УДК 553.981.2
О.Ю. Баталин, Н.Г. Вафина
РАСЧЕТ РОСТА ПОРОВОГО ДАВЛЕНИЯ С ГЛУБИНОЙ ИЗ-ЗА ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ
Аннотация
Рост порового давления с увеличением глубины плохо поддается теоретическому моделированию из-за трудностей расчета динамики выхода воды из пород и затруднений с расчетом давления, связанного с генерацией углеводородов при деструкции органического вещества. В работе представлена модель образования аномально высокого порового давления на этапе преобразования нефтяных углеводородов в газовые. Выполнены расчеты роста давления для характерных условий севера Западной Сибири. Расчеты показали, что давление трещинообразования, составляющее 0.8 от литостатического, зависит от принятых допущений модели и достигается на глубине от 6.15 до 6.8 км. Если принять во внимание также и другие факторы роста давления, прежде всего, неравновесное уплотнение пород, глубина трещинообразования смещается на ∼5.5–6 км. Это соответствует глубине обнаружения микрошвов гидроразрыва на 5.7 км в кернах сверхглубоких скважин СГ-6 и СГ-7. Возникновение системы микротрещин обеспечивает транспортировку нефтяных углеводородов в составе восходящего газового потока, образование нефтяных месторождений на меньших глубинах.
Ключевые слова: генерация углеводородных флюидов, аномально высокое поровое давление, глубина трещинообразования, микрошвы гидроразрыва, Западная Сибирь.
O.Yu. Batalin, N.G. Vafina
CALCULATION OF PORE PRESSURE INCREASE WITH DEPTH DUE TO HYDROCARBON FLUID GENERATION
Abstract
The pore pressure increase with depth is hard to simulate due to the difficulties in accounting for a water escape from rocks and in calculating a pressure associated with hydrocarbon fluid generation. The paper presents a model of high reservoir pressure formation, considering the main factors affecting the pressure growth during oil component thermal conversion into the gas ones. Calculations were performed for the conditions of the north of Western Siberia. The results showed that the fracturing pressure, which is 0.8 of lithostatic, depends on the model assumptions and is reached at a depth of 6.15 km to 6.8 km. Accounting for other factors as well and, first of all, a nonequilibrium rock compaction, the fracturing depth shifts to 5.5–6 km. This corresponds to the depth of micro-fracturing observed at 5.7 km in the cores from superdeep wells SG-6 and SG-7. The formation of the connected fracture network provides the possibility of oil hydrocarbons transporting in the upward gas flow and the formation of oil fields at shallower depths.
Keywords: hydrocarbon fluid generation, high pore pressure, fracturing depth, superdeep wells, Western Siberia.
DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2019-25.art1
Полный текст статьи в формате PDF