4.3.1 Аномальное давление в осадочной толще бассейнов
Как известно, давление поровой жидкости называют аномальным, если оно превышает гидростатическое давление Pw=rw×g×z×на данной глубине или меньше его, где rw – плотность воды и z – глубина (рис. 5-4). Наличие зон АВПД играет большую роль во многих геологических процессах, таких как покровообразование или динамическое смятие коры, диапиризм, формирование гидротермальных жил и др. В нефтяной геологии процессы генерации порового давления крайне важны для понимания эволюции УВ-резервуаров. Считают, что аномальное
Рис. 5-4. Модельные (точечные линии) и наблюдаемые (сплошные линии) значения порового давления (справа) и пористости (слева) в осадочном разрезе грабена Викинг, Северное море (Bolas et al., 2004).
давление препятствует консолидации пород и способствует сохранению более высоких значений пористости пород, чем было бы при нормальном уплотнении. В природе аномально высокое поровое давление (АВПД) может развиваться за счет целого ряда процессов (Osborne and Swarbrick, 1997), связанных с сокращением объёма пор, увеличением объёма поровой жидкости и гидрогеологическими факторами. Аномальные давления, созданные в одном месте, могут перераспределяться в соседние и более отдаленные участки бассейна. В любом случае рост АВПД за счет изменений объёма пор и поровой жидкости будет эффективным лишь при хорошем качестве изоляции жидкости в порах или в ловушке. Поэтому пересмотр роли некоторых механизмов генерации АВПД в последние 10-15 лет в основном был связан с изменением в оценках водоизолирующих свойств пород (Mudford, 1988, 1990; Mudford and Best, 1989; Mann and MacKenzie, 1990; Engelder and Fisher, 1994; Osborne and Swarbrick, 1997). Рассмотрим отдельные механизмы генерации АВПД подробнее.
4.3.2 Неравновесное уплотнение
Пористость пород, как отмечалось выше, зависит от эффективного напряжения s = S - p, где p есть давление жидкости в порах, S есть литостатическое давление (нагрузка):
S= 0 ò ZH rs(z)×g×dz,
и rs - плотность осадочной породы. При медленном погружении осадки будут нормально уплотнены, т.е. будет равновесие между нагрузкой и сокращением объёма пор в ответ на увеличение эффективных напряжений S. При этом давление поровой жидкости р будет оставаться гидростатическим:
p= 0 ò ZH rw×g×dz
где rw × - плотность воды в порах. Пример изменения литостатического и гидростатического давлений в процессе погружения свиты в осадочном бассейне можно увидеть на рис. 6-4 для погружения баженовской свиты на Уренгойской площади Западно-Сибирского бассейна. Быстрое погружение требует быстрого оттока воды из пор. Тогда, если жидкость не может покидать область консолидации достаточно быстро, например, в силу низкой проницаемости вмещающих пород, давление поровой жидкости начинает превышать гидростатическое. Такой процесс известен как неравновесное уплотнение и он характерен, например, для таких бассейнов как Галф Коаст, Каспийское и Северное моря (Bredehoeft et al.,1988; Mann and MacKenzie, 1990; Audet and McConnel, 1992). При этом поровое давление не превосходит литостатическое. Однако, оно может превышать прочность пород на растяжение, и тогда развивается гидролитическое растрескивание. Предел прочности на растяжения составляет обычно 70 - 90% от напряжения нагрузки (пунктирная линия на рис. 6-4, но может быть и выше на глубинах 5000 и более м.
Рис. 6-4. Эволюция порового, гидростатического и литостатического давлений в истории погружения баженовской свиты Западно-Сибирского бассейна (Уренгойский район).
На глубинах меньших 1300 - 2000 м гидролитическое растрескивание за счет повышения давления при неравновесном уплотнении маловероятно, так как проницаемость осадков здесь не будет достаточно низка, чтобы обеспечить сохранение жидкости даже при скоростях отложения осадков, превосходящих 600 м/млн. лет (Mann and MacKenzie, 1990).
