Presión de formación y su método de evaluación

4.1.1 Presión anormal de formación y su mecanismo de formación

La formación de presión de poro de formación (denominada presión de formación) está relacionada con las condiciones de deposición de la formación, el movimiento tectónico, la actividad del agua subterránea, y los cambios en la composición mineral, así como factores como los procesos físicos y químicos que ocurren bajo tierra, están estrechamente relacionados. El mecanismo de formación de la presión de formación incluye principalmente el efecto de la presión hidrostática, el atrapamiento y la compactación, los cambios en la composición mineral y la permeabilidad.

Dado que la compactación se produce principalmente en dirección vertical, desde un punto de vista mecánico, la fuerza que controla el proceso de compactación es en realidad la tensión vertical efectiva. Procesos como los cambios en la porosidad y la formación de alta presión en los fluidos de los poros están relacionados con cambios en la tensión vertical efectiva. En un ambiente de presión normal, debido al contacto mutuo entre las partículas sedimentarias, la matriz de roca soporta la carga de roca suprayacente y la presión de la formación es igual a la presión hidrostática. Cualquier reducción en la tensión vertical efectiva entre las partículas sedimentarias provocará el soporte del fluido; parte de los poros a La capa de roca suprayacente se carga, formando una presión anormalmente alta.

Existen varias condiciones para la formación de una presión anormalmente alta. Un fenómeno de presión anormalmente alta puede ser causado por una variedad de factores mutuamente superpuestos, incluidos factores geológicos, físicos, geoquímicos y dinámicos. Pero para una presión anormalmente alta específica, su causa puede estar dominada por un factor y complementada por otros factores.

(1) Compactación desequilibrada

Durante el proceso de profundidad de enterramiento y compactación, el fluido se descarga del sedimento bajo la acción de una fuerza mecánica y la formación se compacta. El proceso de compactación de sedimentos está controlado principalmente por cuatro factores: ① tasa de sedimentación; ② tasa de reducción del espacio poroso; ③ permeabilidad de la formación; El principal de ellos es la tasa de deposición.

Si los cuatro factores están bien equilibrados (por ejemplo, la sedimentación es lenta y la tasa de sedimentación es menor que la tasa de drenaje), a medida que aumenta la profundidad del entierro, la capa sedimentaria tendrá suficiente tiempo de drenaje, y las partículas sedimentarias soportarán la carga. La carga de todos los sedimentos suprayacentes hace que las partículas sedimentarias se dispongan más juntas, de modo que a medida que aumenta la profundidad del enterramiento, la porosidad disminuye rápidamente y la presión de poro de la formación se convierte en presión estática. Esta situación se denomina proceso de compactación en equilibrio y da como resultado una capa normalmente compactada. Durante el proceso de compactación de equilibrio, dado que la compactación mantiene un buen equilibrio con la tasa de sedimentación y la tasa de drenaje, a medida que aumenta la profundidad de enterramiento, la porosidad disminuye y aumenta la densidad de la formación. Sin embargo, la situación de compactación cambia con la profundidad de manera desigual, comenzando rápidamente y luego disminuyendo gradualmente, por lo que el cambio en la porosidad con la profundidad de enterramiento no es lineal.

La presión de poro de la formación compactada en equilibrio es un sistema hidrostático, que puede imaginarse como un entorno geológico dinámicamente abierto, es decir, un entorno geológico con conexiones de fluidos permeables. En este entorno geológico abierto, el fluido descargado siempre fluye en la dirección de menor resistencia, ya sea hacia arriba o en la dirección de baja presión y alta permeabilidad.

Si uno o varios factores están restringidos y la capacidad de drenaje se debilita o se detiene, la carga de sedimento suprayacente en continuo aumento será soportada parcial o totalmente por el fluido de los poros, y la carga efectiva requerida para una mayor compactación del sedimento (vertical tensión efectiva) disminuye o permanece sin cambios, lo que resulta en formaciones poco compactadas y de presión anormalmente alta. Esta situación se denomina proceso de compactación desequilibrado.

La sedimentación rápida es una de las principales causas de la compactación desequilibrada. Debido a que la velocidad de sedimentación es demasiado rápida, las partículas sedimentarias se disponen de forma irregular (no hay suficiente tiempo), la porosidad empeora y la capacidad de drenaje se debilita. Continúa El aumento de la carga de sedimentos suprayacentes es soportado parcial o totalmente por los fluidos de los poros, lo que genera una presión anormalmente alta, lo que también desacelera una mayor compactación de los sedimentos, lo que resulta en una subcompactación de la formación. Otra situación común de subcompactación es la rápida deposición de una capa de roca apretada no permeable, lo que resulta en una subcompactación y una presión anormalmente alta en los estratos subyacentes. El ejemplo más típico es la formación de lutitas blandas asociada con la capa de sal en el ". capa de sal compuesta".

