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

Славин, Вячеслав Исаевич

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 Российская Академия Наук Всероссийский ордена Трудового Красного Знамени нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ)

Р Г о од

На правах рукописи

Славин Вячеслав Исаевич

АНОМАЛЬНО-ВЫСОКИЕ ПЛАСТОВЫЕ 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 1997

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минерал отческих наук, профессор

Кирюхип В.А. доктор геолого-минералогических наук

Джинорвдзе Н.М. доктор физико-математических наук Волков И.А.

Ведущее предприятие: Всероссийский научно-исследовательский институт геологи1 ских, геофизических и геохимических систем (ВНИИгеосисгем)

Защита состоится "10" ИЮНЯ 1997г. . на заседании диссертациош

Совета Д071.02.01 при Всероссийском ордена Трудоврго Красного Знамени нефтяном учно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) 191104, г. С.-Петербург, Литейный пр., 39, ВНИГРИ

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке инстит;

Диссертация в виде научного доклада разослана " МОЯ 1997г.

Ученый секретарь диссертационного Совета

А.К.Дертев

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РФ ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЯНОЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ИНСТИТУТ (ВНИГРИ)

Ч<Рп 1/МиЛ- 1997г.

192104,г.С-Петербург,Литейный пр.39 Российская государственная библиотека

Для телеграмм:г.С-Петербург, Нефтяной 101000, г.Москва, ул.Воздвиженка,3 Ученый секретарь Тел. 273-24-48

Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ) направляет докторскую диссертацию в форме научного доклада Славина Вячеслава Исаевича "Аномально-высокие пластовые давления. Происхождение, прогноз, проблемы освоения залежей углеводородов" по специальности 04.00.17. - "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений".

Приложение: диссертация, ¿экз. уч*гн. карточки ¿аСсерп

Ученый секретарь ВНИГРИ

А.К.Дертев

УЧЕТНАЯ КАРТОЧКА. ДИССЕРТАЦИИ

Фамилия, имя, отчество (полностью) Славин Вячеслав Исаевич

Название диссертации Аномально-высокие пластовые давления. Происхождение,прогноз, проблемы освоения залежей углеводородов. Дата защиты 10 июня 1997г.

Язык диссертации Русский

Ученая степень, отрасль науки Доктор геолого-минералогических наук. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений Шифр специальности (ей) 04.00.17

Реферат. В диссератции Славина В.И. в форме научного доклада решены следующие вопросы проблемы АВПД: установлены закономерности распределения залежей нефти и газа в зоне АВПД. Создана база данных по АВПД.Разработаны теоретические основы и методические приемы прогноза и оценки АВПД. Произведен анализ механизмов формирования АВПД. Усовершенствованы существующие и разработаны новые методы прогноза и оценки АВПД. Созданы рациональные комплексные методики прогноза и оценки АЩД. Создана компьютерная технология прогноза АВПД "АНОПРЕСС". Разработаны рекомендации по освоению залежей нефти и газа в зонах АВПД (создание приемов и способов оптимального вскрытия продуктивных горизонтов в зоне АВПД). Разработаны теоретические основы оптимального режима разработки залежей УВ. Создана компьютерная технология выбора оптимального режима разработки залежей "ГЕОДЕФОРМ".

УЧЕТНАЯ КАРТОЧКА ДИССЕРТАЦИИ

Фамилия, имя, отчество (полностью) Славин Вячеслав Исаевич

Название диссертации Аномально-высокие пластовые давления. Происхоэшение,прогноз проблемы освоения залежей углеводородов. Дата защиты 10 июня 1997г.

Язык диссертации русский

Реферат. В диссертации Славина В.И. в форме научного доклада решены следующие вопросы проблемы АВПД: установлены закономерности распределения залежей нефти и газа в зоне АВПД. Создана база данных по АВПД. Разработаны теоретические основы и методические приемы прогноза и оценки АВПД. Произведен анализ механизмов формирования АВПД, Усовершенствованы существующие и разработаны новые методы прогноза и оценки АВПД. Созданы рациональные комплексные методики прогноза и оценки АВПД. Создана компьютерная технология прогноза АВПД "АНОПРЕСС". Разработаны рекомендации по освоению залежей нефти и газа в зонах АВПД (создание приемов и способов оптимального вскрытия продуктивных горизонтов в зоне АВПД). Разработаны теоретические основы оптимального режима разработки залежей УВ. Создана компватерная технология выбора оптимального режима разработки залежей "ГЕОДЕФОШ".

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Общеизвестно, что большие глубины обладают значительными 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 бьггь положены достижения современной науки и техники. Значение исследований АВПД для нефтяной геологии трудно переоценить. В ряде случаев они могут служить прямым поисковым признаком залежей углеводородов. Кроме того, знание механизма образования АВПД позволяет ответить на такие важные вопросы нефтяной геологии, как первичная и вторичная миграция углеводородов, формирование (и переформирование) их залежей, характеристика коллектореких 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.

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

Основные залачи исследования.

1. Анализ и обобщение фактических данных по закономерностям распространения залежей 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 АВПД.

5. Создание рациональных комплексных методик прогноза и оценки АВПД.

• 6. Разработка методических приемов оптимального освоения залежей углеводородов в зонах АВПД.

7. Создание компьютеризованных технологий прогноза и оценки АВПД.

8. Создание компьютеризованных технологий выбора оптимальных режимов разработки залежей -

Научная новизна. В работе обобщены закономерности распределения залежей нефти и газа в зоне АВПД по территории бывшего СССР. Создана база данных по АВПД.

Разработана концепция влияния генезиса АВПД на основные аспекты освоения (поиска, разведки и разработки) залежей нефти и газа в этих зонах.

Создан метод оценки первичного ( конседиментационного) генезиса формировали

АВПД.

Усовершенствованы и созданы новые методы прогноза и оценки АВПД по геофизиче ским данным как до бурения, так и в процессе бурения скважин, а так же по технолога ческим данным бурения скважин.

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

Разработан способ определения оптимальных режимов освоения залежей нефти и газ; в зонах АВПД.

Основные защищаемые положения.

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

2. Разработка теоретических основ и методических приемов прогноза и оценю АВПД. Анализ механизмов формирования АВПД, с целью выявления главных факторов влияющих на области применения и точность методов прогноза и оценки АВПД. Усо вершенствование 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 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 АВДЦ. Разработка теоретических основ оптимального режима разработки залежей УВ. Создание компьютерной технологии выбора оптимального режима разработки залежей.

Методика исследования.

В основу методики исследований положен системный подход, базирующийся на:

фундаментальных теоретических и методических достижениях отечественных и зарубежных 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 испытании скважин, а также при эксплуатации месторождений на территории большинства нефтегазоносных регионов бывшего СССР;

компьютерном моделировании природных процессов и установлении корреляционных методических связей;

создание компьютерных баз данных параметров, характеризующих, физико-динамические, фильтрационно-емкостных свойств природного объекта.

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

2. Создание банка данных по АВПД бывшего СССР.

3.Установление концепции влияния генезиса АВПД на все аспекты поиска, разведки и освоения 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 и газа в зонах АВПД.

6. Создание компьютерных технологий прогноза АВПД по технологическим данньм бурения 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 регионах бывшего СССР.

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

роко обсуждались на всесоюзных, всероссийских и региональных совещаниях, конференциях 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 организована в г.Денвер (США) международная Хедбергская конференция "Аномальные давления в нефтегазоносных районах", где сделаны два генеральных доклада и семь стендовых сообщений. Кроме того, сделаны доклады на 29-ом международном Геологическом Конгрессе в г.Киото (Япония, 1992г.); на ежегодной сессии ААРС в г.Хьюстон (США, 1995г.); на Хедбергская конференция по карбонатным породам в г.По (Франция, 1996г.).