Условиями, способствующие неравновесному уплотнению, являются быстрое погружение и низкая проницаемость пород (например, мощные слои глин, сланцев, мраморов при быстром погружении). Зоны АВПД могут развиваться и в высокопроницаемых слоях резервуаров при условии их изоляции внутри низкопроницаемых пород или при ограничении латеральной проницаемости слоя (рис. 7-4).
Рис. 7-4. Геологическое сечение (схема) через структуру Сморбукл-Сор месторождения Хальтенбанкен, Норвегия, показывающее распределение давления, пути миграции УВ, положение ловушек и покрышек (Foprbes tt al., 1991).
Численные оценки в работах (Shi and Wang, 1986; Mudford, 1988, 1990; Mudford and Best, 1989; Forbes et al, 1992; Osborne and Swarbrick, 1997) показывают, что при скоростях осадконакопления меньших 100 м/млн. лет появление зон АВПД за счет механизма неравновесного уплотнения маловероятно. Это относится и к рассмотренному примеру Западно-Сибирского бассейна на рис. 6-4, по крайней мере к кайнозойскому этапу его развития. Согласно оценкам, максимально допустимая проницаемость пород, способная в течении более миллиона лет поддерживать свойства ловушки, составляет 10-21 - 10-23 м2 (10-6 - 10-8 мд;), в то время как большинство измеренных проницаемостей глин превышают этот предел. Поэтому аномальное давление, создаваемое неравновесным уплотнением, относится, как правило, к нестационарным эффектам. Со временем после устранения причины, вызвавшей его, оно должно диссипировать либо за счет медленного вертикального оттока жидкости и газа, либо за счет латеральной миграции через водоносные горизонты, вмещенные в слои глинистых сланцев (Osborne and Swarbrick, 1997).
4.3.3 Тектоническое сжатие
Латеральное тектоническое сжатие может привести к росту порового давления тем же путем, что и вертикальные напряжения, вызывающие появление АВПД при неравновесном уплотнении. Однако, этот эффект будет более важен в современных тектонически активных областях. Известна, например, обширная зона с аномальным давлением, имеющая ширину 40-150 км и длину 650-800 км, связанная с трансформным разломом Сан Андреас в Калифорнии (Sleep and Blanpied, 1992), аномально сжатые осадки обнаружены и под аккреционными призмами вблизи конвергентных краев плит (Fisher and Zwart, 1996). Соляной диапиризм также может вызвать появление зон АВПД в отдельных районах в окрестности диапира (Burrus and Andebert, 1990). Например, широкое развитие в настоящее время аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в подсолевых отложениях осадочного чехла и в прибортовых внутренних частях Прикаспийской впадины на глубинах, превышающих 3700 м, вызвано активизацией здесь неотектонкчеокнх движений (Котровский, 1986).
В целом, тектонические процессы могут привести к быстрому возникновению зон АВПД и к столь же быстрой их релаксации в зависимости от геологического строения области и от характера тектонической активности в районе.
4.3.4 Акватермальное расширение поровой жидкости
Исследования последних 10 лет, подтверждают тот факт, что рост АПД за счет механизмов с изменением объёма пор будет эффективным лишь при хорошем качестве изоляции жидкости (ловушки). Это в особой степени относится к акватермальному механизму генерации АПД, так как расширение объёма жидкости при этом оказывается сравнительно малым (на 1.65% при росте температуры от 54 до 93°С) и легко диссипирует путем истекания жидкости из обьема в том числе и в низкопроницаемых породах. Прямые расчеты показывают, что акватермальное повышение порового давления оказывается пренебрежимым по сравнению с эффектом неравновесного уплотнения даже в породах с проницаемостью 3×10-12 мд, тогда как измеренная проницаемость реальных глин варирует от 1 10-1 - 1 10-8 мд (Luo and Vasseur, 1992). Ряд процессов, типа выделения газа и образования в порах двух или более фаз, могут уменьшать проницаемость песчаных пород и глин почти на 90% и все-таки этого не достаточно, чтобы обеспечить качественные ловушки для акватермального механизма повышения порового давления (Osborne and Swarbrick, 1997). Согласно современным воззрениям, этот механизм может быть эффективным либо в идеально непроницаемых эвапоритовых толщах, либо в течение очень короткого времени при внедрении интрузий.
