Возможность определения тектонических напряжений в горных породах по замерам пластовых давлений в скважинах (Орлов)

Возможность определения тектонических напряжений в горных породах по замерам пластовых давлений в скважинах
автор А. А. Орлов

Дата создания: 1978 г., опубл.: 1980 г.. Источник: Республиканский межведомственный научный сборник «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений», выпуск 17, Львов, 1980, издательство при Львовском государственном университете издательского объединения «Вища школа», стр. 20—21

Определение тектонических напряжений в количественных выражениях в горных породах связано с большими трудностями, так как непосредственно замерить значения тектонических сверхдавлений в земной коре, которые приводят к смятию в складки толщ горных пород в тысячи и десятки тысяч метров, практически невозможно. Вычисление, базирующееся на лабораторных экспериментах, также затруднительно в связи с большой сложностью определения коэффициентов Юнга, Пуассона, относительного удлинения (или сокращения) деформируемых горных пород и т. д. Однако значение тектонического напряжения на заданной глубине в определенных геологических условиях ориентировочно можно вычислить косвенным путем, а именно — по данным замеров начальных пластовых давлений. Известно, что если осадконакопление, а также уплотнение отложений происходит в соответствии с кривой «Нормального уплотнения глин» [1], то в пластах осадочной толщи устанавливаются нормальные давления, не превышающие условные гидростатические давления $P_{\text{у}}$. Избыточные $\Delta P$ внутрипоровые давления в коллекторах возникают при действии дополнительных факторов, одним из которых может быть тектоническая деформация пластов [2], если они тектонически или литологически экранированы. Избыточное давление в пласте $\Delta P=P_{\text{н}}-P_{\text{у}}$ обусловливается в этом случае действием тектонического напряжения $\Delta \sigma$. В приведенном выражении $P_{\text{н}}$ — начальное давление в пласте. Значение $\Delta P$ отличается от обусловливающего его тектонического напряжения на значение сжимаемости поровой жидкости $\beta _{\text{ж}}$ и скелета коллектора $\beta _{\text{с}}$, что можно учесть при помощи коэффициента $\beta$ упругоемкости пласта [3]: $\beta =m\beta _{\text{ж}}+\beta _{\text{с}}$, где $m$ — коэффициент пористости пласта. Тогда $\Delta P=\Delta \sigma (m\beta _{\text{ж}}+\beta _{\text{с}})$, откуда $\Delta \sigma =\Delta P/(m\beta _{\text{ж}}+\beta _{\text{c}})$

Подбор математической модели явления требует соблюдения размерностей значений, стоящих в левой и правой частях уравнения. Адекватность размерностей этого уравнения может быть соблюдена путем введения корня в ее правую часть: кгс/см²=√((кгс/см²)/(1/(кгс/см²))=кгс²/см⁴=кгс/см², где m — величина безразмерная. Тогда конечная формула определения значений увеличения тектонических напряжений будет иметь вид Δσ=√(ΔР/(m×βж + βс)). Возьмем площадь Выгода-Витвица, где на глубине 3920 м в тектонически экранированном коллекторе при Р_у=392 кгс/см² замеренное начальное давление в пласте Р_н=394,4 кгс/см². Среднее значение β_с=7,5×10-5 1/(кгс/см²); m=0,20. Подставив в выведенную формулу значения ее параметров, получим Δσ=170,3 кгс/см². Другими словами, для того чтобы в коллекторе появилось избыточное давление ΔР=2,2 кгс/см², значение тектонического напряжения в коллекторе должно увеличиться на Δσ=170,3 кгс/см². Предложенная методика определения значений Δσ позволяет при постоянных замерах давлений в специально выбранных коллекторах следить за нарастанием значений тектонических напряжений, что особенно важно для сейсмически опасных районов.

Список литературы

1. Добрынин В. М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах. — М. : Недра, 1965.
2. Ордов А. А. Возможность прогнозирования аномально-высоких пластовых давлений в коллекторах нефтегазоносных провинций геосинклинального типа по количественным критериям антиклиналей. — ДАН УССР, сер. Б. — Киев: Наукова думка, № 11, 1978.
3. Щелкачев В. Н. Разработка нефтегазоносных пластов при упругом режиме. — М. : Гостоптехиздат, 1959. — 467 с.