Методики прогнозирования аномально высокого пластового давления флюида

 Методики прогнозирования АВПД базируются на том представлении, что под влиянием геостатического давления глины, уплотняясь, отдают связную воду, и их пористость с глубиной уменьшается по экспоненциальному закону:

Методики прогнозирования Аномально высокого пластового давления флюида 
                           где:

                                Kп и Kо – пористость глин на заданной глубине и на поверхности;

                                b - константа, характеризующая степень уплотнения глин с глубиной

                                Рэ – эффективное давление                          

                                                            Рэ = Рг – Рпор

                                Рг = rп × g × H – геостатическое давление; rп – средняя плотность пород по разрезу

                                Рпор = rв × g × H – поровое давление; rв – ср.плотность воды по разрезу

                                 Рэ = (rп - rв) × g × H

                                 Ln Kп = Ln Kо - b×Рэ = Ln Kо - b×H×g×(rп - rв),

                         так как  b×H×g×(rп - rв) = const, обозначим ее A, получим:

                 Ln Kп = Ln Kо - А×H , т.е. из этого следует, что при нормальном уплотнении глин между величиной Ln Kп и глубиной их залегания существует практически прямолинейная зависимость.

     Наличие в породе АВПД приводит к некоторой разгрузке скелета, снижению Рэ и

 увеличению Кп. В результате зависимость Ln Kп = f(H) в зоне АВПД отклоняется от линейной. Именно это явление и легло в основу различных методик прогнозирования зон АВПД и количественной оценки давлений в пласте.

     Одной из признанных методик является метод Ds – экспоненты (Dexp), разработанный Американским нефтяным институтом. В несколько измененном виде он вошел в

Методики прогнозирования Аномально высокого пластового давления флюида
 РД 39-0147-009-723-88 и определяется следующим образом:

                          где:

                              rо – средневзвешенная плотность пластовых вод (принимается равной – 1,05 г/см3)

                              rэ – эквивалентная плотность бурового раствора в процессе циркуляции с учетом потерь давления в кольцевом пространстве [г/см3].

  Приближенно эквивалентную плотность можно определить по следующей формуле:                  

Методики прогнозирования Аномально высокого пластового давления флюида
                                                    

                             где:

                                    H – глубина скважины [м]

       Pвх – давление нагнетания [кГ/см2]

                                    Vмех – мех.скорость бурения [м/час]

                                    Wд – нагрузка на долото [т]

                                     Dдол – диаметр долота [мм]

     При подходе к пласту-коллектору с АВПД в глинистой покрышке будет существо-

 вать зона разуплотнения (так называемая переходная зона). Мощность переходной

 зоны иногда достигает более 100м. Напряженность пород здесь понижена, а буримость

 повышена. Показатель Dexp резко начнет уменьшаться.

 За счет увеличения пористости глин – плотность их в переходной зоне также понижена

 Определив плотность глин и величину Dexp можно количественно оценить величину

Методики прогнозирования Аномально высокого пластового давления флюида
 порового давления:

                                  где:

                                         G – градиент Рпор, [кГ/см2/м]

Методики прогнозирования Аномально высокого пластового давления флюида
                                         H – заданная глубина [м]

                                   где:

                                         rгл – плотность глин на рассматриваемой глубине, [г/см3]

Методики прогнозирования Аномально высокого пластового давления флюида
                                         rр – плотность раствора, [г/см3]  
                                                                             Методики прогнозирования Аномально высокого пластового давления флюида