Se deben cumplir las siguientes condiciones para producir una compactación desequilibrada: ① Enorme espesor total del sedimento; ② Existencia de capas gruesas de arcilla; ③ Formación de arenisca intercalada; ④ Carga de acumulación rápida; de ellos ocurren en secuencias regresivas, en las que la sedimentación rápida es el factor más importante.

(2) Compresión tectónica

En áreas de deformación tectónica, debido al violento ascenso y caída de los estratos, se producirá tensión de compresión tectónica si la tasa de drenaje normal no puede mantenerse. con la presión adicional (compresión tectónica) La compactación de los accesorios causada por la presión) hará que la presión de poro de la formación aumente y produzca una presión anormalmente alta. En algunos casos, las fallas pueden actuar como conductos de fluido, pero en otros casos pueden actuar como sellos, provocando presiones anormalmente altas. Por lo tanto, para la misma cuenca de bloque de falla, algunas pueden ser capas de presión anormalmente alta y otras pueden no serlo.

(3) Presurización hidrotermal

A medida que aumenta la profundidad del enterramiento, la temperatura de la formación continúa aumentando. Dado que el coeficiente de expansión térmica del agua es mayor que el coeficiente de expansión térmica de la roca, el. El volumen del fluido de los poros aumenta. Si el agua de los poros no puede escapar debido a la presencia de barreras de fluidos, la presión de los poros aumenta.

(4) Generación de hidrocarburos

Durante el enterramiento gradual, la reacción de conversión de materia orgánica en hidrocarburos también produce un aumento en el volumen del fluido, lo que resulta en una presión anormalmente alta. Muchos estudios han demostrado que las fracturas de formación causadas por presiones anormalmente altas relacionadas con la generación de hidrocarburos son el mecanismo por el cual los hidrocarburos migran desde las rocas generadoras hacia rocas yacimiento de alta permeabilidad. En particular, se ha citado la generación de metano en muchos yacimientos. por sobrepresión. Se producen aumentos de volumen considerables cuando la materia orgánica de las rocas generadoras o del petróleo que ingresa a un yacimiento se convierte en metano. En buenas condiciones de contención, estos aumentos de volumen pueden producir fuertes presiones ultraaltas. La presión causada por la generación de gas en la roca generadora es lo suficientemente fuerte como para forzar el gas hacia la roca con altas fuerzas capilares, desplazando el agua en el proceso, incluso en presencia de barreras que obstaculizan el flujo. Cuando existe un sellado eficaz, la producción continua de metano puede aumentar la presión más allá de la presión de ruptura de la capa selladora, rompiendo así la capa selladora y provocando fugas de fluido. La producción de metano es un mecanismo potencialmente eficiente para generar presiones anormales, especialmente en rocas que están estrechamente asociadas con rocas generadoras. La producción continua de metano puede crear tanta presión que las capas selladoras no pueden existir permanentemente; o tienen fugas continuas o se rompen y gotean periódicamente; Sin embargo, incluso si se rompe la capa de sellado, es posible que la capa de sellado "cicatrice" (se rompa y se cierre) antes de alcanzar la presión normal. Por lo tanto, la presión anormalmente alta seguirá existiendo, pero será menor que la sobrepresión anterior. la fuga. Por otro lado, la generación de hidrocarburos transforma el sistema de filtración de flujo monofásico subterráneo en un sistema de filtración de flujo multifásico, lo que reduce en gran medida la tasa de filtración de fase del fluido, ralentiza la velocidad de descarga del fluido del sistema y También puede provocar un aumento de la presión.

(5) Deshidratación de la montmorillonita

Las partículas de montmorillonita depositadas continúan adsorbiendo agua libre intergranular hasta que la red estructural se expande al máximo y el agua adsorbida se convierte en una capa de arcilla. Agua unida. A medida que aumenta la profundidad del entierro, la temperatura aumenta gradualmente. Cuando la temperatura local alcanza aproximadamente 123°C, la red estructural de arcilla comienza a romperse y el agua unida entre las capas de montmorillonita se descarga y se convierte en agua libre. Este proceso se denomina proceso de deshidratación de montmorillonita, y la profundidad de enterramiento correspondiente es. llamado montmorillonita profundidad de deshidratación. El agua unida liberada en los poros se expande y su volumen excede con creces el volumen reducido por la destrucción de la red, provocando un gran aumento en el volumen de agua libre en los poros. Si el drenaje es suave, la presión de poro de la formación es presión hidrostática. Si hay suficiente carga de roca suprayacente, la formación se compactará aún más. Si la formación está cerrada y se impide el aumento del flujo de fluido hacia afuera, se generará una presión de poro de la formación mayor que la presión hidrostática. En este proceso, si están presentes iones potasio, el efecto es la transformación de montmorillonita en illita. También se cree que este mecanismo crea barreras que impiden el flujo de fluidos, ya que la illita es más densa que la montmorillonita.

