ).

График d,;=f(H) М.Замора рекомендует строить в полулогарифмических координатах. В логарифмическом масштабе откладываются значения dc, в линейном - значение шубин скважины Н. При этом тренд "нормального" изменения d,. с глубиной имеет вид прямой.

При определении положения тренда и градиентов пластового давления автор рекомендует пользоваться следующими методическими приемами:

а) При смене типа и диаметра долота, гидравлических параметров и типа раствора необходимо провести коррекцию положения тренда, принимая, что градиент давления в точке начала бурения в новых условиях равен тому, который был определен в конце предыдущего долбления.

б) Тренд должен строиться для отложений одной буримости, желательно для глин. Однако, если разрез слагается плотными породами, данные ограничения становятся не столь существенными.

М.Заморой составлена палетка для визуального определения градиента АВПД. Не повторяя простого способа ее построения, укажем, что эта палетка, в некотором роде, носит универсальный характер. Этот метод был модифицирован нами в 1981 году.

Проанализируем формулу (2.4) метода М.Заморы. Если в ней dco выразить через d, определяемое по формуле N

dc = d-y , (2.5)

то получим:

r = N45iL = ^L = j%1 (2.6)

dCo Nd d j

Г d

то есть — = —^ (2.7)

J d

Отсюда видно, что чем ближе фактическая плотность бурового раствора к градиенту пластового давления, тем ближе значение d к величине dc„, а при равенстве Г и j, что от-зечает равновесным условиям бурения, d = den, то есть точки d будут лежать на линии юрмалыюго изменения dcn, экстраполированной в зону АВПД. Таким образом, линия гормалыгого изменения de (в зоне нормального давления) и ее продолжение - участок экстраполяции в зону АВПД (точки dc„) -является линией равновесного бурения. Поэтому мы газвали значение den в формуле (2.7) "равновесной" d-экспонентой (dp), то есть

, (2.8)

а

Понятие "равновесной" экспоненты правильно отражает ее физическую сущность и позволяет проводить несколько более наглядную и оперативную интерпретацию буровых данных - определять насколько обстановка на забое близка к равновесным условиям бурения, когда Рз = Рпл.

Совмещение графика изменения <1 по глубине и равновесной линии (линии (1р ) дает возможность наглядно судить о фактических условиях бурения. Чем правее от линии с!р расположены точки <1, тем больше репрессий на пласт, величину которой можно рассчитать, либо определить, как и значение Г, по палетке, составленной нами. И, наоборот, об опасности выброса свидетельствует положение точки (1 левее равновесной линии. Чтобы заранее принять меры к предупреждению выброса, предлагается на графике изменения с!, кроме равновесной линии, проводить еще "безопасную" линию (значение с1о), которая располагается правее линии с1р и параллельна ей. Величину (1б можно рассчитать по формуле:

йр

Аб, (2-9)

где ] -минимально необходимая величина превышения давления столба раствора над пластовым давлением позволяющая не только безопасно бурить почти на равновесии, но и проводить вспомогательные операции в скважине.

Салю собой разумеется, что при смене долот, литологического состава пород и т.д. положение "равновесной" и "безопасной" линий изменится и необходимо производить коррекцию положения линий аналогично изменению положения линии ¿с.

Если же палетку, предложенную М.Заморой, повернуть вокруг линии нормального изменения <1с вправо (как вокруг оси) и расположить линии градиентов в том же порядке (слева направо), в каком на оси абсцисс находятся значения (1С (или с1), то можно определить избыточный вес бурового раствора на совместном графике (1с и (1.

Методика М.Заморы и его модификации достаточно просты, оперативны. Особенно наглядна модификация ее в "равновесной" (1-экспоненте. Однако, главный недостаток методики - это произвольный характер формулы (2.4). Выбор такой пропорции не подкреплен сколько-нибудь серьезными исследованиями. Данное обстоятельство не мешает методу получить большую популярность у практиков оценки АВПД. Особенно много погрешностей метода возникает при произвольной смене плотности бурового раствора. Тем не ме нее в методе бесспорно то, что линию равновесия на забое скважины он очерчивает безошибочно.

В дальнейшем, нами были построены зависимости (1 = Г(ёР), по двум регионах!: по Северу Западно-Сибирской провинции и по Кобыстано-Куринской области (Азербайджан). А в 1984г. нами был создан метод оценки АВПД, названный способом "варьирующей нормализованной скорости проходки"

Методика оценки АВПД по данному способу опирается на ряд положений.

Первое - необходимо так нормализовать механическую скорость проходки на технологические параметры, например, на диаметр долота, на скорость вращения долота, на нагрузку на долото, на износ долота, чтобы их изменения не влияли на механическую ско

юсть проходки. Поэтому в качестве основы была выбрана с1-экспонента, хотя в принципе южно было бы взять любой другой параметр, связанный с механической скоростью.

Второе, было принято, что после нормализации механической скорости на технологи-;еские параметры бурения, на механическую скорость бурения влияют только уплотнения [ перепад давления на забое. Так как характер уплотнения горных пород с глубиной южно описать уравнением (2.1), то для (1-экспоненты это уплотнение можно записать ак:

с!н = с1ное-сСэф , (2.10)

ще с - константа, характеризующая литолошческий тип породы;

<1„ , <1но - ё-экспонента, соответственно, на глубине Н и условно на поверхности.

Естественно, для каждого литологического типа пород величины <1н , (1но и с будут азные.

Уравнение (2.9) позволяет нормализовать механическую скорость бурения и на угоют-ение горных пород.

В результате получается зависимость (1-экспоненты от перепада давления на забое, по оторой и определяется АВПД.

Способ осуществляется следующим образом:

В зоне нормального пластового давления или в зоне с известным пластовым давлением троится график ё-экспоненты от глубины.

На этом графике ((1-экспонента откладывается в логарифмическом масштабе, а глуби-а в линейном) необходимо соединить точки с!-экспоненты с разными перепадами давле-ия ( ёР) и построенные таким образом линии - представляет собой линии уплотнения, ыраженных в качестве нормализованной скорости проходки. Затем, в той же зоне с из-естными пластовыми давлениями необходимо снести все точки (1-экспоненты со своими качениями с1Р по линии уплотнения на одну, условно взятую глубину. Далее для этой глу-ины строится зависимость приведенной (1-экспоненты от (1Р. В зоне же с неизвестными ластовыми давлениями точка с1-экспоненты сносится по линии уплотнения на условную тубину, а далее по графику зависимости ё„ = К (1Р), определяется ёР и рассчитывается тчение градиента пластового давления.

Точность метода зависит, в основном, от двух причин:

- от наличия в зоне нормального пластового давления точек (1-экспоненты с близкими гачениями с1Р.

- от учета недоуплотнения или разуплотнения.

При конседиментационном механизме формирование АВПД учет недоуплотнения обя-телен и такой прием учета недоуплотнения разработан нами в 1987г. При постседимен-ционном механизме формирование АВПД масштаб аномалии пористости незначителен, »этому и эти погрешности незначительны.

Методы, основанные на гидродинамической взаимосвязи между природными флюидами и промывочной жидкостью.

Нами созданы методы: метод "варьирующих депрессий" и метод оценки АВПД при пщроразрыве пласта. Один из них (метод "варьирующих депрессий") используется для оценки АВПД при вскрытии пластов-коллекторов. Другой - для оценки АВПД в покрышках (глинах). Метод "варьирующих депрессий" был разработан нами в 1977 году. Он основан на как бы испытании пласта коллектора на двух-трех режимах работы. Получив данные о взаимодействии промывочной жидкости с флюидом пласта, используя формулу Дюпюи, решая систему уравнений, определяется депрессия или репрессия на пласт и уже по величине (1Р, определяется величина пластового давления. Метод очень хорош и не имеет аналогов в зарубежной практике.

Другой метод, разработанный нами, связан с гидроразрывом пласта. Суть его в том, что надо провести гидроразрыв пласта, а затем определить величину пластового давления по формуле гидроразрыва пласта.

Р _ Ргр. ~ (Рг е о с 1*- Ргр.

пл ТТ2У ' ( }

где Рф - давление гидроразрыва пласта; РГСОст - геостатическое давление для исследуемого интервала; V - коэффициент Пуассона.

2.3. СОЗДАНИЕ РАЦИОНАЛЬНЫХ КОМПЛЕКСНЫХ МЕТОДИК ПРОГНОЗА И ОЦЕНКИ АВПД

Методы прогноза и оценки аномальных пластовых давлений достаточно широко используются в самых различных условиях. Выбор рационального комплекса применительно к конкретным условиям нефтегазоносных регионов является одним из сложнейших этапов предварительных исследований, так как от него существенно зависит точность оценки АВПД и, в конечном итоге, степень риска ведения буровых работ в зоне АВПД.

Сами методы оценки и прогноза АВПД можно подразделить на качественные и количественные.

Качественные методы необходимо использовать всегда, не только потому что при бурении в зонах АВПД любая информация о возможной встрече с АВПД полезна, а также и потому, что есть много таких геологических ситуаций, в которых количественные методы могут работать недостаточно эффективно. Например, оценка АВПД в чисто хемогенном разрезе или оценка АВПД в сильно трещиноватом разрезе. Поэтому качественные методы, по мере возможности, важно дополнительно включать в любой рациональный комплекс.

В основу же рационального комплекса методов оценки АВПД положены количественные методы.

Следует также отметить, что существенное значение при выборе работающих соответствующих методов имеет литологический состав пород, слагающих интересующий нас разрез. Поэтому необходимо выделить два типа разреза: терригенный и карбонатный (хемогенный). Иначе говоря, рациональный комплекс должен подбираться отдельно для терригенного и карбонатного (хемогенного) разреза.

Важно также ранжировать нефтегазоносные районы на следующие три типа - древние и молодые платформы и геосинклинальные области.

Рассмотрим сущность методов, в основе которых лежит принцип эквивалентных глубин в равенстве эффективных напряжений в аномальной и нормальной зонах и, соответственно, равенстве пористости пород на этих глубинах, то в связи с чем необходимо отметить следующие важные аспекты его применения:

1) непринципиально каким параметром - геофизическим, петрофизическим или технологическим будет установлено равенство эффективных напряжений. Важно, чтобы используемый параметр имел очевидную зависимость от пористости. Поэтому для оценки АВПД по принципу эквивалентных глубин можно использовать геофизические параметры: электрическое сопротивление, рассеянное гамма излучение, интервальная скорость распространения упругой волны, электропроводность, а также петрофизические параметры -плотность и, естественно, пористость; технологические параметры - d экспоненты, - сигма каротаж и др.

2) при оценке АВПД по принципу эквивалентных глубин очень важно знать генезис АВПД.