4.3.5 Повышение порового давления за счет процессов диагенеза пород
Еще сравнительно недавно дегидратация смектита рассматривалась как основной процесс, ответственный за возникновение зон АВПД во многих бассейнах. Однако, последующие работы показали, что рост объёма жидкости, связанный с этим процессом, будет слишком мал и не сможет генерировать заметных АПД даже при идеальных ловушках для жидкости (Bradley, 1975; Shi and Wang, 1986; Osborne and Swarbrick, 1997). Более того, реакции дегидратации будут подавляться с ростом порового давления (Osborne and Swarbrick, 1997). Что же касается перехода смектита в иллит, то исследования показывают, что соответствующие реакции достаточно медленны и в условиях реальных бассейнов должны приводить к плавному, постепенному (а не обвальному) высвобождению воды (Osborne and Swarbrick, 1997). Их влияние на формирование аномальных поровых давлений носит вторичный, косвенный характер и связано с тем, что высвобождающиеся в реакциях ионы высаждаются как цемент, уменьшая проницаемость глин и прилегающих резервуаров и формируя гидролитические ловушки в верхних горизонтах зон с аномальным давлением (Shi and Wang, 1986; Mudford, 1988, 1990).
Реакции преобразования гипса в ангидрит имеют место при температурах от 40 до 60°С и приводят к потере 39% связанной воды. Этот процесс может генерировать АВПД на глубинах порядка 1 км, но маловероятно его участие в создании аномальных зон на больших глубинах (Jowett et al.,1993).
Рост цементации приводит к уменьшению размеров пор, а растворение минералов - к их увеличению (Wilkinson et al., 1997). Способность этих процессов создавать аномальные поровые давления зависит от того, насколько замкнутой является система, в которой имеют место эти процессы. В настоящее время отсутствуют геологические примеры с достоверными доказательствами существенного участия указанных процессов в формировании зон аномальных давлений. Однако, влияние цементации на уменьшение проницаемости пород и тем самым стимулирование формирования зон АВПД в механизме неравновесного уплотнения следует признать вполне вероятным механизмом формирования АВПД (Osborne and Swarbrick, 1997).
4.3.6 Генерация углеводородов как причина АВПД
Преобразование керогена в жидкие УВ, газ, остаток и сопутствующие продукты сопровождается увеличением объёма результирующего продукта, что в изолированной системе приводит к возникновению АВПД (Sweeney et al., 1995). Однако, при оценке процесса необходимо учитывать, что степень расширения объёма заметно варирует с изменением типа керогена. Так, Мейснер (Meissner, 1980) настаивал на увеличении обьема вплоть до 25%. при преобразовании керогена в жидкие УВ, тогда как Унжере (Ungerer et al, 1988), анализируя проблемы нефтегазоносности Парижского бассейна, пришел к выводу о сокращении обьема на 3-6% при генерации УВ из Toarcian черных сланцев с ОВ типа II. Изменение объёма пород при преобразовании керогена будет сильно варировать и в зависимости от состава генерированных газов и плотности остаточного керогена и кокса (Osborne and Swarbrick, 1997). В то же время доказательства роста порового давления при созревании ОВ следуют из самого факта первичной миграции УВ из слабопроницаемых материнских пород. Эта миграция предполагает высокие внутренние поровые давления в материнских породах, которые способствуют выделению нефти через микропоры или микротрещины. Роста давления, вызванного лишь плавучестью УВ, будет явно недостаточно для первичной миграции УВ (England et al., 1987).