Материалы диссертационной работы неоднократно экспонировались на ВДНХ СССР, на выставках ежегодной сессии ААРС в Австралии и Хьюстоне, а также на выставке 13-го Всемирного нефтяного конгресса в г.Буэнос-Айрес (Аргентина) в 1991г.

Вклад автора в создании и внедрение методов прогноза и оценке АВПД, методов выбора оптимальных режимов разработки залежей углеводородов отмечен одной золотой медалью ВДНХ, двумя большими серебряными и одной броюовой медалями симпозиума " Математические методы в геологии" в Чехословакии, а также рядом грамот и знаками

Разработка по нефтегазопоисковой гидрогеологии включена в "Справочное руководство гидрогеолога"(1979),.а ряд вокабул по АВПД включены в "Словарь по геологии нефти и газа".

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

1. "Временная инструкция по определению пластового давления в скважинах по данным о гидродинамическом взаимодействии пластов с промывочной жидкостью", 1984;

2. "Методические рекомендации по новым нетрадиционным методам изучения геологического разреза", 1986;

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

Основные положения работы неоднократно докладывались и ши-

ВДНХ.

Методические рекомендации по прогнозу и оценке АВПД прошли производственна опробацию при проводке скважин в зонах АВПД в Тимано-Печорской нефтегазоносна провинции, Западной Сибири, Иркутской области, Азербайджане, Казахстане, на Саха лине, Украине, севере Красноярского края и др. регионах. Во всех случаях получеп ощу тимый экономический эффект. Методические рекомендации по оптимальному выбор; режимов разработки залежей широко применяются при эксплуатации ряда месторозкде ний АО'Татнефть", "Оренбургаефгь".

На базе теоретических и методических представлений автора по АВПД, по еп инициативе были организованны два всесоюзных совещания (г.Мурманск, 1988г., г. Ле ншпрад, 1990г.) и одна международная конференция (г. Денвер, США, 1994г.). Автор является одним из главных редакторов, опубликованных в 1994 г. тезисов докладов Хед бергской конференции (г. Денвер, США) по проблеме АВЦЦ и подготовленных к изданию избранных трудов конференции.

По результатам исследований опубликовано более 85 работ, в том числе 6 изобретений. За одно из ключевых изобретений (авторское свидетельство N 832081) автором получена золотая медаль ВДНХ СССР; творческий вклад его в создание этого изобретения при пяти соавторах равен 50%.

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 всех провинциях, приуроченных к древним платформам, степень аномальности пластовых давлений в залежах углеводородов с глубиной увеличивается, причем этот рост происходит тем интенсивнее, чем надежнее региональная покрышка. На молодых платформах модель иная. Здесь степень аномальности либо слабо выраженно растет, либо уменьшается. В провинциях, приуроченных к геосинклинальным областям, характер распределения хаотичный, мозаичный.

Первая позиция несет в себе важный поисковый признак. При фиксации такой корреляционной зависимости, оценка АВПД по материалам сейсморазведки или по другим материалам наземной геофизики позволит выделить локальные структуры с АВПД, в которых в зоне нормального пластового давления будут найдены промышленные залежи уг-

теводородов.

Для выявления корреляционной зависимости вышележащего разреза нами были проанализированы материалы по Западной Сибири и Тимано-Печорсхой 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 провинция 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 т которых является надежность региональных и локальных покрышек, их 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 К» = 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 с коэффициентом более 1.9 на древних платформах не встречены.

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

Распространение же нефтяных залежей в зоне АВПД имеет иной характер, раскрывающий заметную "сочетаемость" скоплений УВ с аномальностью пластовых давлений, сохраняющуюся вплоть до Ка=1.5.

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

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

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

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

И наконец, дом провинций, приуроченных к структурам подвижных поясов земно] коры, наибольшее количество нефтяных залежей встречается в условиях АВПД в интер вале коэффициентов аномальности, равных 1.11- 1.70. При коэффициентах аномальное™ больше 1.7 до 2.2 число нефтяных залежей сокращается и колеблется в диапазоне 6-3. П< газу пик наибольшей частоты случаев (13 залежей) приходится на зону с коэффициента ми аномальности, равным 1.21-1.30. Выше этих значений (Ка= 1.30-1.70) число газовыз залежей снижается до 8-6.

„ Дальнейшее увеличение коэффициента аномальности ведет к снижению частоты слу чая до 3-1.

Таким образом, рассмотрев основные закономерности взаимосвязи полей АВПД ( нефге газоносностью 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 молоды* 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. Хогя 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 нефтегазоносных провинциях на территории бывшего СССР, нами решена задача по программной систематизацией геолого-промысловых показателей в форме Базы данных, как технологического, методического средства, а также как накопителя всей информации по АВПД.

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

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

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;

- гаубина скважины, м;

- комплекс методов ГИС, проведенных в скважине;

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

- вид регистрации технологической информации

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

Характеризующую зону АВПД в скважине:

- глубина кровли зоны АВПД, м;

- максимальный коэффициент аномальности;

- возраст отложений зоны АВПД с точностью до системы;

- л отологический 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 областям: ■ ^ •

- Тимано-Печорская НГП (60 скважин);

- Восточно-Сибирская НШ (50 скважин);

- Западно-Сибирская НШ (65 скважин);

- Прикаспийская НШ (79скважнн); -

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

- Волга-Уральская НГП(62скважины);

- Сахалинская НТО (18скважин);

- Камчатско-Анадырская НТО (7 скважин);

- Южно-Каспийская НГП (30 скважин);

- Амударышская НГП (12 скважин );

- Ферганская НГП (13 скважин);

- Сурхан-Вахшекая НТО (6 скважин);

- Чу-Сарынская НТО (2 скважины);

- Днепрово-Донецкая НТО (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 ЮМ РС-АТ с оп< рационной системой MS DOS версии 4.0.

База данных работает под управлением системы СУБД - DBASE Ш, 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 Ш относится к СУБД реляционного типа, в которых база данньг

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

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

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

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

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 ЩЕЛЬЮ ВЫЯВЛЕНИЯ ГЛАВНЫХ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ 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 ОСНОВНЫМ НЕФТЕГАЗОНОСНЫМ ПРОВИНЦИЯМ РОССИИ. СОЗДАНИЕ КОМПЬЮТЕРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРОГНОЗА АВПД ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ДАННЫМ БУРЕНИЯ В РЕАЛЬНОМ РЕЖИМЕ ВРЕМЕНИ.

2.1. ГЕНЕЗИС АВПД

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

Необходимо согласиться со всеми авторами, которые считают, что в общем случае для формирования АВПД в недрах необходимо сочетание двух условий. Первое - это относительная изолированность недр, их затрудненная связь с областями разгрузки и второе -это либо поступление флюидов в ограниченный объем говне, т.е. возрастание их массы в неизменном объеме резервуара, либо уменьшение объема резервуара при постоянстве массы флюидов, 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 осадконакоплешш, когда скорость погружения много больше скорости оттока флюида; при генерации углеводородов и при вертикальной миграции флюидов.

Остановимся кратко на каждом из выделенных мехшшзмов формирования АВПД.

Образование АВПД при осадконакоплешш.

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 КЛерцага (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 отжатая воды из поррвого пространства.

На основании лабораторных экспериментов К.Терцага установил, что деформация грунта определяется "эффективным давлением (напряжением)" - в эф, связанным с приложенной нагрузкой (Рпяст) следующим соотношением :

бэф = Ргеост " Рот > (2.1)

где вэф - эффективное напряжение, МПа;

Ргеост - геостатическое давление, МПа;

Рп„ - пластовое давление, МПа.