Если АВПД образовалось при недоуплотнении горных пород (конседиментационном механизме формирования АВПД), то эквивалентную глубину необходимо находить на линии нормального изменения параметра. А если АВПД образовалось при разуплотнении (постседиментационный механизм формирования АВПД), то эквивалентную глубину надо искать на линии разуплотнения пород.

В связи с тем, что при постседиментационном механизме формирования АВПД при оценке давлений линия разуплотнения имеет незначительные отклонения от вертикальной линии (угол наклона линии разуплотнения зависит от литологического состава пород), то точность определения АВПД с использованием принципа эквивалентных глубин незначительная, и, наверное, нет необходимости использовать такие методы в тех районах, где АВПД образовалось постседиментационно. Такие методы, естественно, не должны входить в рациональный комплекс.

Как определять генезис АВПД мы отразили выше и суть его в нашем случае сводится к тому: что при конседиментационном механизме формирования АВПД породы являются ,недоуплотненными и при любом снижении пластового давления начнутся новые необратимые изменения в породах; соответственно, будут уменьшаться такие параметры пласта как пористость, проницаемость и т.д.

Значит при испытании таких продуктивных пластов проницаемость их будет необратимо падать при увеличении депрессии и, соответственно, индикаторная кривая зависимости дебит нефти или воды от депрессии будет иметь кривизну.

В увязке с тектоническим ранжированием: приведенном выше напрашивается и такой вывод: в геосинклиналях и, в какой-то мере, на молодых платформах генезис АВПД кон-:едиментационного типа, а на древних платформах АВПД - постседиментационный, что гмело практическое подтверждение. Так, при испытании продуктивных горизонтов нефтяного месторождения на о.Сахалин (Окружное месторождение), индикаторная линия 1мела кривизну (Свитенко B.C., Маштанова Р.В., Гордина Р.И., 1981). То есть, при уве-шчении депрессии на пласт удельный дебит нефтяного пласта падает. И так как в этих

пластах давление повышенное это свидетельствует о том, что АВПД здесь имеет конседи-ментационный генезис.

Анализ результатов испытания продуктивных горизонтов в зоне АВПД в Западной Сибири, проведенный в 1984 (Эринчек П.Т., 1984), также показал, что и здесь в зоне АВПД индикаторная линия при испытании горизонтов не является прямой, тогда как в зоне нормального пластового давления индикаторная кривая имеет прямой характер, то есть дебит прямо пропорционален депрессии,

В связи с этим можно полагать, что и на Сахалине и в Западной Сибири, аномально-высокие пластовые давления могут иметь конседиментационный генезис. Но нельзя утверждать, что во всех регионах Западной Сибири генезис АВПД будет иметь конседиментационный характер. Многие исследователи считают, что АВПД здесь вторично, хотя убедительных доказательств этого не приводят.

Анализ распространения АВПД на древних платформах (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, Сибирская платформа и т.д.) приводит многих исследователей к мысли, что аномальные давления здесь имеют постседаментационный характер. Одним из признаков этого является тот факт, что с глубиной коэффициент аномальности всё увеличивается, а так же и то обстоятельство, что пластовое давление в глинистых породах, меньше чем в коллекторах.

Таким образом, методы оценки АВПД, основанные на принципе эквивалентных глубин должны войти в рациональный комплекс для применения в условиях геосинклинальных областей и молодых платформ. На древних платформах эти методы, могут использоваться, как вспомогательные.

С известной долей допущения к методам оценки АВПД, основанным на принципе эквивалентных глубин, можно отнести и метод оценки АВПД по керну.

Принцип его, как известно, заключается в том, что при исследовании керна на установке всестороннего сжатия определяется максимальное эффективное напряжение пласта. Так как в случае конседиментационного происхождения АВПД это максимальное эффективное напряжение соответствует эффективному напряжению пласта в настоящее время, то зная геостатическое давление, можно определить величину пластового давления.

В случае иного происхождения АВПД, этим методом определить пластовое давление невозможно. Таким образом: методы оценки АВПД по керну на установке всестороннего сжатия, могут войти в рациональный комплекс для применения опять же на геосинклинальных областях и молодых платформах.

Несколько слов о применимости рассмотренных выше методов в зависимости от ли-тологического состава вскрываемого разреза. Несомненно, что наилучшие результаты применения рассмотренных методов получены в терригенном разрезе, иначе говоря, по глинистым породам. В карбонатном (хемогенном) разрезе необходимо присутствие глинистых пород, по которым и строятся все зависимости. Отсутствие таких разностей в карбонатном разрезе делает невозможным их применение.

Теперь рассмотрим блок методов оценки АВПД, основанных на эмпирических корреляциях какого-либо параметра с самой величиной пластового давления или с перепадом давления в процессе бурения.

Как известно, такие методы достаточно разнообразны. Их можно довольно успешно использовать во всех нефтегазоносных областях: древних и молодых платформах, и reo

синклинальных областях. В терригенных разрезах не обязательно выделять только глинистые разности, хотя как правило, точность при применении таких приёмов только по шинам выше. В карбонатных разрезах эти методы также работают неплохо, хотя и хуже, чем в терригенных. Исключение составляют хемогенные разрезы, здесь, как правило, необходимо выделять либо карбонатные, либо терригенные разности и уже по ним строить разные зависимости.

Несколько особняком стоит в этом ряду методов оценки АВПД метод тектоно-динамического моделирования (Аристова Г.Б., 1991). Суть метода в корреляции цикличности осадконакопления с величиной АВПД, что естественно, связывает его с конседи-ментационным генезисом АВПД. Этот метод, так же как и методы оценки АВПД по принципу эквивалентных глубин, может быть использован на молодой платформе и геосинклинальных областях. В какой-то мере метод имеет ограничения в карбонатном разрезе и особенно в хемогенном.

Рассмотрим теперь методы, основанные на гидродинамическом взаимодействии между природными флюидами и промывочной жидкостью.

Данные методы - метод "варьирующей депрессии" и ряд методов по регулированию забойного давления и дальнейшей интерпретации результатов регулирования с помощью ё-экспоненты, требуют проведения технологических экспериментов в процессе бурения скважин. Иначе говоря, на буровой при использовании таких методов нужен квалифицированный технолог, для оперативного проведения экспериментов и осуществления оценки АВПД. Конечно, при современном состоянии технологической службы России на буровых, такой сервис едва ли реален, поэтому нам представляется, что включение данных методов в рациональный комплекс на данном уровне производства будет, несмотря на их высокую точность, иметь лишь номинальное значение.

Методы, основанные на гидродинамическом взаимодействии, не имеют ограничений. Они могут применяться как в терригенном, так и в карбонатном разрезе, как на древних и молодых платформах, так и в геосинклинальных областях.

Последний блок методов оценки АВПД - методы оценки давлений по аналогии.

Эти методы имеют большое значение для проектирования строительства скважин, для прогноза аномально-высоких пластовых давлений впереди забоя. Как правило, такие прогнозы основаны на корреляции пластов с высокими давлениями и применяются в практике проектирования и строительства геологического разреза и нет необходимости их включать в какой-либо рациональный комплекс (кроме проектного).

Таким образом, в результате рассмотрения методов прогноза и оценки АВПД были зыработаны для нефтегазоносных бассейнов Западной Сибири, Восточной Сибири, Дальнего Востока, Прикаспийской впадины, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции :ледующие оптимальные комплексы методов (см.табл.2.1).

Рациональный комплекс методов прогноза и оценки АВПД, рекомендуемый для основных нефтегазоносных регионов России.

Таблица 2.1

1. ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ ПРОВИНЦИЯ /древняя платформа/

Терригенный

Карбонатный /хемогенный/

1.1. По данным сейсморазведки

1. Метод определения АВПД по корреляционной зависимости между избыточным давлением и приращением интервальной скорости распространения упругой волны.

1. Метод определения АВПД по корреяя онной зависимости между избыточным дав нием и приращением интервальной скорос распространения упругой волны с выделе

1.2. По данным ТИС

1. Метод определения АВПД по корреляционной зависимости между градиентом пластового давления и отклонением геофизического параметра. 1. Метод определения АВПД по корреля] онной зависимости между градиентом гшас вого давления и отклонением геофизичес» параметра с выделением глинистых разнос по разрезу.

1.3. По технологическим данным бурения

1. Метод "нормализованной скорости про-ходки'Упо М.Заморе/. 2. Метод "варьирующей нормализованной скорости проходки". 1. Метод "нормализованной скорости и ходки"/ по М.Заморе/ с выделением шин тых разностей по разрезу. 2. Метод "варьирующей нормализован? скорости проходки" с выделением глинист разностей по разрезу.

1.4. По гидродинамическим данным

1. Метод "варьирующих депрессий". 2. Метод регулируемого забойного давления 1. Метод "варьирующей депрессии". 2. Метод регулируемого

И. ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ /молодая платформа/

Цитологический тип разреза

Терригенный___Карбонатный

_2.1. По данным сейсморазведки_

1. Метод определения АВПД по корреляционной зависимости между избыточным давлением и приращением интервальной скорости распространения упругой волны.

2. Метод эквивалентных глубин /основной параметр-итервальная скорость распространения упругих волн/.__

_2.2. По данным ГИС _

1. Метод определения АВПД по корреляционной зависимости между градиентом пластового давления и отклонением геофизического параметра.

2. Метод эквивалентных глубин /основные параметры: удельное или кажущееся электрическое сопротивление, относительное элек-грическое сопротивление, электропроводность, интервальное время распространения упругой волны, рассеянное или вторичное гамма-излучение/.

3. Метод тектоноциклического моделирования.

4. Экспериментальные исследования с образцами керна /зависимость проницаемости, электрического сопротивления, скорости

/прутах волн от эффективного напряжения/.__

_2.3. По технологическим данным бурения

1. Метод "нормализованной скорости про-содки" /по М.Заморе/.

I. Метод "варьирующей нормализованной жорости проходки".

!. Метод эквивалентных глубин /основной [араметр-(1-экспонента/.__

_2.4. По гидродинамическим данным

. Метод "варьирующей депрессии". . Метод регулируемого забойного давления.__

III. ПРИКАСПИЙСКАЯ ВПАДИНА /древняя платформа/

Терригенный

Карбонатный /хемогенный/

3.1. По данным сейсморазведки

1.Метод определения АВПД по корреляционной зависимости между избыточным давлением и приращением интервальной скорости распространения упругой волны.

1. Метод определения АВПД по корреляционной зависимости между избыточным давлением и приращением интервальной скорости распространения упругой волны с выделением глинистых разностей по разрезу._

3.2. По данным ГНС

1. Метод определения АВПД по корреляционной зависимости между градиентом пластового давления и отклонением геофизического параметра.

