Вопрос о соотношении вертикальной и латеральной миграции УВ – дискуссионный, поэтому важное значение имеет его геофлюидодинамический аспект на основе детального изучения закономерностей распределения напоров по площади и глубине, разработки и реализации математических моделей миграции флюидов с учетом реальных геологических условий. В данной статье обобщены результаты предложенного подхода применительно к северо-западному борту Южно-Каспийской впадины, являющейся классическим примером элизионного осадочного бассейна с АВПД [1,2].

По интенсивности развития АВПД изучаемый регион разделяется на три зоны. Каждая из выделенных зон имеет различное соотношение суммарных мощностей песчаных пластов (Внес) и глин (Вгл) в разрезе (табл. 1). Барический режим каждой из зон различен. Поровые давления в глинах Апшеронского полуострова и Апшеронского архипелага (зона I) незначительно превышают условное гидростатическое (примерно в 1,2 раза). Пластовые давления в коллекторах примерно соответствуют условному гидростатическому давлению, особенно глубже 3000 м. Поровые давления в глинах Южно-Апшеронской акваториальной зоны (зона II) в среднем в 1,5 раза выше условного гидростатического. Пластовые давления в коллекторах ниже, чем в глинистых толщах и примерно в 1,2 раза превышают условное гидростатическое. В глинах Бакинского архипелага и Прикуринского района (зона III) поровые давления в среднем в 1,8 раза превышают условное гидростатическое, а пластовые давления в коллекторах значительно ниже, чем в глинах и превышают условное гидростатическое давление в 1,4 раза.

Приведенный данные позволяют сделать следующие выводы: 1) пласты-коллекторы во всех трех зонах имеют пластовое давление, существенно меньшее, чем поровые давления в окружающих глинистых толщах; 2) существует региональный градиент поровых и пластовых давлений по направлению от Бакинского архипелага и Прикуринского района к Южно-Апшеронской акваториальной зоне и от нее к Апшеронскому полуострову и Апшеронскому архипелагу; 3) пластовые давления в коллекторах зоны I примерно соответствуют условному гидростатическому, в то время как пластовые давления в коллекторах зоны III в среднем в 1,4 раза превышают условное гидростатическое; 4) зависимости поровых и пластовых давлений от глубины могут приблизительно аппроксимироваться как линейные.

Высказанная гипотеза о механизме региональной латеральной фильтрации может быть проверена расчетом региональной проницаемости песчаных горизонтов, необходимой для создания и поддержания существующей барической обстановки в бассейне. Для этого необходимо рассмотреть характер распределения пористости глин с глубиной. Пористость глин северо-западного борта впадины изучалась по данным лабораторных и модельных исследований. Обычно зависимости пористости глин от глубины представляются экспоненциальными кривыми, автором эта зависимость принята в виде

Кп=ae^bh, (1)

где Кп – пористость глин на глубине h; а и b – константы. Эта зависимость в первом приближении действительна для всех трех рассматриваемых зон Южно-Каспийской впадины [1, 2].

где Кп–пористость глин; v–скорость осадконакопления; h – глубина; t – время. Если принять, что зависимость пористости глин от глубины более или менее постоянна во времени, что вполне логично для рассматриваемого молодого осадочного разреза, то выражением дКп/дt можно пренебречь:

а с учетом формулы (1) будем иметь:

Принимая во внимание геометрию Южно-Каспийского осадочного бассейна, песчаные пласты ограничены одной границей, что условно предполагает выклинивание пластов-коллекторов в направлении погружения бассейна. При этом латеральная фильтрация в коллекторах является приблизительно одномерной от зоны III к зоне I (рис. 1). Следует отметить, что наиболее глубокая часть бассейна расположена южнее зоны III.

На рис.1 представлена идеализированная схема рассматриваемой геологической системы, тем не менее, она позволяет выполнить достаточно адекватный математический анализ распределения поровых давлений.

Из классической теории консолидации известно, что уменьшение объема порового пространства отражает изменение содержания флюидов в породе (имеется в виду, что сжимаемостью глинистых минералов можно пренебречь). Исходя из этого, линейную скорость фильтрации в песчаный пласт представим в виде:

где Q (х) – линейная скорость фильтрации в песчаный пласт в точке х (удельный расход флюидов, выжатых из перекрывающих и подстилающих уплотняющихся глин в функции от х); h₁, h₂– соответственно средние глубины залегания перекрывающего и подстилающего пластов глин; Вгл/пес – соотношение суммарных мощностей глин и песчаников (в функции от х); х – расстояние от точки выклинивания.

Используя (6), рассчитаны величины Q(х) для километровых интервалов в зонах (рис. 2). Результаты расчетов свидетельствуют о том, что Q(х) на любой глубине изменяется почти линейно по всему расстоянию в направлении центральной части бассейна.