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

Кщ = КНопе-ЬпСэФ (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 осадконакоплешш будет "равна" скорости оттока пластовых вод из уплотняющегося осадка, то пластовое давление в формирующемся осадке будет равно гидростатическому.

Если же скорость осадконакопления будет высокой, и пластовые воды не будут успевать оттекать га 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 оеддконакоплении ведет к недоуплотнешш горных пород (возникает аномалия пористости).

Образование АВПД при генерации углеводородов.

В процессе осадконакошгения, 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. Увеличите объема флюида ведет к повышению пластового давления и уменьшению 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 нефтенасьпценности 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 величин менее 1%, по нефти около 12%, и в этих условиях движение пластовых вод практически прекращается.

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

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

Этот процесс описывали ряд исследователей (Добрынин В.М., 1970; Авчяи Г.М.,1966; Ситников М.Ф. и др., 1974). Их работами установлено, что естественное уплотнние горных пород и разуплотнение их происходит по разным зависимостям пористости от эф-

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

Кнп = Кнрп е"Ьпр<3эф , (2.3)

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

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

Итак, увеличение порового пространства при генерации углеводородов происходит за счет упругих сил скелета породы и, естественно, в связи с этим масштаб увеличения норового пространства значительно меньший, чем при такой же величине АВПД, созданного при недоуплотнении пород. Увеличение норового 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 АВЦД 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 отъем 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. Верхняя граница аномальной зоны связана с ухудшением проницаемости, в связи с появлением .многофазовой среды или же с появлением неньютоновских свойств воды в хорошо уплотненных глшшстых породах.

Таким образом, рассмотрев схемы трех главных механизмов формирования АВПД можно констатировать, что следствием первого механизма является недоуплотнение горных пород (назовем этот механизм - конседиментациошгьш), а следствием двух других -разуплотнение горных пород (соответственно - постседиментационный механизм).

2.2. МЕТОДЫ ПРОГНОЗА АВПД

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

ди 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., Магара К., Муше Ж.П., Митчелл А., Алек-сондров БЛ., Добрьшин В.М., Серебряков В.А., Буряковсыш Л.А., Бьшевскнй Г.А., Ку-нин Б.А., Аникеев К.А., Панов В.Ф., Дергунов Э.Н., Ароисон А.Е., Джеваншир Р.Д., Ма-тус Б.А., Осадчнй В.Г.,Полутранко А.Ю. и многие 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, коща давление воды будет выше гидростатического, а сама порода становится недоуплот-ненной. -

Такой механизм формирования АВПД (конседиментацнонный) подтолкнул Фостсра Д.В. и Уолена Х.Е.(1966) к мысли о том, что при равенстве вэф. на разных глубинах (соответственно, равенства пористости пород) - на минимальной ( названная эквивалентной) и искомой ( в зоне АВПД ) - можно определить величину аномального пластового давления.

Метод реализуется следующим образом:

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

Принцип эквивалентных глубин разработан авторами (Фостер Д.В. и Усшен Х.Е.,1966) для недоуплотненных пород. Однако, как мы уже показали выше, недоуплотнешше породы являются следствием лишь одного механизма формирования АВПД - при осадкона-коплешпг (конседиментацнонный механизм). При формировании же АВПД в процессе генерации углеводородов или вертикальной миграции (постседиментациошшй механизм), происходит, как указывалось выше, разуплотнение горных пород. Такое качественное изменение в картине отражающей аномалию пористости в зависимости от механизма формирования АВПД подтолкнуло нас к разработке метода определения АВПД при постсе-диментационных механизмах формирования АВПД, приводящих к разуплотнению горных пород.

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

кого уплотнения пород. При отклонении геофизического, петрофизического или технологического параметра от линий 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, это на структуре (постседиментационного генезиса) в разных точках одного и того же пласта гаинистьк 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 недоуплотиекными 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 (АР).

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

Следующий важный шаг в развитии метода ^экспоненты был сделан М.Заморой в 1972 году, который предложил количественно определять градиент аномального давления по соотношению

£ = ..... (2.4)

N dco

где Г - градиент пластового давления; N- градиент нормального пластового давления; dco - фактическое значение скорректированной d-экспоненты, рассчитанное для исследуемой Шубины; den - значение скорректированной d-экспоиенты 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 dc=f(H) М.Замора рекомендует строить в полулогарифмических координатах. В логарифмическом масштабе откладываются значения de, в линейном - значение глубин скважины Н. При этом тренд "нормального" изменения de 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 бурим ости, 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 = dy , (2.5)

то получим:

r=N4SÎL = ^%L = j%L (2.6)

со à.

Г drT1

то есть - = —^ (2.7)

j d

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

<1 '

(2.8)

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 йр ) дает возможность наглядно судить о фактических условиях бурения. Чем правее от линии 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 (1, кроме равновесной линии, проводить еще "безопасную" линию (значение с^), которая располагается правее линии с!р и параллельна ей. Величину <3б можно рассчитать по формуле:

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.

Само собой разумеется, что при смене долот, литологаческого состава пород и т.д. положение "равновесной" и "безопасной" линий изменится и необходимо производить коррекцию положения линий аналогично изменению положения линии сЗс.

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

Методика М.Заморы и его модификации достаточно просты, оперативны. Особенно наглядна модификация ее в "равновесной" ^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 по!реш-ностей метода возникает при произвольной смене плотности бурового раствора. Тем не менее в методе бесспорно то, что линию равновесия на забое скважины он очерчивает безошибочно.

В дальнейшем, нами были построены зависимости с! = ^Р), по двум регионам: 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

(2-9)

нагрузку на долото, на износ долота, чтобьг их изменения не влияли на механическую скорость проходки. Поэтому в качестве основы бьиа выбрана ^экспонента, хотя в принципе можно было бы взять любой другой параметр, связанный с механической скоростью.

Второе, было принято, что после нормализации механической скорости на технологические параметры бурения, на механическую скорость бурения влияют только уплотнения и перепад давления на забое. Так как характер уплотнения горных пород с глубиной можно описать уравнением (2.1), то для ^экспоненты это уплотнение можно записать так:

¿я = <1» е®0"*' , (2.10)

где с - константа, характеризующая литологический тип породы;

с1„ , ¿но - <1-экспонента, соответственно, на глубине Н и условно на поверхности.

Естественно, для каждого литологаческого типа пород величины й„ , с!„0 и с будут разные.

Уравнение (2.9) позволяет нормализовать механическую скорость бурения и на уплотнение горных пород.

В результате получается зависимость <Э-эхспоненты от перепада давления яг згбое, ьо которой и определяется АВПД.

Способ осуществляется следующим образом:

В зоне нормального пластового давления или в зоне с известным пластовым давлением строится график с1-экспонеты от глубины.

На этом графике (ё-экспонента откладывается в логарифмическом масштабе, а глубина в линейном) необходимо соединить точки ¿-экспоненты с разными перепадами давления (АР) и построенные таким образом линии - представляет собой лиши уплотнения, выраженных в качестве нормализованной скорости проходки. Затем, в той же зоне с известными пластовыми давлениями необходимо снести все точки ¿(-экспоненты со своими

значениями АР по линии уплотнения на одну, условно взятую глубину. Далее для этой

глубины строится зависимость приведенной <1-экспоненты от Ар, в зоне же с неизвестными пластовыми давлениями точка (1-экспоненты сносится по линии уплотнения на

условную глубину, а далее по графику зависимости с!„ = ЯЛР), определяется АР и рассчитывается значение градиента пластового давления.

Точность метода зависит, в основном, от двух причин:

- от наличия в зоне нормального пластового давления точек ё-экспопенты с близкими

значениями ЛР.

- от учета недоуплотнения или разуплотнения.