1. Метод определения АВПД по корреляционной зависимости между градиентом пластового давления и отклонением геофизического параметра с выделением глинистых разностей по разрезу._____

3.3. По технологическим данным бурения

1. Метод "нормализованной скорости проходки" /по М.Заморе/. 2. Метод "варьирующей" нормализованной скорости проходки". 1. Метод "нормализованной скорости проходки"/ по М.Заморе/ с выделением глинистых разностей по разрезу. 2. Метод "варьирующей нормализованной скорости проходки" с выделением глинистых разностей по разрезу.

3.4. По гидродинамическим данньш

1. Метод "варьирующей депрессии". 2. Метод регулируемого забойного давления. 1. Метод "варьирующей депрессии". 2. Метод регулируемого забойного давления.

IV. ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ /древняя платформа/

Терригенный

Карбонатный /хемогенный/

4.1. По данным сейсморазведки

1. Метод определения АВПД но корреляционной зависимости между избыточным давлением и приращением интервальной скорости распространения упругой волны с выделением глинистых разностей по разрезу._

4.2. По данным ГИС

1. Метод определения АВПД по корреляционной зависимости между градиентом пластового давления и отклонением геофизического параметра с выделением глинистых _разностей по разрезу._

4.3. По технологическим данным бурения

1. Метод "нормализованной скорости проходки" /по М.Заморе/ с выделением глинистых разностей по разрезу.

2. Метод "варьирующей нормализованной скорости проходки" с выделением тинис-

_тых разностей по разрезу_

4.4. По гидродинамическим данным

1. Метод "варьирующей депрессии".

2. Метод регулируемого забойного давления

V. ДАЛЬНИЙ ВОСТОК /современная геосинклиналь/

'Герригенный__Карбонатный /хемогенный/

5.1. По данным сейсморазведки

_5.2. По данным ГИС

1. Метод определения АВПД по корреляционной зависимости между градиентом пластового давления и отклонением геофизического параметра.

2. Метод эквивалентных глубин /основные параметры: удельное или кажущееся электрическое сопротивление, относительное электрическое сопротивление, электропроводность, интервальное время распространения упругой волны, рассеянное или вторичное гамма-излучение/.

3. Метод тектоноциклического моделирования.

4. Экспериментальные исследования с образцами керна /зависимость проницаемости, электрического сопротивления, скорости упругих волн от эффективного напряжения.

5.3. По технологическим данным бурения

1. Метод "нормализованной скорости проходки" /по М.Заморе/.

2. Метод "варьирующей нормализованной скорости проходкн".

3. Метод эквивалентных глубин /основной параметр-сД-экспонигта/.__

5.4. По гидродинамическим данным

1. Метод "варьирующей депрессии".

2. Метод регулируемого забойного давления.__

2.4 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ДЛЯ

ОПЕРАТИВНОЙ ОЦЕНКИ АНОМАЛЬНЫХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Разработанная нами автоматизированная система для оперативной оценки аномальных пластовых давлений ("АНОПРЕСС") предназначена для быстрого расчета пластового давления и обнаружения зон с аномальным давлением в процессе бурения.

Система "АНОПРЕСС" включает персональный компьютер и специальное программное обеспечение, которое базируется на двух прогрессивных методах оценки пластового давления, использующих технологические данные бурения:

- известный метод "нормализованной скорости проходки";

- новый метод "варьирующей нормализованной скорости проходки", использующий зависимость дифференциального давления от нормализованной скорости проходки.

Исходными данными для системы "АНОПРЕСС" являются: интервал бурения, время бурения интервала, диаметр долота, нагрузка на долото, скорость вращения долота, расход бурового раствора, плотность бурового раствора, способ бурения, нормальный градиент.

Для учета гидродинамических потерь система "АНОПРЕСС" привлекает дополнительные данные о конструкции скважины и компоновке бурильного инструмента (диаметры и длины обсадных колонн и бурильных труб). Для более точного определения скорости проходки система учитывает износ долота.

В качестве окончательных результатов система выдает значения пластового и дифференциального давлений, коэффициент аномальности (градиент) и его доверительные пределы, рекомендуемую оптимальную плотность бурового раствора.

Все результаты выводятся на цветной монитор в графической форме и записываются в файл или распечатываются в табличной форме.

Система "АНОПРЕСС" обладает высоким быстродействием и может работать в режиме реального времени. Благодаря высокой точности оценки пластового давления система может успешно конкурировать с существующими аналогичными системами.

3. ОСВОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗОНАХ АВПД. СОЗДАНИЕ ПРИЕМОВ И СПОСОБОВ ОПТИМАЛЬНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ЗОНЕ АВПД. РАЗРАБОТКА ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УВ. СОЗДАНИЕ КОМПЬЮТЕРИЗИРОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ.

Освоение залежей углеводородов в зонах аномальных пластовых давлений имеет характерные особенности и вызывает значительные трудности:

а) Коллекторские свойства в этих зонах отличаются в худшую сторону по сравнению с зоной развития нормальных давлений.

Если при конседиментационном механизме формирования АВПД такое ухудшение мало, то при постседиментационном механизме формирования АВПД оно значительно. В этих зонах АВПД в терригенных отложениях широко развиты коллекторы с вторичными постседиментационными процессами. В карбонатном комплексе пород отмечаются первичные субкапиллярные (<1 мкм) и вторичные капиллярные и сверхкапиллярные поры (0,01-0,015 мкм), развитые в матрице породы. Фильтрация флюидов в терригенном и карбонатном коллекторах осуществляется, в основном, по трещинам. Проницаемость по по-ровым каналам низкая. То есть, в этих зонах АВПД могут иметь место большие запасы УВ при низкой дебитности скважин.

Таким образом, с позиции генезиса АВПД, коллектор в зоне АВПД разделяется на две группы: хороший, нормальный коллектор (при конседиментационном механизме) и сложный коллектор (при постседиментационном механизме формирования АВПД).

б) Залежи углеводородов в этих зонах не всегда сформированы полностью. В них могут быть целики с пластовыми водами, залежи имеют, как правило, расплывчатые или смещенные газо-водо-вефтяные контакты. При этом залежи могут быть ограниченного размера.

Такой характер распределения углеводородов в зонах АВПД связан с разным генерационным потенциалом горных пород, что приводит к созданию весьма изменчивого характера пористости пород (при генерации углеводородов наблюдается уменьшение объема скелета горной породы и, соответственно, увеличение порового пространства).

Надо отметить, что часть порового пространства забита аномальными вязкопластич-ными нефтями (с высоким содержанием парафинистых и асфальто-смолистых углеводородов).

в) Вскрытие продуктивных горизонтов в зонах АВПД в большинстве случаев осуществляется не в оптимальном режиме.

Вопросы совершенствования приемов и способов вскрытия продуктивных горизонтов очень сложны. Несмотря на то, что в 1983 году была принята новая редакция единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных и газовых месторождениях, как правило, производственные объединения их нарушают. Нарушают, главным образом, за счет превышения величин дифференциального давления, установленных едиными правилами. Происходят такие нарушения по многим причинам. Это и отсутствие вращающихся превенторов, и неумение определять пластовые давления в процессе про-

водки скважин, отсутствие технологического контроля (да и просто культуры производства), слабое представление о зоне проникновения бурового раствора и т.д. Конечно, все эти нарушения негативно влияют на эффективность поисково-разведочных работ и порой ведет к пропуску залежи и в значительном количестве случаев имеем неверное представление о потенциальных возможностях сложного коллектора в зонах АВПД.

О зоне проникновения в процессе бурения скважин в общем виде имеется такое представление. В процессе бурения скважины при вскрытии коллектора промывочная жидкость, проникая в него, образует зону кольматации и глинистую корку. На забое скважины они разрушаются долотом, что обуславливает непрерывную опережающую фильтрацию промывочной жидкости. В нефтегазонасыщенные коллекторы фильтрат внедряется еще и за счет капиллярной пропитки. При статическом состоянии промывочной жидкости глинистая корка быстро нарастает, и фильтрация прекращается, а при циркуляции - частично разрушается, в результате чего в коллектор внедряется новая порция фильтрата.

Зона проникновения формируется за счет разницы между забойным и пластовых давлениями. Так как в процессе строительства скважины дифференциальное давление существенно меняется, а коллектор то поглощает, то вытесняет пластовый флюид в ствол скважины, то и количество жидкости, поглощаемой пластом, зависит также от сжимаемости коллектора, его проницаемости. Внедрение промывочной жидкости, ее фильтрата приводит к появлению в системе скважина-пласт начального градиента давления и, когда последний достигает действующего градиента давлений, фильтрация из скважины в пласт прекращается. Такую модель формирования зоны проникновешм следует существенно дополнить.

Во-первых, за счет учета фазовой проницаемости призабойной зоны, рассматривая процесс образования зоны проникновения в зависимости от насыщения флюидом коллектора.

Так, если пластовым флюидом является нефть и газ, а фильтратом вода, то при превышении забойного давления над пластовым в коллектор внедряется фильтрат, который уменьшает насыщенность коллектора нефтью или газом. Поэтому в дальнейшем при извлечении флюида из пласта будет вытесняться тот флюид, который при данной насыщенности обладает наибольшей фазовой проницаемостью. Если внедрение промывочной жидкости и вытеснение флюида происходит неоднократно, то первая порция внедрившегося фильтрата незначительно уменьшает нефте- или газонасыщенность коллектора, так как вода окажется "защемленной", а при увеличении числа циклов "внедрение-вытеснение", насыщенность коллектора водой возрастает, фазовая проницаемость для нее также повышается, достигая предельной величины. В этом случае образуется зона, в которой фазовая проницаемость для нефти и газа равна нулю, а насыщенность нефтью или газом - остаточная. Данная зона является препятствием для движения в свободном состоянии нефти и газа, а коллектор с этого момента поглощает и вытесняет только фильтрат.

Рассмотрение фазовой проницаемости в зоне проникновения существенно дополняет модель формирования этой зоны и может служить основанием для объяснения неудач испытания заведомо продуктивных горизонтов, ну и, конечно, пропусков новых залежей и особенно, чреваты последствиями такие осложнения в зоне проникновения при больших репрессиях на пласт в процессе бурения.

Во-вторых, в представлениях о зоне проникновения плохо рассмотрен вопрос об образовании глинистой корки внутри коллектора.

Такое образование глинистой корки обусловлено тем, что при репрессии на пласт в процессе бурения проницаемые горизонты в прискважинной зоне как бы надуваются глинистым раствором. Так как забойное давление выше пластового, то эффективное напряжение уменьшается, что ведет к упругому разуплотнению коллектора.