где с (х) – толщина песчаного пласта; Кг – гидравлическая проводимость песчаного пласта; h' – превышение пластового давления над условным гидростатическим, выраженное в высоте столба воды (если пластовое давление равно условному гидростатическому, то h'=0); s–коэффициент упругоемкости песчаного пласта. Учитывая, что процесс фильтрации в песчаных пластах на глубинах 2–5 км рассматривается для сравнительно непродолжительного в геологических масштабах периода времени (2–3 млн. лет), можем принять его как квазистационарный, т. е. дh'/дt=0, и формула (7) примет вид:

После интегрирования (8) имеем:

Уравнение (9) означает, что латеральный удельный расход через точку х в песчаном пласте должен быть равен суммарному удельному расходу из глин на всей протяженности от точки выклинивания песчаного пласта до точки х. По протяженности бассейна Q(х) изменяется линейно (см. рис. 2), поэтому можно записать:

Q(x)=a+bx, (10)

где a и b – константы. Для данных условий можно принять, что толщины песчаных пластов также изменяются линейно по протяженности бассейна и обрываются при х=0. Толщину песчаного пласта в точке х определим по формуле

c(x)= –Dhm(x)x, (12)

где m(x)=дB_гл/пeс(x)/дx, Dh=h₂–h₁. Подставляя (10) и (12) в (9), получим

После разделения переменных уравнений (13) решено в виде:

Полагая, что при x=L h'(L)=0, получаем

где L – расстояние до точки, где пластовое давление равно условному гидростатическому (зона I).

Учитывая, что h'(0) соответствует величине превышения пластового давления над условным гидростатическим в точке выклинивания песчаного пласта, эта величина является максимальной для песчаного пласта. Уравнение (15) может быть преобразовано для гидравлической проводимости песчаного пласта в функции от величины h'(0) в точке х=0:

Результаты расчетов по формуле (16) представлены в табл. 2.

Рассчитанные величины проницаемости отражают их региональные значения: они представляют собой средние значения по всей протяженности песчаных пластов до зоны разгрузки. Как видно, полученные значения вполне реальны. Надо иметь в виду, что рассчитанные величины превышают значения коэффициентов проницаемости для отдельных реальных песчаных пластов, так как отражают степень взаимной сообщаемости отдельных песчаных пластов. Степень такой взаимной сообщаемости будет выше в зонах наибольшей величины отношения песчанистости к глинистости разреза и наименьшей в зонах минимальной величины этого отношения. Рассчитанные величины, коэффициентов проницаемости отражают усредненную величину взаимной сообщаемости песчаных пластов по протяженности бассейна. Можно полагать, что региональная проницаемость по протяженности бассейна должна быть на 1–2 порядка ниже проницаемости отдельных песчаных пластов.

Можно предположить, что важную роль в процессе разгрузки флюидов в уплотняющемся песчано-глинистом бассейне могут играть процессы фильтрации флюидов через вертикальные проводящие каналы (тектонические нарушения, разрывы, грязевые вулканы и т. п.). Вместе с тем, выполненные расчеты для Южно-Каспийской впадины показывают, что если разгрузка бассейна осуществляется и через вертикальные проводящие каналы, то они должны быть сравнительно малопроницаемыми и, по-видимому, не могут вносить решающий вклад в региональную систему фильтрации [1, 2].

1. Южно-Каспийская впадина характеризуется широким развитием АВПД, при этом поровые давления в глинах существенно превышают пластовые давления в коллекторах. Это показывает, что песчаные пласты являются объектами дренирования флюидов, выделяющихся при уплотнении выше- и нижележащих глинистых толщ. Имеется региональный градиент пластовых давлений, направленный от центра бассейна к его периферии, что указывает на возможность латеральной фильтрации флюидов в региональном масштабе. Основной движущей силой фильтрации флюидов является уплотнение глин.

2. Выполнен математический анализ латеральной фильтрации флюидов в уплотняющихся песчано-глинистых осадках. Установлено, что значения региональной проницаемости песчаных пластов варьируют в интервале (1,3–26)·10^-15 м², что свидетельствует о вполне благоприятных условиях для наличия региональной латеральной фильтрации флюидов в Южно-Каспийской впадине.

3. Латеральная фильтрация в коллекторских толщах указывает на то, что разрез бассейна разделен на гидравлически изолированные горизонтальные участки.

1. Джеваншир Р.Д., Бридехофт Д.Д. Математический анализ латеральной фильтрации флюидов и развития поровых давлений в уплотняющихся песчано-глинистых осадках // Известия АН АзССР. Сер. Науки о Земле.– 1986.– № 2.– С. 93–104.
2. Bredehoeft I.D., Djevanshir R.D., Belitz K.R. Lateral Fluid Flow in a Compacting Sand-Shale Sequence: South Caspian Basin.– The American Association of Petroleum Geologists Bulletin.– V. 72.– N 4.– P. 416–424.

Geological-mathematical analysis of lateral migration in compressing arenaceous-argillaceous sediments is carried out. It is established, that permeability values of arenaceous beds at the Southern Caspian depression vary from 1-10-¹⁵ to 30 *10-¹⁵ m². It proves, that conditions are faverable for regional lateral migration. It is shown, that fractures, mud volcanos ect. don't make a desisive contribution to fluid discharge. Lateral migration in resevoir-beds points, that the cross-section of the bassin is divided into isolated hydraulic horizonts, what is imhortant for study of hydrocarbon migration and accumalation problems.

1 – глина; 2 – песчаник; 3 – направление фильтрации; I, II, III – зоны АВПД