При конседимекгационном механизме формирование АВПД учет недоуплотнения обязателен и такой прием учета недоуплотнения разработан нами в 1987г. При постседи-ментационном механизме формирование АВПД масштаб аномалии пористости незначителен, поэтому 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 гидроразрьше пласта. Один из них (метод "варьирующих депрессий") используется доя оценки АВПД при вскрытии пластов-коллекторов. Другой - доя 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 Дюгаои, решая систему уравнений, определяется депрессия или репрессия на пласт и уже

по величине ДР, 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 еос 1*- Ргр.)У

Рпл--— , (2.11)

где Рф - давление гвдроразрьша пласта; Р)тосг - 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 всеща, ие 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 доя терригенного и карбонатного (хемогешюго) разреза.

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

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

1) непринципиально каким параметром - геофизическим, петрофизическим или тех-юлогическим будет установлено равенство эффективных напряжений. Важно, чтобы ис-юльзуемый параметр имел очевидную зависимость от пористости. Поэтому для оценки \ВПД 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, -;игма каротаж и др.

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

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 постседиментацнонном механизме формирования АВПД при оценке давлений линия разуплотнения имеет незначительные отклонения от вертикальной линии (угол наклона линии разуплотнения зависит от литологнческого 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 недоугоготненными 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 н, в какой-то мере, на молодых платформах генезис АВПД кон-седиментационного типа, а на древних платформах АВПД - постседиментационный, что имело практическое подтверждение. Так, при испытании продуктивных горизонтов нефтяного месторождения на о.Сахалин (Окружное месторождение), индикаторная линия имела кривизну (Свитенко B.C., Мангтанова Р.В., Гордина Р.И., 1981). То есть, при увеличении депрессии на пласт удельный дебит нефтяного пласта падает. И так как в этих

пластах давление повышенное это свидетельствует о том, что АВПД здесь имеет кона диментационный генезис.

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

В связи с этим можно полагать, что и на Сахалине и в Западной Сибири, аномальнс высокие пластовые давления могут иметь конседимектационный генезис. Но нельз утверждать, что во всех регионах Западной Сибири генезис АВПД будет иметь конседи ментационный характер. Многие исследователи считают, что АВПД здесь вторично, хот убедительных доказательств этого не приводят.

Анализ распространения АВПД на древних платформах (Тимано-Печорская нефтега зоносная провинция, Сибирская платформа и та) приводит многих исследователей ] мысли, что аномальные давления здесь имеют постседиментациошшй характер. Одним и признаков этого является тот факт, что с глубиной коэффициент аномальности всё увели чивается, 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 глу бин 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 АВГЩ по керну.

Принцип его, как известно, заключается в том, что при исследования 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-тологаческого 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 гео-

синклинальных областях. В терригенных разрезах не обязательно выделять только глинистые разности, хотя как правило, точность при применении таких приёмов только по глинам 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 раду методов оценки АВПД метод тектоно-динамического моделирования (Аристова Г.Б., 1991). Суть метода в корреляции цикличности осадконахопления 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 рад методов по регулированию забойного давления и дальнейшей интерпретации результатов регулирования с помощью <1-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 ка 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 выработаны для нефтегазоносных бассейнов Западной Сибири, Восточной Сибири, Дальнего Востока, Прикаспийской впадины, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции следующие 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/ Цитологический тип разреза

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 корреляционной зависимости между избыточным давлением и приращением интервальной скорости распространения упругой волны с выделением глинистых разностей по РазР^У._

1.2. По данным ГИС

1. Метод определения АВПД по корреляци- 1. Метод определения АВПД по корреля-онной зависимости между градиентом плас- ционной зависимости между градиентом тового давления и отклонением геофизиче- пластового давления и отклонением гео-ского параметра. физического параметра с выделением гяи-_нистых разностей по разрезу._

_1.3. По технологическим данным бурения_

1. Метод "нормализованной скорости про- 1. Метод "нормализованной скорости ходки'7по М.Заморе/. проходки"/ по М.Заморе/ с выделением

2, Метод "варьирующей нормализованной глинистых разностей по разрезу, скорости проходки". 2. Метод "варьирующей нормализованной

скорости проходки" с выделением тяшгас-_тых разностей по разрезу._

_1.4. По гидродинамическим данным__

1. Метод "варьирующих депрессий". 1. Метод "варьирующей депрессии".

2. Метод регулируемого забойного давления 2. Метод регулируемого_

П. ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ /молодая платформа/

Терригенный

Карбонатный

2.1. По данным сейсморазведки

2.2. По данным ТИС

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/.

_____2.3. По технологическим данным бурения

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

2. Метод "варьирующей нормализованной скорости проходки".

3. Метод эквивалентных глубин /основной параметра-экспонента/.__

2.4. По гидродинамическим данным

1. Метод "варьирующей депрессии".

2. Метод регулируемого забойного давления.

Ш. 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.

Г. 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 ГИС

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 про- 1. Метод "нормализованной скорости проходки" /по М.Заморе/. ходки"/ло М.Заморе/ с выделением глинис-

2. Метод "варьирующей" нормализованной тых разностей по разрезу.

скорости проходки". 2. Метод "варьирующей нормализованной

скорости проходки" с выделением глинис-_тых разностей по разрезу._

3.4. По гидродинамическим данным

1. Метод "варьирующей депрессии". 1. Метод "варьирующей депрессии".

2. Метод регулируемого забойного давления. 2. Метод регулируемого забойного давления.

IV. ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ /древняя платформа/

Цитологический тип разреза

Терригенный

Карбонатный /хемогенный/

4.1. По данным сейсморазведки

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

4.2. По данным ГИС

4.3. По технологическим данным бурения

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

2. Метод "варьирующей" нормализованной скорости проходки".

4.4. По гидродинамическим данным

1. Метод "варьирующей депрессии". 1. Метод "варьирующей депрессии".

2. Метод регулируемого забойного давления 2. Метод регулируемого забойного давления

V. ДАЛЬНИЙ ВОСТОК /современная геосинклиналь/

Терригеннью

Карбонатный /хемогенный/

5.1. По данным сейсморазведки,

1. Метол 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/._

5.2. По данным ГИС

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 проводки" /по М.Заморе/.

2. Метод "варьирующей нормализованной скорости проходки".

3. Метод эквивалентных глубин /основной параметра-экспонента/.__

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 н 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 мм), 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 дебитносги 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-нефгяные 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) Вскрьггие продуктивных горизонтов в зонах АВПД в большинстве случаев осуществляется не в оптимальном режиме.

Вопросы совершенствования приемов и способов вскрьггия 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 вскрьггаи коллектора промывочная жидкость, проникая в него, образует зону кольматации н глинистую корку. На забое скважины они разрушаются долотом, что обуславливает непрерывную опережающую фильтрацию промывочной жидкости. В нефтегазонасыщекные 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 проникновения следует существенно дополнить.

Во-первых, за счет учета фазовой проницаемости ггризабойной 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 нефге- 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 ига газом - остаточная. Данная зона является препятствием для движения в свободном состоянии нефти и газа, а коллектор с этого момента поглощает и вытесняет тольхо 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 о( разовании глинистой корки внутри коллектора.

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

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

Учитывая изложенное выше нами предлагаются следующие рекомендации по вскры тию продуктивного горизонта. Во главу утла уже необходимо ставить не простс "равновесное" бурение, а создание равновесия при вскрытии планируемого к изучении 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 нефтегазоносно«« 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 бьш 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 пренебрегаете» 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 разра-ютка, которая позволяет осуществлять бурение поисково-разведочных скважин на нефть i газ в условиях отрицательного дифференциального давления на забое или равенстве за-юйного (Рзаб) и пластового (Рпл) давлений, то есть при Ри« - Рш < 0 при существенном :нижении затрат средств и времени на выполнение этих работ.