При испытании таких пластов, давление в них в депрессионной воронке становится меньше начального, и коллектор сжимается, а глинистый раствор, проникший в пласт, создает глинистую корку внутри коллектора, полностью его закупоривая. Такая ловля твердых частиц промывочной жидкости сетью меньшего диаметра особенно опасна для хорошо разуплотняющихся пластов, для коллекторов, широко развитых в зонах АВПД, ну и, конечно же, при больших репрессиях в процессе бурения. И надо отметить, что глинистая корка внутри пласта практически не уничтожается как в процессе всего строительства скважины, так и в процессе ее испытания.

Учитывая изложешюе выше нами предлагаются следующие рекомендации по вскрытию продуктивного горизонта. Во главу угла уже необходимо ставить не просто "равновесное" бурение, а создание равновесия при вскрытии планируемого к изучению нефтегазоносного комплекса горных пород, решения вопросов сохранения такого равновесия для этого комплекса в процессе всего строительства скважины. Имеется в виду такая технология бурения и специальная конструкция скважины для оценки нефтегазонос-ности определенного этажа (комплекса) отложений, которые обеспечат сохранность коллектора в зоне АВПД комплекса, или минимального его ухудшения в процессе бурения. Поясним на примере. Если скважина бурится для оценки нефтегазоносности комплекса отложений, лежащих в подошве переходной зоны, то при этом мы пренебрегаем коллекторами, которые вскрыты бурением в середине или в кровле переходной зоны, их оценку не производим, так как строим конструкцию скважины так, чтобы изолировать зону нормального пластового давления от зоны АВПД, а коллекторы, находящиеся в кровле или в середине переходной зоны, могут быть вскрыты со значительными репрессиями.

Если же скважина бурится для оценки нефтегазоносности отложений, лежащих ниже переходной зоны, то конструкцию скважины необходимо подбирать таким образом, чтобы был перекрыт весь разрез переходной зоны АВПД а промежуточная колонна должна быть как можно ближе спущена к кровле интересующего нас интервала разреза. Тем самым, в данном случае как бы пренебрегается оценка нефтегазоносности разреза, лежащего в переходной зоне АВПД. Конечно, и в первом и втором случае можно производить ориентировочные оценки характера насыщения и оценку параметров таких пластов по данным испытания испытателями пластов.

Такая целенаправленная технология и конструирование скважины уже ставит в качестве главной цели не просто бурение без аварий, а бурение ради нужного коллектора. И конечно же для комплексности необходима разработка, позволяющая снижать репрессию на пласт при безопасном бурении, или вести бурение при депрессии на пласт под долотом или в призабойной зоне при сохранении достаточного противодавления в вышележащем кольцевом пространстве. В этих условиях информация о продуктивных горизонтах будет наиболее достоверна и возможность пропуска залежей нефти и газа будет исключена.

Выше мы показали, как отрицательно сказываются на продуктивные пласты репрессии на пласт. И если для безопасности бурения имеется вращающийся превентор, то для "безопасности" продуктивного пласта такого "механизма" нет. Нами создана такая разработка, которая позволяет осуществлять бурение поисково-разведочных скважин на нефть и газ в условиях отрицательного дифференциального давления на забое или равенстве забойного (РЮб) и пластового (Pjh) давлений, то есть при Рзаб - Р1И < 0 при существенном снижении затрат средств и времени на выполнение этих работ.

Такая технология достигается тем, что происходит упрощение герметизации устья скважины между бурильной трубой и временной незацементированной обсадной колонной и предупреждение проявлений в открытом стволе скважины выше долота, а под долотом поддерживают забойное давление, на значениях меньших пластового. В скважину спускают временную незацементированную обсадную колонну и устанавливают с зазором к диаметру предыдущей обсадной колонны. В процессе бурения под очередную обсадную колонну промывку скважины осуществляют в кольцевом пространстве, между наружной стенкой бурильных труб и внутренней стенкой временной незацементированной обсадной колонны через открытое устье скважины нисходящим потоком бурового раствора большей плотностью по сравнению с плотностью бурового раствора, закачиваемого в бурильные трубы, и с расходом, увеличивающимся при понижении уровня в открытом устье скважины. Слияние встречных буровых потоков осуществляют под нижним концом незацементированной верхней секции обсадной колонны, спускаемой на расчетную глубину.

После слияния встречных потоков объединенный поток направляют вверх через кольцевое пространство между временной незацементированной обсадной колонной большего диаметра. После выхода бурового раствора из кольцевого пространства скважины его направляют в блок регулируемого дросселя давления и дегазаторы, а далее - в нажимную циркуляционную систему. Уровнем жидкости в открытом устье скважины управляют изменением гидравлического сопротивления регулируемого дросселя давления на выходе бурового раствора из скважины. Величиной избыточного давления управляют, изменяя плотность бурового раствора, закачиваемого в бурильные трубы и открытые устья скважины.

г) Пагубные последствия воздействия утяжеленного бурового раствора на продуктивные пласты сказываются на результатах интерпретации геофизических исследований скважин, что ведет к снижению информативности каротажа и к пропуску продуктивных пластов.

д) Значительные технологические погрешности возникают при вызове притока и испытания продуктивных горизонтов. Основным отрицательным моментом, на наш взгляд, является создание условий для новых необратимых деформаций горных пород, что ведет к смыканию трещин в призабойной зоне и даже во всей депрессионной воронке. Вклад в качественно новый подход к оценке деформации пластов внесли крупные зарубежные и отечественные ученые: Авчан Г.М., Сахибгареев P.C., Вадецкий Ю.В., Фертль У.Х., Tilm-ко Д.Г., Ситников М.Ф., Демушкин Ю.И. и другие.

Важным также является и то обстоятельство, что в зоне АВПД в зависимости от механизма формирования АВПД выделяются два типа притока (типа индикаторных кривых). Первый - связан с конседимегггационным механизмом формирования АВПД и в этом случае форма индикаторной кривой имеет прямолинейный характер. Пргг таком механизме формирования АВПД любое снижение пластового давления ведет к образованию необра-

тимых деформаций пласта. Прямой и обратный ход исследования пласта не повторяются. Дебеты пласта на обратном ходе исследования меньше, так как проницаемость пласта необратимо уменьшилась. Второй тип индикаторной кривой связан с постседиментационным механизмом формирования АВПД. При этом типе индикаторной кривой начальный участок ее имеет прямолинейный характер отражающий упругие деформации пласта. Прямой и обратный ход исследований на этом участке повторяются. Затем начинается область возникновения новых необратимых деформаций и индикаторная линия искривляется.

Иначе говоря, каждый продуктивный пласт имеет свой критический предел снижения пластового давления, нарушение которого приводит к новым необратимым деформациям пласта.

Для определения критического значения текущего пластового давления (т.е. такого, ниже которого начинаются необратимые изменения) предложено два приема: ориентировочный расчет и экспериментальные исследованные исследования образца горной породы из продуктивного горизонта на установке всестороннего сжатия. Ориентировочные расчеты пределов снижения пластового давления сделаны для двух регионов: для северных районах Западной Сибири (таблица 3.1) и для ряда площадей о.Сахалин (таблица 3.2).

Определение перепада давления ( Рдсф), снижение пластового давления до предельных значений, уменьшения которых ведет к новым необратимым деформациям пород, для кровли юрских отложений (отражающий горизонт "Б") на разведочных площадях северных районов Западно-Сибирской плиты (определения максимальных палеоглубин погружения взяты из работы В.А.Завадского, 1985)

Таблица 3.1

№ п/п Площадь, месторождение Перепад давления, МР^), Мпа

1 2 3

1. Сядорская 7,15

2. Харасавэйская 10,4

3. Харатская 8,84

4. Крузенштернская 8,45

5. Бованенковская 9,75

6. Восточно-Бованенковская 6,5

7. Верхне-Тиутейская 4,55

8. Сеяхинская 6,11

9. Нейтинская 9,1

10. Неретинская 9,49

11. Арктическая 9,1

12. Средне-Ямальская 7,8

13. Нурминская 8,71

1 2 3

14. Мало-Ямальская 9,75

15. Ямальская 10,01

16. Каменномысская 8,06

17. Новопортовская 10,53

18. Южно-Ямальская 11,05

19. Сюнай-Салинская 11,31

20. Медведевская (Салемальская) 11,7

21. Кутопьюганская 11,7

22. Шугинская 13,39 .