Si la formación no está sellada, se producirá una presión de poro normal en la formación. Si la carga sedimentaria suprayacente en este momento es pequeña, no es suficiente para compactar aún más la roca al nivel normal y la formación. La formación aún retiene una cantidad relativamente grande de presión de poro. Alta porosidad. Este fenómeno existe en muchos estratos Paleógeno-Neógeno de mi país, como la cuenca Yingqionghai en el Mar de China Meridional. Algunos investigadores llaman a estos estratos la "sección de velocidad estable".

(6) Efecto de concentración

El efecto de concentración es la migración de sustancias del agua con menor salinidad al agua con mayor salinidad a través de una membrana semipermeable. Siempre que hay una diferencia significativa en la concentración de sal a ambos lados de la arcilla o lutita, la arcilla o lutita actúa como una membrana semipermeable, generando presión osmótica. La diferencia de presión osmótica es proporcional a la concentración. Cuanto mayor es la diferencia de concentración, mayor es la diferencia de presión osmótica. Cuanto más puro sea el depósito de arcilla, más fuerte será su penetración. El flujo de concentración puede generar alta presión en un área cerrada. Si el agua de los poros dentro de un área cerrada tiene una salinidad mayor que el agua de los poros circundante, la dirección del flujo de concentración apuntará hacia el área cerrada, lo que provocará que aumente la presión en el área. La presión alta anormal causada por la diferencia de concentración es mucho menor que la presión alta anormal causada por la compactación y el efecto hidrotermal. Por ejemplo, cuando la diferencia en el contenido de NaCl es de 50000 mg/L, la diferencia de presión osmótica es solo de aproximadamente 4 MPa.

4.1.2 Métodos para determinar la presión de formación

Hay muchas formas de determinar la presión de formación. Debido a la complejidad de las condiciones subterráneas, hasta el momento, ningún método de predicción es la única forma de hacerlo. determinar la presión de formación. Créelo.

Sin embargo, debido a la importancia y gravedad del problema de la presión de la formación, todavía se invierte una gran cantidad de mano de obra, recursos materiales y recursos financieros para resolver el problema de la presión de la formación, incluidos varios instrumentos y equipos desde simples hasta extremadamente complejos.

De acuerdo con la relación con el proceso de perforación, los métodos de determinación de la presión de formación se dividen en cuatro categorías principales (Gao Deli, 2004):

(1) Predicción de la presión de poro)

Utiliza principalmente datos de velocidad de la capa sísmica y calcula la presión de poro de la formación en función de su relación con la presión de poro de la formación. La precisión de su predicción depende principalmente de la calidad de los datos sísmicos, la comprensión de las capas geológicas y la litología, y la racionalidad del modelo de cálculo. Los métodos más utilizados incluyen el "método de cálculo directo" y el "método de profundidad equivalente".

(2) Método de monitoreo durante la perforación (Detección de presión de poro)

Utiliza principalmente la información de perforación medida durante el proceso de perforación para monitorear la zona de presión anormal en tiempo real y determinar su valor . En el pasado, se usaban comúnmente el método del índice dc, el método σ, el método de tasa de perforación estandarizada y el método de densidad de lodo y lutita. En los últimos años, con el avance de la tecnología de perforación petrolera, han aparecido uno tras otro los métodos de datos de registro durante la perforación (LWD), los métodos de datos sísmicos durante la perforación (SWD), etc.

(3) Método de inspección de registro posterior a la perforación (Evaluación de la presión de poro)

Utilizando datos de registro posterior a la perforación para evaluar la presión de poro de la formación, este es reconocido como el método más confiable con la mayor precisión es mayor. Los métodos comúnmente utilizados incluyen el método de tiempo de tránsito acústico de la lutita lodosa, el método de resistividad (conductividad) de la lutita lodosa, el método de densidad de la lutita lodosa, etc.

(4) Método de medición real

La medición directa de la presión de poro de la formación a través de ciertos instrumentos es el método más preciso. Los métodos comúnmente utilizados incluyen: Método de prueba de vástago de perforación (DSTS), Método de prueba de formación repetida (RFT), Método de prueba de probador multicapa (FMT), etc.