Такая технология достигается тем, что происходит упрощение герметизации устья жважины между бурильной трубой и временной незацементированной обсадной колонкой и предупреждение проявлений в открытом стволе скважины выше долота, а под до-ютом поддерживают забойное давление, на значениях меньших пластового. В скважину шускают временную незацементированную обсадную колонну и устанавливают с зазором к диаметру предыдущей обсадной колонны. В процессе бурения под очередную , обсадную шлонну промывку скважины осуществляют в кольцевом пространстве, между наружной ;тенкой 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 наземную 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: Орнатский Н.В., Авчан Г.М., Сахибгареев P.C., Вадецкий Ю.В., Фертль У.Х., Тимко 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 конседимеетационным механизмом формирования АВПД и в этом случае форма индикаторной кривой имеет криволинейный характер. При таком механизме

формирования АВЦД любое снижение пластового давления ведет к образованию необр тимых деформаций пласта. Прямой и обратный ход исследования пласта не повторяет Дебиты пласта на обратном ходе исследования меньше, так как проницаемость пласта и обратимо уменьшилась. Второй тип индикаторной кривой связан с постседиментацио ным механизмом формирования АВПД. При этом типе индикаторной кривой начальнь участок ее имеет прямолинейный характер отражающий упругие деформации пласт Прямой и обратный ход исследований на этом участке повторяются. Затем начинает область возникновения новых необратимых деформаций и индикаторная линия и кривляется. Прямой и обратный ход исследования пласта не повторяются.

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

Дня определения критического значения текущего пластового давления (т.е. такоп ниже которого начинаются необратимые изменения) предложено два приема: ориентир« вочный расчет и экспериментальные исследованные исследования образца горной пород из продуктивного горизонта на установке всестороннего сжатия. Ориентировочные расч< ты пределов снижения пластового давления сделаны для двух регионов: для северны районах Западной Сибири (таблица 3.1) и для ряда площадей о.Сахалин (таблица 3.2).

Определение перепада давления (АРдеф), 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-Сибирскойплиты (определения максимальных палеоглубин погружениявзяты из работы В.А.Завадского, 1985) ,.

Таблица 3.1

№ п/п Площадь, месторождение Перепад давления, (АРде<ь), 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. Скшай-Салинская 11,31

20. Медведевская (Салемальская) 11,7

21. Кутопьюганская 11,7

22. Шупшская 13,39

.. 23. Танопчинская 11,05

24. Мшистая 10,66

25. Ярудейская 7,54

26. Северо-Казымская 9,49

27. Северо-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. Западно-Песцовая 2,99

37. Северо-Ныдашская 4,16

38. Медвежья 3,9

39. Ныдинская 3,25

40. Сандибинская 6,11

41. Дельтовая 4,68

42. Кушелевская 5,2

43. Хейпшская 4,94

44. Надымская 3,25

45. Пангоданская 3,38

46. Ямсовейская 3,64

47. Средне-Надымская 5,85

48. Хетпшская 4,68

49. Северо-Тамбейская 7,15

50. Южно-Тамбейская 5,59

51. Утренняя 4,29

52. Гьщанская 4,42

53. Вангугинская 2,6

54. Новолунная 2,6

1 2 3

55. Быстрицкинская 2,6

56. Геофизическая 4,03

57. Антипаютинская 4,16

58. Семаховская 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. Восточно-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-Уренгойская 3,51

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-Ямс о вейск ая 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- Красноселькунская 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-Танловская 2,21

105. Комсомольская 2,99

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

107. Губкинская 2,6

108. Западно-Таркосалинская 3,12

109. В осточно-Таркосалинская 5,85

110. Сензянская 4,29

111. Восточно-Тарасовская 4,55

112. Северо-Айв аседо-Пуровская 3,9

113. Айваседо-ГГуровская 4,55

114. Усть-Харампурская 4,55

115. Муравленковская 1,82

116. Вэнгаяхинская 4,55

117. Западно-Вэнгаяхинская 4,55

118. Егы-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. Суторшгнская 1,69

124. Новогодняя (Вэнгапякутинская) 3,9

125. Северо-Памалияхская 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. Хадутгейская 3,64

132. Тояхская 3,25

133. Север о-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. Джаигодская 12,74

143. Балахнинская 8,06

144. Озерная 5,59

145. Рассохинская 7,8

146. Точинская 8,45

Определение перепада давления (АРдеф), снижение пластового давления до предельных значений, уменьшения ниже которых ведет к новым необратимым деформациям пород, на примере рада разведочных площадей о. Сахадин

Таблица 3.2

1Чп/п Площадь, Горизонт, Перепад

месторождение свита давлешы (АРдс4), 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 борский ....... ., 6

9. Зал.Татамская окобыкайская 5

10. Уфская 16

11. Прибрежное .....26

12. Катанглийское » - 32

13. Уйглекугское : 29

14. Старонабильское дагинский 19

15. Имчинское »» ,27

16. ВостДагинское »» 10

17. Средне-Валское 29

18. Пильтунское 8

19. Паромайское 19

1 2 3 4

20. Сев.Паромайское »» 19

21. Мухтинское >» 16

22. Кыдьшаиьинская ч* 6

23. Узловое 1» 8

24. Астрахановское »» 10

25. Южно-Эрринская » 12

26. Одоптипская 23

27. Волчинская 21

28. Абановское я 8

29. Эхабинское » 32

Методика определения критического предела, снижения пластового давления до зна-ений, уменьшения которых ведет к новым необратимым деформациям пород предложена ами в 1987г., и в кратком изложении выглядит так. На образцах породы, взятых из про-уктивного горизонта, проводят исследования на установках всестороннего сжатия. Снимется деформационная кривая по пористости или проницаемости; по ней определяют начеши максимальных эффективных напряжений, рассчитывают современное эффектное напряжение, по разнице между ними определяют перепад давления, на который гажет снизиться пластовое давление каждого продуктивного горизонта до начала новых еобратимых деформаций породы.

Известно, что согласно экспериментам в горных породах имеется большой запас пругих сил, то есть в области обратимых деформаций существенно меняется проницае-юсть горной породы, в меньшей степени для хорошо проницаемых пород и в большей ля коллекторов с худшими свойствами. В связи с этим индикаторная линия даже на так изываемом прямолинейном участке - искривляется. При постседиментационном меха-гизме формирования АВПД область упругих деформаций продуктивного горизонта боль-ие в сравнении с таковой в пласте с нормальным давлением. В связи с тем, что при кон-едиментационном механизме формирования АВПД испытание скважин приводит к необ-»атимым деформациям, необходимо предусматривать специальную программу исследова-шя таких скважин на стационарных режимах, или, иначе говоря, практически не испы-ъгаая скважину, иметь параметры пласта. Такие параметры могут быть получены на уста-ювках всестороннего сжатия, причем контроль за изменением деформации образца необ-содимо вести по проницаемости, пористости, времени прохождения акустических волн.

Таковы вкратце подоплека необходимости перед исследованием скважин в зоне \ВПД определения генезиса АВПД. И если эффективное максимальное напряжение проективного 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 пласта.

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

жей с АВПД будет вести к пластическим деформациям. При постседиментационном хаиизме формирования АВПД само наличие аномально высоких давлений не вносит ких-либо дополнительных ограничений в разработку залежей по сравнению с аналог ньши залежами с нормальным пластовым давлением. : : •

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

Иначе говоря, каждый продуктивный пласт имеет свой критический предел сниже! пластового давления, нарушение которого приводит к новым необратимым деформащ пласта. - о; , V

Для выбора оптимального геодинамического режима разработан углеводородной за жи создана система "Геодеформ" (таблица 3.3). Она позволяет избежать при эксплуа ции новой залежи необратимых режимов, а при разработке находящихся в эксплуатаи залежей учесть уже созданные необратимые зоны и подобрать, как необходимые деби притока скважин, так и участки залежи с меньшими необратимыми изменениями.