23. Танопчинская 11,05

24. Мшистая 10,66

25. Ярудейская 7,54

26. Северо-Казымская 9,49

27. С-еверо-Кислорская 10,27

28. Кислорская 11,05

29. Казымская 8,45

30. Амнинская 9,62

31. Помутская 7,8

32. Юильская 7,02

33. Харвутинская 3,25

34. Восточно-Харвутинская 2,60

35. Песцовая 2,60

36. 3 ападно-Песцовая 2,99

37. Северо-Ныдинская 4,16

38. Медвежья 3,9

39. Ньщинская 3,25

40. Сандибинская 6,11

41. Дельтовая 4,68

42. Кушелевская 5,2

43. Хейгинская 4,94

44. Надымская 3,25

45. Пангодинская 3,38

46. Ямсовейская 3,64

47. Средне-Надымская 5,85

48. Хеттинская 4,68

49. Северо-Тамбейская 7,15

50. Южно-Тамбейская 5,59

51. Утренняя 4,29

52. Гыданская 4,42

53. Вангутинская 2,6

54. Новолунная 2,6

1 2 3

55. Быстрицкинская 2,6

56. Геофизическая 4,03

57. Антипаютинская 4,16

58. Семаковская 4,16

59. Средне-Мессояхская 6,5

60. Ямбургская 3,9

61. Восточно-Ямбургская 2,6

62. Южно-Ямбургская 2,86

63. Находкинская 2,6

64. Юрхаровская 2,99

65. Западно-Тазовская 3,25

66. Тазовская 3,9

67. В осточно-Тазовская 2,99

68. Заполярная 4,03

69. Западно-Заполярная 3,25

70. Северо-Яро-Яхинская 2,6

71. Русская 9,36

72. Уренгойская (ЦПЗ) 4,55

73. Северо-Уренгойская 3,9

74. Южно-Уре кго йская 3,51 1

75. Енъяхинская 4,03

76. Самбургская 4,16

77. Южно-Самбургская 3,64

78. Северо-Есетинская 3,25

79. Есетинская 3,25

80. Восточно-Уренгойская 3,25

81. Юбилейная 5,59

82. Ево-Яхинская 3,38

83. Усть-Ямсовейская 2,6

84. Береговая 3,25

85. Водораздельная 2,99

86. Южно-Уренгойская 3,51

87, Северо-Пырейная 2,6

88. Пырейная 2,6

89. Южно-Пырейная 3,25

90. Южно-Русская 5,85

91. Террасная 2,6

92. Хадырь-Яхинская 3,25

93. Часельская 2,6

94. Красноселькупская 3,51

95. Западно-Красноселькупская 3,25

1 2 3

96. Кынская 2,21

97. Усть-Часельская 0

98. Южно-Часельская 1,95

99. Верхне-Часельская 1,95

100. Северо-Толькинская 1,95

101. Верхне-Тазовская 2,34

102. Верхне-Пурпейская 1,95

103. Северо-Комсомольская 2,6

104. Южно-Таиловская 2,21

105. Комсомольская 2,99

106. Северо-Губкинская (Северо-Пурпейская) 2,99

107. Губкинская 2,6

108. Западно-Таркосалинская 3,12

109. Восточно-Таркосалинская 5,85

110. Сензянская 4,29

111. Восточно-Тарасовская 4,55

112. Северо-Айваседо-Пуровская 3,9

113. Айваседо-Пуровская 4,55

114. Усть-Харампурская 4,55

115. Мурашгенковская 1,82

116. Вэнгаяхинская 4,55

117. 3 ападно-Вэнгая хинская 4,55

118. Еты-Пуровская 4,55

119. Восточно-Еты-Пуровская 4,55

120. Южно-Тарко-Салинская 3,9

121. Северо-Харампурская 2,73

122. Южно-Харампурская 2,73

123. Суторминская 1,69

124. Новогодняя (Вэнгапякутинская) 3,9

125. Северо-Памалняхская 2,86

126. Пограничная 2,99

127. Крайняя 1,69

128. Южно-Песцовая 3,25

129. Южно-Явайская 5,2

130. Остромысовская 10,4

131. Хадуттейская 3,64

132. Тояхская 3,25

133. Северо-Уренгойская 4,16

134. Деребинская 6,76

" 135. Средне-Яровская 4,55

1 2 3

136. Южно-Соленинская 8,84

137. Зимняя 14,3

138. Тампейская 13,91

139. Нижнехетская 7,15

140. Сузунская 5,2

141. Туруханская 6,63

142. Джангодская 12,74

143. Балахнинская 8,06

144. Озерная 5,59

145. Рассохинская 7,8

146. Точинская 8,45

Определение перепада давления (<1РдСф), снижение пластового давления до предельных значений, уменьшения ниже которых ведет к новым необратимым деформациям пород, на примере ряда разведочных площадей о. Сахалин

Таблица 3.2

N п/п Площадь, месторождение Горизонт, свита Перепад давления №„ь), МПа

1 2 3 4

1. Пойменная дагинский 5

2. Гиляко-Абунанская 23

3. Эрри 16

4. Блокпостовская »» 27

5. Монгинская,скв. 1 31

6. Вост.Катанглийское 30

7. Маячная »» 12

8. Полярнинская борскик 6

9. Зап.Татамская окобыкайская 5

10. Уфская »» 16

11. Прибрежное »» 26

12. Катанглийское 32

13. Уйглекутское 29

14. Старонабильское дагинский 19

15. Имчинское » ' 27

16. Вост.Дапшское 10

17. Средне-В алское 29

18. Пильтунское '8

19. Паромайское 19

1 2 3 4

20. Сев.Паромайское »» 19

21. Мухтинское 16

22. Кыдыланьинская *> 6

23. Узловое 8

24. Астрахановское >> 10

25. Южно-Эрринская »» 12

26. Одонтинская »» 23

27. Волчинская 21

28. Абановское я 8

29. Эхабинское 32

Методика определения критического предела, снижения пластового давления до значений, уменьшения которых ведет к новым необратимым деформациям пород предложена нами в 1987г., и в кратком изложении выглядит так. На образцах породы, взятых из продуктивного горизонта, проводят исследования на установках всестороннего сжатия. Снимается деформационная кривая по пористости или проницаемости; по ней определяют значения максимальных эффективных напряжений, рассчитывают современное эффективное напряжение, по разнице между ними определяют перепад давления, на который может снизиться пластовое давление каждого продуктивного горизонта до начала новых необратимых деформаций породы.

Известно, что согласно экспериментам в горных породах имеется большой запас упругих сил, то есть в области обратимых деформаций существенно меняется проницаемость горной породы, в меньшей степени для хорошо проницаемых пород и в большей для коллекторов с худшими свойствами. В связи с этим индикаторная линия даже на так называемом прямолинейном участке - искривляется. При постседиментационном механизме формирования АВПД область упругих деформаций продуктивного горизонта больше в сравнении с таковой в пласте с нормальным давлением. В связи с тем, что при конседи-ментационном механизме формирования АВПД испытание скважин приводит к необратимым деформациям, необходимо предусматривать специальную программу исследования таких скважин на стационарных режимах, или, иначе говоря, практически не испытывая скважину, иметь параметры пласта. Такие параметры могут быть получены на установках всестороннего сжатия, причем контроль за изменением деформации образца необходимо вести по проницаемости, пористости, времени прохождения акустических волн.

Таковы вкратце подоплека необходимости перед исследованием скважин в зоне АВПД определения генезиса АВПД. И если эффективное максимальное напряжение продуктивного горизонта, полученное по образцу керна на установках всестороннего сжатия, равняется текущему эффективному напряжению, то можно заключить, что АВПД сформировано при конседиментационном механизме формирования, и естественно в этом случае пласт не испытывается или испытывается на заведомо маленьких депрессиях для получения характера насыщения гшаста.

е) Эти же проблемы связаны и с разработкой залежи при конседиментационном механизме образования АВПД: любое снижение пластового давления при разработке залежей с

АВПД будет вести к пластическим деформациям. При постседиментационном механизм! формирования АВПД само наличие аномально высоких давлений не вносит каких-либс дополнительных ограничений в разработку залежей по сравнению с аналогичными зале жами с нормальным пластовым давлением.

Здесь должно существовать общее правило, которое мы формулируем так: снижение пластовых давлений при разработке не должно выходить из области упругих деформациг продуктивного пласта.

Иначе говоря, каждый продуктивный пласт имеет свой критический предел снижения пластового давления, нарушение которого приводит к новым необратимым деформацияV. пласта.

Для выбора оптимального геодинамического режима разработки углеводородной зале жи создана система "Геодеформ" (таблица 3.3). Она позволяет избежать при эксплуатацш новой залежи необратимых режимов, а при разработке находящихся в эксплуатации зале жей учесть уже созданные необратимые зоны и подобрать, как необходимые дебиты при тока скважин, так и участки залежи с меньшими необратимыми изменениями.

Разработанная система включает в себя два блока: первый блок- экспериментальные исследования- оценка области обратимых (упругих) и необратимых (пластических) деформаций при извлечении флюида; второй блок- автоматизированная система, позволяющая дать как прогноз дебитности скважин при различных деформациях, так и прогао; распространения необратимых деформаций продуктивного пласта в депрессионной воронке вокруг скважины при максимальной депрессии на пласт.

Разработанная система предназначена для использования при разработке новых, г также для уже находящихся в эксплуатации залежей нефти и газа, для выбора режима депрессии на пласт, для прогноза дебитности скважин, для оценки необратимых изменение проницаемости вокруг продуктивных скважин, для построения карт изменения проницаемости продуктивного пласта залежи.

Исследования но первому блоку дают сведения об изменении проницаемости в зависимости от эффективного напряжения. Эти данные получают по результатам экспериментальных исследований, когда образец помещают в установку всестороннего сжатия и имитируется поведение горной порода в напряженном состояшш. Определяют текущее эффективное напряжение пласта, максимальное эффективное напряжение в горной породе Определяют область упругих деформаций и область необратимых деформаций, опреде ляется граница между этими областями, выраженная в величине депрессии на пласт. До пустимая депрессия на пласт, без образования новых необратимых деформаций в пласте равна:

^Р = Сгэф.гаакс. - С-}ф.тек.пл.,

где Ослихе. , Оэф.тск.пл - эффективное напряжение, соответственно, максимальное > текущее пласта; ёР - допустимая депрессия на пласт, без образования новых необратимы? деформаций в пласте.

СИСТЕМА "ГЕОДЕФОРМ"

Таблица 3.3

В качестве примера приведем материалы по двум площадям Татарстана. Изменение проницаемости в зависимости от эффективного напряжения продуктивного пласта Азна-каевской площади показало, что для этого пласта величина допустимой депрессии равна -19 атм. Для продуктивного пласта Ульяновской площади (скв. 1382, глубина 1198,4 м ) эта величина равна ~9 атм.

Значение допустимой депрессии должно быть использовано для выбора оптимального режима испытания и разработки залежей углеводородов.

Автоматизированная система состоит из двух разделов.

Первый раздел - дает возможность прогнозировать дебитность скважины, как в области упругих деформаций, так и в области необратимых деформаций, с учетом изменения проницаемости в пластовых условиях. Учет изменения дебитности в зависимости от того в какой области обратимых или необратимых деформаций происходит работа пласта, дает возможность правильно выбрать режим разработки залежи. Дебит скважины при работе на необратимых режимах, как правило, в два, четыре раза ниже, чем обычно представляется в проектах разработки. В качестве примера приведем результаты прогноза дебитности продуктивных пластов тех же площадей Татарстана. Сравним пять индикаторных кривых. Две - без изменения проницаемости (величина проницаемости в данном случае взята по данным лабораторных исследований при атмосферном давлении). Еще одна кривая также взята при постоянном значении проницаемости, однако, в данном случае она приведена к пластовым условиям. Две другие индикаторные кривые рассчитаны с учетом изменения проницаемости как в области упругих, так и в области необратимых деформаций, для Азнакаевской и Ульяновской площадей Татарстана. Теперь, можно наглядно увидеть насколько уменьшился дебит скважины при учете изменения проницаемости. Уже при депрессии в 40атм. дебит скважины необратимо падает в два раза на Азнакаевской, и в 1,6 на Ульяновской площадях. А при депрессии на пласт в 80 атм. дебит скважины падает для Азнакаевской площади в 5,6 раза, а для Ульяновской площади в 2,1 раза.

Второй раздел автоматизированной системы позволяет рассчитать и проследить изменения проницаемости продуктивного пласта в депрессионной воронке вокруг скважины в зависимости от максимальной депрессии на пласт примененной при разработке залежи в этой скважине. В качестве примера приведем расчеты необратимых изменений проницаемости в продуктивном пласте по мере удаления от ствола скважины рассматриваемых площадей Татарстана. Подсчитанные необратимые изменения проницаемости вокруг всех продуктивных скважин позволяют построить карты изменения проницаемости продуктивного пласта в процессе этапа разработки, служащие основой для расположения новой сети продуктивных и нагнетательных скважин.