В ситуации, показанной на рис. 6-4 дляодного из осадочных разрезов Западно-Сибирского бассейна, рост аномального порового давления совпадает с началом заметной генерации жидких УВ. Здесь материнскими породами являются породы баженовской свиты, перекрытые мощным (до 300 м) слоем глинистых сланцев ачимовской формации. С приближением к порогу миграции поровое давление достигает предела образования микротрещин растяжения и поддерживаемое продолжающейся генерацией УВ сохраняется некоторое время на этом уровне. Затем оно может релаксировать в значительной или незначительной степени. Последнее имеет место, например, для разреза, приведенного на рис. 6-4, где продолжающаяся генерация УВ и хорошее качество ловушек поддерживают АВПД на уровне 1.6-1.7 от гидростатического давления до настоящего времени (рис. 6-4). Но если гененрация УВ и качество ловушек недостаточны, как это имеет место в случае с осадочным разрезом Геологической площади Западно-Сибирского бассейна в районе скв. 35, то аномальное давление релаксирует полностью, до гидростатического.
Генерация газа при крекинге жидких УВ рассматривается многими исследователями как вероятный механизм образования АВПД на больших глубинах (Barker, 1990; Osborne and Swarbrick, 1997). Крекинг нефти будет стартовать при температурах: T=130-150°C и завершается при температурах около 180°C. Единица объёма стандартной сырой нефти при крекинге дает 534.3 объёма газа (при стандартных Р-Т условиях) и небольшое количество графитового остатка. Расчеты показывают, что крекинг только 1% нефти способен повысить поровое давление до литостатического, т.е. превышающего предел гидрорастрескивания (Barker, 1990). Ряд примеров зон глубоких АВПД в юрских и триасовых резервуарах бассейна Северного моря и бассейнов Миссисипи и Алабама могут свидетельствовать о возможности такого механизма формирования зон АВПД.
4.3.7 Течение грунтовых вод и другие источники АВПД
Движение метеорных вод под действием гидравлического напора может создавать аномалии давления в неглубоких осадочных горизонтах с обильным обводнением. Для функционирования этого механизма требуется существование приподнятых структур, и латеральная непрерывность резервуаров под непрерывной покрышкой (Toupin et al., 1997).
Восходящие движения пузырьков газа в несжимаемой жидкости теоретически также могут служить причиной заметных АПД, но до настоящего времени слабо изучены. Другой механизм, связанный с осмотическим давлением может генерировать лишь незначительные аномальные давления в локальных местах, так как расчеты показывают, что в условиях осадочных бассейнов не существует эффективных осмотических мембран (Bradley, 1975; Osborne and Swarbrick, 1997).
4.3.8 Заключение
Суммируя сказанное, можно отметить, что согласно приведенному анализу возникновение зон АВПД относится к локальным событиям по времени и месту своего проявления. Об этом свидетельствует тот факт, что даже при самых неблагоприятных условиях для миграции флюидов время для снижения аномально высоких давлений до нормального гидростатического не должно превышать нескольких миллионов дет. Отмечается, что даже наличие мощных и надёжных покрышек не гарантирует от миграции через них флюидов в масштабе времени нескольких миллионов лет (Котровский, 1986). Поэтому моделирование бассейнов, как правило, осуществляют, предполагая нормальный ход давления с заранее известной зависимостью пористости от давления или глубины. Такой подход получил поддержку в свете недавних детальных исследований зон АВПД в Северном море, результаты которых опубликованы в работе (Bolas et al., 2004). В ходе тщательного анализа распределения пористости и проницаемости пород в зонах АВПД осадочного бассейна Северного моря было показано, что вопреки традиционному мнению пористость пород в исследуемых зонах АВПД практически не отличается от нормальной (рис. 4-4). В системах моделирования бассейнов возможное влияние отклонений, вызванных возникновением локальных зон АВПД, анализируется обычно в рамках приближённых решений.