Разработанная система включает в себя два блока: первый блок- эксперименгальн исследования- оценка области обратимых (упругих) и необратимых (пластических) \ формаций при извлечении флюида; второй блок- автоматизированная система, позволя щая дать как прогноз дебитности скважин при различных деформациях, так и прога распространения необратимых деформаций продуктивного пласта в делрессионной I ронке вокруг скважины при максимальной депрессии на пласт.

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

Исследования по первому блоку дают сведения об изменении проницаемости в зав симости от эффективного напряжения. Эти данные получают по результатам экспериме тальных исследований, когда образец помещают в установку всестороннего сжатия и им тируется поведение горной породы в напряженном состоянии. Определяют текущее э< фективное напряжение пласта, максимальное эффективное напряжение в горной пород Определяют область упругих деформаций и область необратимых деформаций, опред ляется граница между этими областями, выраженная в величине депрессии на пласт. Д пустимая депрессия на пласт, без образования новых необратимых деформаций в пласт равна: ' 1 ' *

= ^эфлпахс. ' Обтекли. г ! ■

где Оэф.ша*,;. > Сэф.тс*.,«. - эффективное напряжение, Соответственно, максимальное текущее пласта; АР - допустимая депрессия на пласт, без образования новых необратимы деформаций в пласте.

СИСТЕМА ТЕОДЕФОРМ"

Таблица 3.3

В качестве примера приведем материалы по двум площадям Татарстана. Изменен проницаемости в зависимости от эффективного напряжения продуктивного пласта Азн каевской площади показало, что для этого пласта величина допустимой депрессии рай -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 оптимально режима испытания и разработки залежей углеводородов.

Автоматизированная система состоит из двух разделов.

Первый раздел - дает возможность прогнозировать дебитность скважины, как в обла та упругих деформаций, так и в области необратимых деформаций, с учетом изменеш проницаемости в пластовых условиях. Учет изменения дебишости в зависимости от toi в какой области обратимых или необратимых деформаций происходит работа пласта, д; ет возможность правильно выбрать режим разработки залежи. Дебит скважины при раб< те на необратимых режимах, как правило, в два, четыре раза ниже, чем обычно предстш ляется в проектах разработки. В качестве примера приведем результаты прогноза дебет ности продуктивных пластов тех же площадей Татарстана. Сравним пять индикаторны кривых. Две - без изменения проницаемости (величина проницаемости в данном случа взята по данным лабораторных исследований при атмосферном давлении). Еще одна кри вая также взята при постоянном значении проницаемости, однако, в данном случае он приведена к пластовым условиям. Две друше ивдикаторные кривые рассчитаны с учета изменения проницаемости как в области упругих, так и в области необратимых деформа ций, для Азнакаевской н Ульяновской площадей Татарстана. Теперь, можно каглядт увидеть насколько уменьшился дебит скважины при учете изменения проницаемости. Уж1 при депрессии в 40атм. дебит скважины необратимо падает в два раза на Азнакаевской, i в 1,6 на Ульяновской площадях. А при депрессии на пласт в 80 атм. дебит скважины па дает для Азнакаевской площади в 5,6 раза, а для Ульяновской площади в 2,1 раза.

Второй раздел автоматизированной системы позволяет рассчитать и проследить изме нения проницаемости продуктивного пласта в депрессионной воронке вокруг скважины i 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-трешинных 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

роцессе разработки залежек за 20 лет наблюдается необратимое уменьшение пористости, таблице 3.4 показано, что за 20 лет пористость Кирмакинской свиты уменьшилась с 5,4% 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

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

1одкирмакин- 85,1 27,7 22,2 19,8 80,4

кая

Иначе говоря, процент снижения пористости составляет 13,6%. Мощность • продук-ивнон части пласта уменьшилась с 2ббм до 256м. Деформация пласта составила ~9,55м.

также приведены результаты 20-летней разработки Подкирмакинской свиты (ПС). 1десь пористость уменьшилась на 5,5%, то есть процент снижения пористости составил 9,8%. Деформация пласта за годы разработки составила -4,7м.

Эти цифры достаточно серьезны и явление стоящее за ними нельзя не 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 инициирующего техногенные землетрясения, необходимо вести контроль за изменением напряженного состояния горных пород продуктивного горизонта и давать характеристику вменениям пористости каждой точке пласта, пробуренного скважиной от начала вскры-гия и испытания горизонта до его разработки. Такой паспорт пласта должен содержать ^рафики деформационных кривых по пористости, на которых фиксируются изменения этих параметров породы, а также результаты испытания продуктивного горизонта, пробной и промыл стенной эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

положенных в различных тектонических регионах которые включают древние и моло® платформы предгорные прогибы и межгорные впадины.

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

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

На молодых (пост-Герцианских) платформах большинство залежей нефти встречают в отложениях, в которых коэффициент аномальности не достигает 1.6. Залежи при бол шем коэффициенте аномальности встречаются редко. Распределение газовых залежей 1 молодых платформах имеет особенности; здесь наиболее распространенными являют! пласты с избыточными давлениями имеющими такой высокий коэффициент аномал ности как 2.0.

В провинциях, приуроченных к структурам подвижных поясов земной коры, нэд большее число залежей нефти располагается в зонах с коэффициентом аномальной пластовых давлений в пределах 1.1-1.7. Имеется незначительное количество залежей которых коэффициент аномальности возрастает до 1.7-2.0. Газовые залежи наиболе часто встречаются в отложениях с Ка 1.2-1.3. Частота встречи залежей с Ка 1.3-1. несколько уменьшается. Редко, но встречаются залежи с коэффициентом аномальност выше указанных величин.

Приведенные выше статистические данные свидетельствуют о том, что по мере увели чения коэффициента аномальности пластового давления частота встречи промышленны залежей падает как для нефти, так и для газа. Однако для залежей нефти это происходи при меньших значениях коэффициентов аномальности, чем для залежей газа. При это) темп падения зависит от региональных и локальных закономерностей, характера распро странения нефтематеринских толщ.

2. Аномально-высокие пластовые давления могут быть вызваны рядом факторов. Од нако все эти факторы можно объединить в две основные группы: первая группа связана ( процессами, обусловленными коиседиментационными, а вторая - с постседиментацион ными механизмами формирования АВПД. Такое разделение обусловлено результатам! воздействия аномальных пластовых давлений на пористость горных пород при одной 1 той же величине АВПД.,То есть при консеДиментационном механизме - аномалия порис тоста вызванная АВЦД максимальна (недоугоюгнение породы), а при постседиментаци онном механизме формирования АВПД - аномалия пористости минимадьн; (разуплотнение породы).

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

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

Анализ механизмов формирования АВПД позволил объединить их в две главные уппы. Это разделение является тем самым ключом, который позволяет сгруппировать ;тоды 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 :воение залежей.

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

При постседиментадионном механизме формировании АВПД аномалия пористости оллектора незначительна, так как в этом случае она создается за счет упругих сил. Нам редставляется, что в эту группу следует объединить такие механизмы образования АВШ ак механизм генерации углеводородов при вертикальной миграции флюида, при темпе-атурном расширении флюидов и тд. Результатами действий таких механизмов АВПД яв-яются мщропшроразрывы пород, повышенная трещиноватость, сложные вторичные из-[енения. Иначе говоря, в таких зонах формируются сложные коллектора. Сложные кол-ектора, как правило, разделяются на два вида. Первый - когда блоки породы имеют ольшую межзерновую пористость, а проницаемость разделяющих их трещин ничтожно ¡ала. Такой коллектор при наличии незначительных (непромышленных) притоков нефти [ газа в условиях АВПД может иметь большие запасы углеводородов. И, наоборот, при тором типе коллектора, - когда блоки породы имеют низкую межзерновую пористость, и ысокую проницаемость трещин, то можно получить значительные (промышлешше) при-оки нефти и газа при малых запасах углеводородов.