Разработанная система оптимального выбора режима разработки позволит избежать многих негативных последствий от применения неоптимальных геодинамических режимов разработки, в том числе избежать создания зон необратимых деформаций, ведущих к техногенным землетрясениям, запечатывания части открытых пор в сложных порово-трещинных коллекторах. •

Каковы же пластические деформации пласта при длительной разработке. Для такой оценки были использованы материалы по Азербайджану, по Балаханы-Сабунчи-Раманинскому нефтяному месторождению. Рассмотрены две продуктивные залежи: одна приурочена к песчаникам Кирмакинской свиты, вторая - к Подкирмакинской свите. В

процессе разработки залежей за 20 лет наблюдается необратимое уменьшение пористости. В таблице 3.4 показано, что за 20 лет пористость Кирмакинской свиты уменьшилась с 26,4% до 22,8%.

Результаты деформаций продуктивной части Балаханы Сабунчи-Раманинского нефтяного месторождения Азербайджана при 20-летней разработке

Таблица 3.4

Название Начальная Начальная Конечная Снижение Конечная

свиты мощность пористость, пористость, пористости мощность

продуктивно- % % за годы раз- продуктивно-

го пласта, работки, го пласта,

м % м

К1грмакинская 266 26,4 22,8 13,6 256,45

Подкирмакин- 85,1 27,7 22,2 19,8 80,4

ская

Иначе говоря, процент снижения пористости составляет 13,6%. Мощность продуктивной части пласта уменьшилась с 266м до 256м. Деформация пласта составила ~9,55м. А также приведены результаты 20-летней разработки Подкирмакинской свиты (ПС). Здесь пористость уменьшилась на 5,5%, то есть процент снижения пористости составил 19,8%. Деформация пласта за годы разработки составила ~4,7м.

Эти цифры достаточно серьезны и явление стоящее за ними нельзя использовать. Такие большие деформационные проседания ( 9,55м и 4,7м ) при разработке создают серьезную экологическую опасность, так как создают предпосылки землетрясений.

В связи с важностью вопроса образования новых необратимых деформаций, как ини-дшрующего техногенные землетрясения, необходимо вести контроль за изменением наряженного состояния горных пород продуктивного горизонта и давать характеристику вменениям пористости каждой точке пласта, пробуренного скважиной от начала вскры--ия и испытания горизонта до его разработки. Такой паспорт пласта должен содержать рафики деформационных кривых по пористости, на которых фиксируются изменения тих параметров породы, а также результаты испытания продуктивного горизонта, проб-гой и промышленной эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Существуют статистические связи между распределением залежей нефти и газа в онах аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) и величиной избыточного давления ли коэффициентом аномальности (отношение величины пластового давления к гвдроста-ическому давлению). Эта взаимосвязь была проанализирована для провинций располо-

женных в различных тектонических регионах которые включают древние и молодые платформы предгорные прогибы и межгорные впадины.

На древних платформах залежи углеводородов, в основном, приурочены к отложениям с коэффициентами аномальности от 1.06-1.3.

Причем, нефтяные залежи чаще встречаются в разрезах с коэффициентами аномальности 1.1-1.3, в то время, как для газовых залежей коэффициент аномальности обычно несколько ниже и составляет (1.06-1.1). Незначительное количество залежей нефти встречается в зонах в которых коэффициент аномальности превышает 1.5, а залежей газа при коэффициенте более 1.6.

На молодых (пост-Герцианских) платформах большинство залежей нефти встречаются в отложениях, в которых коэффициент аномальности не достигает 1.6. Залежи при большем коэффициенте аномальности встречаются редко. Распределение газовых залежей на молодых платформах имеет особенности; здесь наиболее распространенными являются пласты с избыточными давлениями имеющими такой высокий коэффициент аномальности как 2.0.

В провинциях, приуроченных к структурам подвижных поясов земной коры, наибольшее число залежей нефти располагается в зонах с коэффициентом аномальности пластовых давлений в пределах 1.1-1.7. Имеется незначительное количество залежей в которых коэффициент аномальности возрастает до 1.7-2.0. Газовые залежи наиболее часто встречаются в отложениях с Ка 1.2-1.3. Частота встречи залежей с Ка 1.3-1.7 несколько уменьшается. Редко, но встречаются залежи с коэффициентом аномальности выше указанных величин.

Приведенные выше статистические данные свидетельствуют о том, что по мере увеличения коэффициента аномальности пластового давления частота встречи промышленных залежей падает как для нефти, так и для газа. Однако для залежей нефти это происходит при меньших значениях коэффициентов аномальности, чем для залежей газа. При этом темп падения зависит от региональных и локальных закономерностей, характера распространения нефтематеринских толщ.

1. Аномально-высокие пластовые давления могут быть вызваны рядом факторов. Однако все эти факторы можно объединить в две основные группы: первая группа связана с процессами, обусловленными конседиментационными, а вторая - с постседиментационны-ми механизмами формирования АВПД. Такое разделение обусловлено результатами воздействия аномальных пластовых давлений на пористость горных пород при одной и тог же величине АВПД. То есть при конседиментационном механизме - аномалия пористосп вызванная АВПД максимальна (недоуплотнение породы), а при постседиментационно\ механизме формирования АВПД - аномалия пористости минимальна (разуплотнение породы).

3. Оценка и прогноз АВПД дают хороший результат лишь в том случае, если исполь зуются несколько методов, создающих рациональный комплекс оценки. Такой комплекс методов подбирается с учетом двух основных критериев: генезиса АВПД и литолопи вскрываемого разреза. При конседиментационном механизме формировании АВПД, упо[ необходимо делать на методы, в основе которых лежит принцип эквивалентных глубин Если механизм формирования АВПД постседиментационный - опорным методом оцепи АВПД следует сделать метод "варьирующий нормализованной проходки".

4. Изучение теории и практики прояштения аномально - высоких пластовых давлений в природе привело нас к выводу, что ключом к постижению сущности АВПД является его генезис.

Анализ механизмов формирования АВПД позволил объединить их в две главные группы. Это разделение является тем самым ключом, который позволяет сгруппировать методы и способы, как определения и прогноза АВПД, так и методы и способы поисково -разведочных работ на нефть и газ в зонах АВПД и существенным образом повлиять на освоение залежей.

Когда мы говорим, что формирование АВПД приводит к недоуплотнению горных пород, то мы имеем в виду , что среда (горная порода с флюидами в ней) сформирована в процессе литогенетического механизма (сжатия без дренирования) пористость такой породы существенно отличается от пористости породы при нормальном давлении на этой глубине и чем выше аномальное давление, тем больше аномалия пористости. В таких коллекторах содержится больше флюида, а в случае если этот флюид газ, то существенно больше. В газовых месторождениях за счет сжатия газа при высоком пластовом давлении концентрируются значительно больше его запасов, чем при том же объеме резервуара, но в зоне нормального пластового давления.

При постседиментационном механизме формировании АВПД аномалия пористости коллектора незначительна, так как в этом случае она создается за счет упругих сил. Нам представляется, что в эту группу следует объединить такие механизмы образования АВПД как механизм генерации углеводородов при вертикальной миграции флюида, при температурном расширении флюидов и т.д. Результатами действий таких механизмов АВПД являются микрогияроразрывы пород, повышенная трещиноватость, сложные вторичные изменения. Иначе говоря, в таких зонах формируются сложные коллектора. Сложные коллектора, как правило, разделяются на два вида. Первый - когда блоки породы имеют большую межзерновую пористость, а проницаемость разделяющих их трещин ничтожно мала. Такой коллектор при наличии незначительных (непромышленных) притоков нефти и газа в условиях АВПД может иметь большие запасы углеводородов. И, наоборот, при втором типе коллектора, - когда блоки породы имеют низкую межзерновую пористость, и высокую проницаемость трещин, то можно получить значительные (промышленные) притоки нефти и газа при малых запасах углеводородов.

Иначе говоря, коллекторские свойства в зонах АВПД отличаются в худшую сторону та сравнению с зоной развития нормальных давлений. Если при конседиментационном механизме формирования АВПД такое ухудшение мало, то при постседиментационном механизме формирования АВПД оно значительно. В этих зонах АВПД в терригенных от-южениях широко развиты коллекторы с вторичными постседиментационными процессами. В карбонатном комплексе пород отмечаются первичные субкапиллярные и вторичные капиллярные и сверхкапиллярные поры, развитые в матрице породы. Фильтрация флюи-юв в терригенном и карбонатном коллекторах осуществляется, в основном, по трещинам. Троницаемость по поровым каналам низкая. То есть, в этих зонах АВПД могут иметь -тесто большие запасы УВ при низкой дебитности скважин.

Таким образом, с позиции генезиса АВПД, коллектор в зоне АВПД разделяется на две руппы: хороший, нормальный коллектор (при конседиментационном механизме) и слож-ый коллектор. Сложное строение коллектора в зонах АВПД в какой-то мере предопре-

дсляет строение залежи, хотя на этот процесс накладывается и специфика самого форми рования залежей в этих зонах. Залежи в зонах АВПД, как правило, относятся к литологи ческой группе, сформированной в результате диагенетических, эпигенетических постседи ментационных процессов. А ловушки относятся к двум типам:

- к типу неравномерного уплотнения, неравномерной цементации и связанный с диа генетическими трещинами:

- к типу, связанному с вторичным заполнением пор кальцитом, солью и др., а также вторичной трещиноватостью.

5. При конседиментационном генезисе АВПД любое снижение пластового давленш при испытании скважин в зоне АВПД или при разработке залежей неизбежно ведет ж пластическим деформациям.

При постседиментационном механизме формирования АВПД само наличие аномально высоких давлений не вносит каких-либо дополнительных ограничений в разработку залежей по сравнению с аналогичными залежами с нормальным пластовым давлением. Здеа должно существовать общее правило, которое мы формулируем так: снижение пластовых давлений при разработке не должно выходить из области упругих деформаций продуктивного пласта. Иначе говоря, каждый продуктивный пласт при этом механизме АВПД имеет свой критический предел снижения пластового давления, нарушение которого приводит к новым необратимым деформациям пласта.

6. В связи с возможностью образования новых пластических деформаций при испытании скважин или разработке залежей, которые могут инициировать техногешше землетрясения, необходимо ввести в практику контроль за изменением напряженного состояния продуктивного горизонта. Что же касается залежи с конседиментационным механизмов АВПД, то здесь вопрос должен быть поставлен жестко экологическая безопасность требует осуществлять разработку ее по специальной разработанной программе, предусматривающей нагнетательный режим с самого начала эксплуатации залежи.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах автора:

1. Графоаналитические методы определения пластовых давлений по данным бурения i возможности их автоматизации. Экспресс-информация 'Техника и технология геологоразведочных работ, организация производства", вып. 23, Москва, 1977, с.1-16. Совместно с Аронсоном В.Е., Клейносовым Ю.Ф. и Фениным Г.И.

2. Формализованная методика оценки пластовых давлений в процессе бурения в си стеме автоматической оптимизации проводки скважин. "Автоматизированные системы об работки для решения типовых задач нефтяной геологии". Тр. ВНИГРИ, Ленинград, 1978 с.89-96. Совместно с Аронсоном В.Е.и Клейносовым Ю.Ф.