Иначе говоря, коллекторские свойства в зонах АВПД отличаются в худшую сторону го сравнению с зоной развития нормальных давлений. Если при конседиментационном {еханизме формирования АВПД такое ухудшение мало, то при постседиментационном геханизме 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 сапиллярные и сверхкапиллярные поры, развитые в матрице породы. Фильтрация флюи-10в в терригенном и карбонатном коллекторах осуществляется, в основном, по трещинам. Проницаемость по поровым каналам низкая. То есть, в этих зонах АВПД могут иметь иесто большие запасы УВ при низкой дебитности скважин.

Таким образом, с позиции генезиса АВПД, коллектор в зоне АВПД разделяется на *ве группы: хороший, нормальный коллектор (при конседиментационном механизме) и сложный коллектор. Сложное строение коллектора в зонах АВПД в какой-то мере пред-

определяет строение залежи, хотя на этот процесс накладывается и специфика сам формирования залежей в этих зонах. Залежи в зонах АВВД, как правило, относятся к тологической группе, сформированной в результате диагенетических, эпигенетичеа постседиментационных процессов. А ловушки относятся к двум типам:

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

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

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

При постседиментационном механизме формирования АВПД само наличие аномаль высоких давлений не вносит каких-либо дополнительных ограничений в разработку за. жей по сравнению с аналогичными залежами с нормальным пластовым давлением. Зд« должно существовать общее правило, которое мы формулируем так: снижение пластов; давлений при разработке не должно выходить из области упругих деформаций продз тивного пласта. Иначе говоря, каждый продуктивный пласт при этом механизме АВ1 имеет свой критический предел снижения пластового давления, нарушение которого пр водит к новым необратимым деформациям пласта.

6. В связи с возможностью образования новых пластических деформаций при исп тании скважин или разработке залежей, которые могут инициировать техногенные земл трясения, необходимо ввести в практику контроль за изменением напряженного состс ния продуктивного горизонта. Что же касается залежи с конседиментационным механи мом АВПД, то здесь вопрос должен быть поставлен жестко - экологическая безопасное требует осуществлять разработку ее по специальной разработанной программе, пре усматривающей нагнетательный режим с самого начала эксплуатации залежи.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах автора:

1. Графоаналитические метода определения пластовых давлений по данным бурей и возможности их автоматизации. Экспресс-информация 'Техника и технология геолог разведочных работ, организация производства", вып. 23, Москва, 1977, с.1-16. Совмесп с Аронсоном В,Е., Клейносовым Ю.Ф. и Фениным Г.И.

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

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

4. К вопросу об использовании метода "(1-экспоненты" для прогнозирования зон ис менения градиентов пластовых давлений Октябрьской площади Ч.И.АССР. Депонен ВИНИТИ, N160-80, деп. 9, 1980. Совместно с Фениным Г.И. и Аронсоном В.Е.

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

"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 ДХ

9. Оценка пластовых давлений по технологическим данным бурения сверхглубоких скв. 600 и 700 на Шебелинсхом 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 нефгегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири. Тр. ВНИГРИ, Л.: Недра, 1980, 132с. Совместно с Забалуевым В.В., Верещако И.А. и др.

(fi) 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 данным 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 Клейносовым 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 автоматизированного 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.100. Совместно с Клейносовым Ю.Ф. и Шевердяевым В.В.

18 Способ интерпретации геофизических, петрофизических и технологических пар; метров при определении пластовых (поровых) давлений в скважинах-способ "кажущихся эффективных напряжений. Сб. научных трудов. "Методы прогнозирования АВЦЦ и bi просы совершенствования технологии бурения скважин", Ленинград, ВНИГРИ, 198' с.116-124. Совместно с Клейносовым Ю.Ф. и Мухиным В.В.

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

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

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

22. Временная инструкция по определению пластового давления в скважинах по дан ным о гидродинамическом взаимодействии пластов с промывочной жидкостью, Ленин град, ВНИГРИ, 1984, 14с. Совместно с Клейносовым Ю.Ф., Шевердяевым В.В. и Аббасо вым И.А.

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

1984, с.41-43.

24J 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 АВЦЦ 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 изучения геологического разреза. Ленинград, ВНИГРИ, 1986, 31с. Совместно с Химич В.Ф.

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

31. Комплексная методика оценки пластовых давлений по данным гадродинамическо-

взанмодействия в системе "скважина-пласт" Тезисы докладов областной научно-

этической конференции, Тюмень, 1987, с. 30-32. Совместно с Шевердяевым В.В.

32. Методические указания по прогнозу и оценке аномально-высоких пластовых дав-;ний, Ленинград, ВНИГРИ, 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->в "Изучение геологического разреза и прогнозирование АВПД", Ленинград, ВНИГРИ, ?87, 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 прогаозирования аномально-высокого пластового (порового) давления, аварское свидетельство, N1293323, бюллетень, N8, 1987. Совместно с Куликовым Б.Н. и Серебряковым В.А.

(з§) Глубинное устройство для исследования пласта, авторское свидетельство, 11332008, бюллетень, N31, 1987. Совместно с Матусом Б.А. и Шевердяевым В.В.

37. Результаты оценки АВПД при бурении скважин на Мурманской разведочной лощади. Тезисы докладов научно-практического совещания "Методы прогнозирования кВПД при поисках и разведке месторождений нефти и газа", Мурманск, 1988, с. 28. Со-местно с Аронсоном В.Е. и др.

38. Основные результаты определения пластовых давлений при бурении скважин на »елоостровской площади. Тезисы докладов научно-практического совещания "Методы прогнозирования АВПД при поисках и разведке месторождений нефти и газа", Мурманск, 988, с. 53. Совместно с Шевердяевым В.В. и Химич В.Ф.

39. Человеко-машинная технология оптимизации проводки глубоких скважин в усло-1иях аномально-высоких пластовых давлений. Сб. научных трудов "Человеко-машинная гехнология решения прогнозных задач в нефтяной геологии", Ленинград, 1988, с.137-146. Совместно с Шевердяевым В.В.

40 Автоматизированная технология обработки данных испытания скважин для оценки гидродинамических параметров пластов. Сб. научных трудов "Человеко-машинная технология решения прогнозных задач в нефтяной геологии", Ленинград, 1988, с.146-158. Совместно с Эринчеком П.Т., Гофманом A.A. и Сергеевой Г.И.

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

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

'Ц) Способ воздействия на призабойную зону скважины, авторское свидетельство, N1502812, бюллетень, N31, 1989. Совместно с Белониным М.Д. и Матусом Б.А.

44. Главные факторы формирования АВДЦ, Тезисы докладов первой Всесоюзной на-учно-практячесхой конференции " Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.11. Совместно с Неручевым С.Г.

45 Пришиты классификации механизмов формирования АВПД, Тезисы докладов первой Всесоюзной научно-практической конференции " Аномально высокие пластовые

давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.11. Совместно с Ер; ком Л.М.

46. Особенности оценки АВГЩ в различных геологических условиях. Тезисы докл; дов первой Всесоюзной научно-практической конференции " Аномально высокие пластс вые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.14. Совместно Шевердяевым В.В., Химии В.Ф, и Муровой Н.П.