3. Справочное руководство гидрогеолога. Недра, Ленинград, 1979, 2 тома, 806 с. Со вместно с Максимовым В.М., Бабушкиным В.Д. и др.

4. К вопросу об использовании метода "d-экспоненты" для прогнозирования зон изме нения градиентов пластовых давлений Октябрьской площади Ч.И.АССР. Депонент ВИНИТИ, N160-80, деп. 9, 1980. Совместно с Фениным Г.И. и Аронсоном В.Е.

5. Применение технологических методов прогноза и оценки пластовых давлений дш повышения эффективности разведки месторождений нефти и газа. Экспресс-информации

"Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа", вып. 10, Москва,

1980, с.1-11. Совместно с Аронсоном В.Е., Клейносовым Ю.Ф. и Фениным Г.И.

6. Геотермические условия осадочного чехла Сибирской платформы. Известия Академии наук СССР,М.: Наука, 1980, вып. 5, с.5-13. Совместно с Тычино Н.Я., Бабошиной O.A.

7. Использование технологических данных бурения для определения пластовых давлений. "Нефтяное хозяйство", N4, 1980, с.20-23. Совместно с Аронсоном В.Е., Клейносовым Ю.Ф. и Фениным Г.И.

8. Определение АВПД по данным бурения в Азербайджане, Геология нефти и газа, N9, 1980, с.25-30. Совместно с Аронсоном В.Е., Аббасовым И.А. и Ибрагимовым Д.К.

9. Оценка пластовых давлений по технологическим данным бурения сверхглубоких скв. 600 и 700 на Шебелинском .месторождении, Нефтяная и газовая промышленность, N3, 1980, с.17-20. Совместно с Аронсоном В.Е., Клейносовым Ю.Ф. и Фениным Г.И. и др.

10. Геология и нефтегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири. Тр. ВНИГРИ, Л.: Недра, 1980, 132с. Совместно с Забалуевым В.В., Верещако И.А. и др.

11. Способ определения пластового давления коллекторов, авторское свидетельство, N832081, бюллетень, N19, 1981. Совместно с Аронсоном В.Е., Клейносовым Ю.Ф. и др.

12. Количественный прогноз пластовых давлений по технологическим данньм бурения. Тр. научно-практической конференции по проблемам совершенствования методики и повышения эффективности поисков и разведки месторождений нефти и газа в Якутской АССР. "Методика поисков и разведки месторождений нефти и газа в Якутии", Якутск,

1981, с.163-164. Совместно с КлеЙЕгосовым Ю.Ф. и Аронсоном В.Е.

13. К методике интерпретации технологических данных бурения при определении пластового давления в целях уменьшения репрессии на пласт. Реферативный научно-технический сборник, серия "Бурение", вып. 11, Москва, 1981, с.35-36. Совместно с | Клейносовым Ю.Ф.

14. Методы оперативного определения пластовых давлений. "Нефтяник", N6,1981, с.13-15. Совместно с Клейносовым Ю.Ф. и Аронсоном В.Е.

15. Определение пластового давления по "нормализованной механической скорости проходки" при турбинном способе бурения скважин. Реферативный научно-технический сборник, серия "Бурение", вып. 7, Москва, 1982, с.13-15. Совместно с Клейносовым Ю.Ф. и Шевердяевым В.В.

16. Совершенствование методики вскрытия карбонатных (в том числе рифогенных) коллекторов при проводке скважин на основе оперативного контроля за пластовыми давлениями по технологическим данным бурения. В кн."Методы поисков разведки погребенных нефтеносных органогенных построек", Наука, Москва, 1982. Совместно с Аронсоном В.Е., Клейносовым Ю.Ф. и Фениным Г.И.

17. Методика автоматизированною контроля и регулирования плотности промывочной жидкости при бурении в условиях АВПД. Тезисы докладов Всесоюзного совещания "Разработка и внедрение типовых автоматизированных систем решения задач прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа", Ленинград, 1983, с.ЮО. Совместно с Клейносовым Ю.Ф. и Шевердяевым В.В.

18 Способ интерпретации геофизических, петрофизических и технологических параметров при определении пластовых (поровых) давлений в скважинах-способ "кажущихся' эффективных напряжений. Сб. научных трудов. "Методы прогнозирования АВПД и вопросы совершенствования технологии бурения скважин", Ленинград, ВНИГРИ, 1983, с. 116-124. Совместно с Клейносовым Ю.Ф. и Мухиным В.В.

19. Особенности напряженного состояния осадочных пород и их влияние на совершенствование методов изучения геологического разреза. Тезисы докладов научно-практической конференции "Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений Якутской АССР" 4.2, Якутск, 1983, с. 16-19.

20. Определение аномально высоких пластовых (поровых) давлений по данным ГИС в Лено-Вилюйской НГО. Тезисы докладов научно-практической конференции "Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений Якутской АССР" 4.2, Якутск, 1983, с. 19-23. Совместно с Химич В.Ф.

21. Методика автоматизированного ко1ггроля и ре1улирования плотности промывочной жидкости при бурении в условиях АВПД. "Геолого-математическое моделирование в нефтяной геологии", (сб. научных трудов), Ленинград, 1983, с.107-118. Совместно с Клейносовым Ю.Ф. и Шевердяевым В.В.

22. Временная инструкция по определению пластового давления в скважинах по данным о гидродинамическом взаимодействии пластов с промывочной жидкостью, Ленинград, ВНИГРИ, 1984, 14с. Совместно с Клейносовым Ю.Ф., Шевердяевым В.В. и Аббасовым И.А.

23. Способ определения пластового давления в коллекторах при бурении двух или более скважин без проведения специальных гидродинамических исследований. Нефтяная промышленность, серия "Нефтегазовая геология, геофизика и бурение", вып.5, Москва,

1984, с.41-43.

24. Способ определения пластового давления, авторское свидетельство, N1183670, бюллетень, N37, 1985. Совместно с Матусом Б.А.

25. Вопросы оптимизации проводки скважины на нефть и газ в условиях аномально-высоких пластовых давлений. Abstracts. The mining Pribram in the science and technique

1985, The international section, Mathematical methods in geology. 1985, p. 19. Совместно с Мухиным B.B.

26 Новый подход к прогнозу литологии пород и АВПД по данным сейсморазведки. Экспресс-информация, серия " Нефтегазовая геология и геофизика", вып. 12, Москва, 1985, с.1-6. Совместно с Шишкиным A.B.

27. Определение аномально высоких пластовых давлений по технологическим данным бурения., "Нефтяное хозяйство", N 5, 1985, с.35-38. Совместно с Шевердяевым В.В. и Матусом Б.А.

28. Повышение эффективности методов изучения геологического разреза. "Нефтяное хозяйство", N 5, 1986, с.46-51. Совместно с Химич В.Ф. и Филипповым В.П.

29. Методические рекомендации по новым нетрадиционным методам изучен™ геологического разреза. Ленинград, ВНИГРИ, 1986, 31с. Совместно с Химич В.Ф.

30. Новый подход к методам определения АВПД ио геофизическим и петрофизиче-ским данным. Тезисы докладов областной научно-практической конференции , Тюмень, 1987, с.25-27.

31. Комплексная методика оценки пластовых давлений по данным гидродинамическо-I взаимодействия в системе "скважина-пласт" Тезисы докладов областной научно-зактической конференции, Тюмень, 1987, с. 30-32. Совместно с Шевердяевым В.В.

32. Методические указания по прогнозу и оценке аномально-высоких пластовых дав-гний, Ленинград, ВНИГТИ, 1987, 135с. Совместно с Шевердяевым В.В., Химич В.Ф., Куравлевой A.B., Матусом Б.А., Керимовым K.M. и др.

33. Основные гипотезы происхождения АВПД и их классификация. Сб. научных тру-эв "Изучение геологического разреза и прогнозирование АВПД", Ленинград, ВНИГРИ,

387, с.7-21. Совместно с Бруком Л.М.

34. Геодинамические модели формирования АВПД и их практическое значение. Сб. аучных трудов "Изучение геологического разреза и прогнозирование АВПД", Ленинград, НИГРИ, 1987, с. 42- 53. Совместно с Химич В.Ф.

35. Способ прогнозирования аномально-высокого пластового (порового) давления, ав-эрское свидетельство, N1293323, бюллетень, N8, 1987. Совместно с Куликовым Б.Н. и еребряковым В.А.

36. Глубинное устройство для исследования пласта, авторское свидетельство, 1332008, бюллетень, N31, 1987. Совместно с Матусом Б.А. и Шевердяевым В.В.

37. Способ бурения скважины при депрессии на пласт, авторское свидетельство, 1573926, 1987. Совместно с Матусом Б.А., Сердюковым В.В. и Лысый М.И.

38. Результаты оценки АВПД при бурении скважин на Мурманской разведочной гою-(ади. Тезисы докладов научно-практического совещания "Методы прогнозирования .ВПД при поисках и разведке месторождений нефти и газа", Мурманск, 1988, с. 28. Совестно с Аронсоном В.Е. и др.

39. Основные результаты определения пластовых давлений при бурении скважин на елоостровской площади. Тезисы докладов научно-практического совещания "Методы рогнозирования АВПД при поисках и разведке месторождений нефти и газа", Мурманск,

388, с. 53. Совместно с Шевердяевым В.В. и Химич В.Ф.

40. Человеко-машинная технология оптимизации проводки глубоких скважин в усло-гах аномально-высоких пластовых давлений. Сб. научных трудов "Человеко-машинная ;хнологая решения прогнозных задач в нефтяной геологии", Ленинград, 1988, с.137-146. овместно с Шевердяевым В.В.

41 Автоматизированная технология обработки данных испытания скважин для оценки щродинамических параметров пластов. Сб. научных трудов "Человеко-машинная техно-)гия решения прогнозных задач в нефтяной геологии", Ленинград, 1988, с. 146-158. Со-lecTiio с Эринчеком П.Т., Гофманом A.A. и Сергеевой Г.И.

42. Словарь по геологии нефти и газа, Л.: Недра,1988, 679с. Совместно с Черниковым .А., Аристаровым М.Г. и др.

43. Способ определения пластового давления, авторское свидетельство, N1461886, эллетень, N8, 1989. Совместно с Матусом Б.А. и Шевердяевым В.В.

44 Способ воздействия на призабойную зону скважины, авторское свидетельство, 1502812, бюллетень, N31, 1989. Совместно с Белониным М.Д. и Матусом Б.А.

45. Главные факторы формирования АВПД, Тезисы докладов первой Всесоюзной на-но-практической конференции " Аномально высокие пластовые давления и нефтегазо-сность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.11. Совместно с Неручевым С.Г.

46 Принципы классификации механизмов формирования АВПД, Тезисы доклад« первой Всесоюзной научно-практической конференции " Аномально высокие пластов! давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.11. Совместно с Бр ком Л.М.

47. Особенности оценки АВПД в различных геологических условиях. Тезисы доклад* первой Всесоюзной научно-практической конференции " Аномально высокие пластовь давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с. 14. Совместно с Ш Бердяевым В.В., Химич В.Ф. и Муровой Н.П.

48. Использование особенностей напряженного состояния осадочных пород для реш ння ряда прикладных задач в зонах аномально высоких пластовых давлений. Тезисы д кладов первой Всесоюзной научно-практической конференции " Аномально высок! пластовые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с. 17. С вместно с Химич В.Ф.

49. Оценка времени релаксации АВГЩ- Тезисы докладов первой Всесоюзной научв практической конференции " Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоно ность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.17. Совместно с Гофманом A.A.

50. Автоматизированное рабочее место технолога по оперативной оценке АВПД (APJ - АВПД). Тезисы докладов первой Всесоюзной научно-практической конференции " А» малыю высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленянгра 1990, с.18. Совместно с Татариновым И.В. и Шевердяевым В.В.

51. Способ оценки достоверности инструментального замера пластового давления. Ti зисы докладов первой Всесоюзной научно-практической конференции "Аномально выс« кие пластовые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.37. С< вмсстно с Матусом Б.А.

52. Опыт определения пластового давления на основе регистрации механической ск< рости бурения при управляемом изменении забойного давления. Тезисы докладов перве Всесоюзной научно-практической конференции "Аномально высокие пластовые давлеш и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.38. Совместно с Матусом Б.А. Шевердяевым В.В.

53. Проблемы поиска, разведки и освоения углеводородных скоплений в зонах АВЦ Тезисы докладов первой Всесоюзной научно-практической конференции "Аномально bi сокие пластовые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.80-8 Совместно с Неручевым С.Г.

54. Закономерности размещения углеводородных скоплений в зонах АВПД. Тезис докладов первой Всесоюзной научно-практической конференции "Аномально высок] пластовые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.84-85. С вместно с Улыбиным O.A. и Бруком Л.М.

55. Особенности испытания скважин в зонах АВПД. Тезисы докладов первой Всес юзной научно-практической конференции "Аномально высокие пластовые давления нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.117-119. Совместно с Матусс Б.А. и Гофманом A.A.

56 Особенности распределения пластовых давлений на Мурманской площади по р зультатам геолого-технологических и геофизических исследований. "Геологическое стро

ие и нефтегазоносность Арктических островов", сб. научных трудов, Ленинград, 1990, .122-131. Совместно с Аронсоном В.Е., Негодой И.А. и др.

57. Необратимые деформации горных пород при испытании скважин. Геология нефти газа, N 5, 1991, с.37-40. Совместно с Сахибгареевым P.C.

58. Геологические и технологические особенности поисков и разведки залежей нефти [ газа в зонах АВПД."Актуальные проблемы нефтегазовой геологии", Л.:"Недра", 1991, .31-39. Совместно с Аристовой Г.Б., Бруком Л.М. и Улыбиным О.А.

59. Нетрадиционные подходы при изучении сложных коллекторов и освоения в них алежей углеводородов. Тезисы докладов международного симпозиума "Нетрадиционные [сточники углеводородного сырья и проблемы его освоения", Санкт-Петербург, 1992, .221-223.

60. Unconventional metod of the geological section study to estimate regularities of rock hanges in a new way. Abstracts 29th International geological congress, Kyoto, 1992, p.832.

61. Способ определения пластового даатения при испытании скважины испытателем ластов, авторское свидетельство, N1776778, бюллетень, N43,1992. Совместно с Матусом

;.а.

62. The workstation for operative evaluation of the abnormal overpressure. Abstracts. The dining Pribram in the science and technique 1993 The international section, Mathematical methods in geology. 1993. Совместно с Татариновым И.В. и Шевердяевым В.В.

63. Вопросы оптимизации разработки месторождений нефти Татарстана на поздней тадии их эксплуатации. Тезисы докладов научно-практическая конференция "Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов", Альметьевск, 1994, с.37-39. Совместно с Белокиным М.Д., Сахибгареевым P.C. и др.

64. Закономерности распределения аномальных пластовых давлений в нефтегазонос-1ых комплексах Тимано-Печорской провинции. Сб.докладов Международной конферен-ши 15-17 августа 1994, "Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском »ассейне и Баренцевом море", Санкт-Петербург, 1994, с.137-143. Совместно с Улыбиным ).А. и Смирновой Е.М.

65. Regularities in Distribution of Oil and Gas Fields in Zones of Abnormally High Reservoir Pressure in Russia. Abstracts AAPG Hedberg Research Conference "Abnormal tessures in Hydrocarbon Environments", Colorado , 1994. Совместно с Белониным М.Д.

66. Induced Earthquakes as a Consequence of Non-Optimal Production of Hydrocarbon ools with Abnormally High Reservoir Pressure. Abstracts AAPG Hedberg Research 'onference "Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments", Colorado, 1994. Совместно Поповым E.A.

67. Theoretical Foundations and New Methods for Prediction and Estimation of Abnormal eservoir Pressure. Abstracts AAPG Hedberg Research Conference "Abnormal Pressures in [ydrocarbon Environments", Colorado, 1994. Совместно с Филипповым В.П.

68. Drilling and Testing of Wells in Zones of Abnormally High Reservoir Pressure, .bstracts AAPG Hedberg Research Conference "Abnormal Pressures in Hydrocarbon nvironments", Colorado, 1994. Совместно с Мазуром В.Б. и Шмелевым П.С.

69. Main Mechanisms of Formation of Abnormally High Pressure and Their Classification, bstracts AAPG Hedberg Research Conference "Abnormal Pressures in Hydrocarbon nvironments", Colorado, 1994. Совместно с Каретниковым Л.Г. и Муровой Н.П.

70. Regularities in Distribution of Abnormally High Reservoir Pressures in Variou Petroleum Regions of Russia. Abstracts AAPG Hedberg Research Conference "Abnorm; Pressures in Hydrocarbon Environments", Colorado, 1994. Совместно с Смирновой E.M. Улыбиным O.A.

71. Computerized System for Quick Estimation of Abnormal Pressure in Rocks Durin Drilling. Abstracts AAPG Hedberg Research Conference "Abnormal Pressures in Hydrocarbo Environments", Colorado, 1994. Совместно с Татариновым И.В. и Смирновым C.B.

72. Database on Abnormally High Formation Pressure in Russia. Abstracts AAPG Hedber Research Conference "Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments", Colorado, 1994 Совместно с Татариновым И.В. и Улыбиным O.A.

73. Залежи углеводородов с аномально-высокими пластовыми давлениями - объект по вышенной экологической опасности. Первая Всероссийская конференция "Поиски нефти нефтяная индустрия и охрана окружающей среды" 17-22 апреля 1995, Санкт-Петербург 1995, с.106-112. Совместно с Смирновой Е.М.

74. База данных по аномально высоким пластовым давлением в России, Тезисы докла дов Первой международной конференции "Компьютерная графика, банки данных, ком пьютернос моделирование в нефтяной геологии", С,- Петербург, 1995, с.39-40. Совмести с Татариновым И.В., Улыбиным O.A. и Смирновой Е.М.

75. Банк данных и автоматизированная система прогноза и оценки АВПД (на пример! провинций России), Тезисы докладов Первой международной конференцш "Компьютерная графика, банки данных, компьютерное моделирование в нефтяной геоло гаи", С,- Петербург, 1995, с.45-47.

76. Програмный комплекс доя выбора оптимального геодинамического режима разра ботки углеводородной залежи (ПК'ТЕОДЕФ") Тезисы докладов Первой международно{ конференции "Компьютерная графика, банки данных, компьютерное моделирование i нефтяной геологии", С.- Петербург, 1995, с.81-82. Совместно с Белониным М.Д., Татари новым И.В. и Смирновым C.B.

77. Автоматизированная система для оперативной оценки аномальных пластовых дав лений в процессе бурения. Тезисы докладов Первой международной конференцш "Компьютерная графика, банки данных, компьютерное моделирование в нефтяной геоло гаи", С.- Петербург, 1995, с.82-83. Совместно с Татариновым И.В.

78. Особенности технологии разработки месторождений нефти и газа на шельфе. Вто рая международная конференция "Освоение шельфа арктических морей России", Санкт Петербург, 1995, с.85-86. Совместно с Белониным М.Д. и Гильдеевой И.М.

79. Overview of Worldwide Occurrence of Abnormal Reservoir Pressures. Abstracts 199; Annual Convention of the American Association of Petroleum Geologists, Houston, 1995 p.92a-93a. Совместно с Спенсером Ч.В. и JIo Б.Е.

80. Выбор оптимальных режимов разработки углеводородных и гидротермальных ре сурсов главный фактор повышения эффективности освоения в ТПП. Информационны! материалы 2-ой научной конференции "Геология и минеральные ресурсы южных районо) Республики Коми", Сыктывкар, 1996.

81. Закономерности распространения нефти и газа в зонах АВПД древних платформ i подвижных областей Востока России ( на примере Восточной Сибири и Сахалина ). Тези сы докладов " Нефтегазоносные бассейны Западно-Тихоокеанского региона и сопредель

ы,\ платформ: сравнительная геология, ресурсы и перспективы освоения", Санкт-[етербург, 1996, с. 72. Совместно с Улыбиным О.А. и Абрамовой Н.Н.

82. Специфика освоения нефтяных месторождений Северо-Сахалинского нефтегазо-осного бассейна. Тезисы докладов " Нефтегазоносные бассейны Западно-Тихоокеанского егаона и сопредельных платформ: сравнительная геология, ресурсы и перспективы своения", Санкт-Петербург, 1996, с. 48. Совместно с Белониным М.Д. и Сахибгареевым .С..

83. Геологические факторы, контролирующие региональное распределение аномально ысоких пластовых давлений Севера Тимано-Печорского бассейна и Арктического шель-ia. В кн."Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассенйе и аренцевом море",С-Петербург, 1996г., с. 54. Совместно с Улыбиным О.А., Фешшым .И. и Абрамовой Н.Н.

84. Geological factors determining the optimum conditions of hydrocarbon pool evelopment. Abstracts 30th International geological congress, Beijing, 1996, p.846. Совмест-o со Смирновой E.M. и Белониным М.Д.

85. Regurarities of formation of oil and gas potential at great depth. Abstracts 30th iternational geological congress, Beijing, 1996, p.832. Совместно с Белониным М.Д. и Яку-ешг В.П.