47. Использование особенностей напряженного состояния осадочных пород для реш< ния ряда прикладных задач в зонах аномально высоких пластовых давлений. Тезисы дс кладов первой Всесоюзной научно-практической конференции " Аномально высоки пластовые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Лешшград, 1990, с.17. Сс вместно с Химич В.Ф.

48. Оценка време1ш релаксации АВПД. Тезисы докладов первой Всесоюзной научнс практической конференции " Аномально высокие пластовые давления и нефтегазонос ность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.17. Совместно с Гофманом A.A.

49. Автоматизированное рабочее место технолога по оперативной оценке АВЦ1 (АРМ - АВПД). Тезисы докладов первой Всесоюзной научно-практической конференцю " Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленин град, 1990, с.18. Совместно с Татариновым И.В. и Шевердяевым В.В.

50. Способ оценки достоверности инструментального замера пластового давления. Те зисы докладов первой Всесоюзной научно-практической конференций "Аномально высо кие пластовые давления и нефтегазоносность недр", сВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.37. Со вместно с Матусом Б.А. ~ - - ¡к- - ;

51. Опыт определения пластового давления на основе регистрации механической" ско роста бурения при управляемом изменении забойного давления. Тезисы докладов первог Всесоюзной научно-практической конференции "Аномально высокие пластовые давлении и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.38. Совместно с Матусом Б.А. i Шевердяевым В.В. ><•

52. Проблемы поиска, разведки и освоения углеводородных скоплений в зонах АВПД Тезисы докладов первой Всесоюзной научно-практической конференции "Аномально вы сокие пластовые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.80-81 Совместно с Неручевым С.Г. > ■ . . :

53. Закономерности-размещения углеводородных скоплений в зонах АВПД. Тезисы докладов первой'Всесоюзной научно-практической конференции "Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.84-85. Совместно с Улыбиным O.A. и Бруком Л.М.

54. Особенности испытания скважин в зонах АВПД. Тезисы докладов первой Всесоюзной научно-практической конференции "Аномально высокие пластовьге давления и нефтегазоносность недр", ВНИГРИ, Ленинград, 1990, с.117-119. Совместно с Матусом Б.А. и Гофманом А.А;

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

56. Геологические и технологические особенности поисков и разведки залежей нефти и газа в зонах АВПД."Актуальные проблемы нефтегазовой геологии", Л.:"Недра", 1991, с.31-39. Совместно с Аристовой Г.Б., Бруком Л.М. и Ульгбиньм O.A.

57. Нетрадиционные подходы при изучении сложных коллекторов и освоешм в них лсжей углеводородов. Тезисы докладов международного симпозиума "Нетрадиционные лочники углеводородного сырья н проблемы его освоения", Санкт-Петербург, 1992, 221-223.

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

(§9) Способ определения пластового давления при испытании скважины испытателем настов, авторское свидетельство, N1776778, бюллетень, N43,1992. Совместно с Матусом .А.

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

61. Вопросы оптимизации разработки месторождений нефти Татарстана на поздней гадии их эксплуатации. Тезисы докладов научно-практическая конференция "Проблемы азвития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стации освоения запасов", итьметьевск, 1994, с.37-39. Совместно с Белониным М.Д., Сахибгареевым Р.С. и др.

62. Закономерности распределения аномальных пластовых данлений в нефтегазонос-сых комплексах Тимано-Печорской провинции. Сбдокладов Международной конферен-(шг 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 Э.А. и Смирновой Е.М.

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

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

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

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

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

68. Regularities in Distribution of Abnormally High Reservoir Pressures in Various Petroleum Regions of Russia. Abstracts AAPG Hedberg Research Conference "Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments", Colorado, 1994. Совместно с Смирновой Е.М. и Улыбиным О.А.

69. Computerized System for Quick Estimation of Abnormal Pressure in Rocks During Drilling. Abstracts AAPG Hedberg Research Conference "Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments", Colorado, 1994. Совместно с Татариновым И.В. и Смирновым С.В.

70. Database on Abnormally High Formation Pressure in Russia. Abstracts AAPG Hedbe Research Conference "Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments", Colorado, 19$ Совместно с Татариновым И.В. и Улыбшшм О.А-

71. Залежи углеводородов с аномально-высокими пластовыми давлениями - объе повышенной экологической опасности. Первая Всероссийская конференция "Поиа нефти, нефтяная индустрия и охрана окружающей среды" 17-22 апреля 1995, Санк Петербург, 1995, с.Юб-112. Совместно с Смирновой Е.М.

72. База данных по аномально высоким, пластовым давлением в России, Тезисы д кладов Первой международной конференции "Компьютерная графика, банки данны компьютерное моделирование в нефтяной геологии", С.- Петербург, 1995, с.39-40. С вместно с Татариновым И,В., Улыбиным O.A. и Смирновой Е.М.

73. Банк данных и автоматизированная система прогноза и оценки АВПД (на приме] провинций России), Тезисы. докладов Первой международной кокференщ "Компьютерная графика, банки данных, компьютерное моделирование в нефтяной ream гаи", С.- Петербург, 1995, с.45-47.

74. Програмный комплекс для выбора оптимального геодинамического режима разр; ботки углеводородной залежи (ПК'ТЕОДЕФ") Тезисы докладов Первой международно конференции "Компьютерная графика, банки данных, компьютерное моделирование нефтяной геологии", С.- Петербург, 1995, £,81-82. Совместно с Белониным М.Д., Татар! новым И.В. и Смирновым C.B.

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

76. Особенности технологии разработки месторождений нефти и газа на шельф* Вторая международная конференция "Освоение шельфа арктических морей России' Санкт-Петербург, 1995, с.85-86. Совместно с Белониным М.Д. и Гильдеевой И.М.

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

78. 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.

79. Закономерности распространения нефти и газа в зонах АВПД древних платфор» и подвижных областей Востока России ( на примере Восточной Сибири и Сахалина ) Тезисы докладов " Нефтегазоносные бассейны Западно-Тихоокеанского региона и сопре дельных платформ: сравнительная геолошя, ресурсы и перспективы освоения", Санкт Петербург, 1996, с. 72. Совместно с Улыбиным O.A. и Абрамовой H.H.

80. Специфика освоения нефтяных месторождений Северо-Сахалинского нефтегазо носного бассейна. Тезисы докладов " Нефтегазоносные бассейны Западно Тихоокеанского региона и сопредельных платформ: сравнительная геология, ресурсы i перспективы освоения", Санкт-Петербург, 1996, с. 48. Совместно с Белониным М.Д. * Сахибгареевым P.C..

81. Геологические факторы, контролирующие региональное распределение аномально лсокт пластовых давлений Севера Тимано-Печорского бассейна и Арктического шель-а. 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., Фениным .И. и Абрамовой Н.Н.

82. 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 Белошгным М.Д.

83. Present ideas and development technologies of hydrocarbon pools in carbonates, abstracts AAPG Hedberg Research Conference "Carbonate reservoirs of the world: roblems, solutions and strategies for the future", Pau France, 1996. Совместно с Бе-ониным М.Д., Муслимовым. Р.Х., Сахибгареевым Р.С. и Смирновой Е.М.

84. Secondary changes of carbonate reservoir rocks in the process of oil pool □rmation and their significance for field exploitation, Abstracts AAPG Hedberg Lesearch Conference "Carbonate reservoirs of the world: problems, solutions and trategies for the future", Pau France, 1996. Совместно с Белониным М.Д., Муслимо-ым Р.Х. и Сахибгареевым Р.С.

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

1 а, с

Информация о работе

Славин, Вячеслав Исаевич
доктора геолого-минералогических наук
Санкт-Петербург, 1997
ВАК 04.00.17

Автореферат

Похожие работы