Спосіб визначення тектонічної деформованості гірських порід у приштокових зонах

Спосіб відноситься до галузі пошуку, розвідки та розробки нафтових і газових покладів в регіонах з розвитком соляної тектоніки, а також до гірничої справи при виробництві гірських виробіток. Регіони з розвитком соляної тектоніки як правило є нафтогазоносними. Прикладами можуть служити Дніпровсько-донецька западина (ДДз), яка в Україні є головною нафтогазовидобувною областю; ЗахідноТуркменська западина, де розташовані родовища вуглеводнів Туркменістану і Казахстану; Рейнський грабен, який охоплює нафтогазовидобувні райони країн Західної Європи та інші. Поклади нафти і газу в регіонах з соляною тектонікою приурочені до приштокових зон, де вони обмежують штоки солі і більш крупні соляні масиви, що проривають осадові відклади при їх рості. Локалізуються поклади вуглеводнів в приштокових зонах на ділянках і в смугах, де шари і прошарки осадових відкладів характеризуються підвищеними значеннями ємнісних і фільтраційних властивостей гірських порід, які у значній ступені залежать від їх тектонічної деформованості, так як в процесі деформації гірських порід підвищується їх тріщинуватість, яка впливає на зростання, а часто, і появу в породах ємнісно-фільтраційних властивостей. Тому дуже важливо встановлення в процесі пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ місцеположення ділянок і смуг з підвищеною деформованістю гірських порід. Вказану задачу частково намагаються вирішити вже у початкову стадію пошуково-розвідувального процесу на нафту і газ, а саме при проведенні польової сейсмічної розвідки, яку можна, при визначенні ділянок з підвищеною деформованістю, наближено розглядати, як аналог способу, що пропонується, так як за допомогою сейсморозвідки, крім прогнозу структурних форм залягання шарів осадових порід, можливих стратиграфічних неузгоджень і тектонічних розривів, за хаосом відбиваючих площин можна орієнтовно судити про можливе місцеположення ділянок підвищеної тектонічної деформованості гірських порід. Але оцінку деформованості гірських порід у кількісних величинах, хоча би відносних, за даними сейсморозвідки прогнозувати не можливо. Методи сейсморозвідки описані в джерелі: Гурвич И.И., Боганик Г.Н. Сейсмическая разведка. М.: - Недра, 1980, 551с., та в інших літературних виданнях. В областях з розвитком геосинклінальної складчастості, що сформувалася в результаті дії тектонічних складкоутворювальних сил, типу складчастості Передкарпатського прогину, де немає соляних штоків і масивів, ділянки осадових порід з підвищеною тектонічною деформованістю, яка виражається у наявності в породах підвищеної тріщинуватості, можна визначати способом встановлення величин коефіцієнтів інтенсивності складок (i). Коефіцієнт інтенсивності складок - це відношення амплітуди складчастої структури (h) до її площі (S) в межах останньої замкнутої ізогіпси; тобто i=h/S. Встановлено, що чим більше величина коефіцієнту (i), тим пласти гірських порід більше зігнуті в складку і тим більше утворюється тріщин на ділянках склепінь складок. На таких ділянках утворюються тріщини різного порядку (від крупних, що можна бачити візуально до мікротріщин). Доведено, що тріщинуватість гірських порід в склепінних частинах складок значно впливає на підвищення ємкісних і фільтраційних властивостей гірських порід, а це сприяє формуванню на таких ділянках покладів вуглеводнів і забезпечує високу дебітність свердловин. Це детально описано в джерелах: Орлов А.А. Аномальные пластовые давления в нефтегазоносных областях Украины. - Львов: Издательство при Львовском Гос. университете "Вища школа", 1980, с.130-148; а також Орлов О.О., Трубенко О.М., Карпенко О.М. Спосіб визначення ділянок з підвищеною тріщинуватістю гірських порід за інтенсивністю складчастої структури для цілеспрямованих пошуків високодебітних ділянок нафтогазоносних пластів - Київ: Держ. департамет інтелектуальної власності Міністерства освіти і науки України, Деклараційний патент № 45891А, бюл. №4, 2002, 3с. Спосіб визначення ділянок з підвищеною тріщинуватістю гірських порід при їх деформації в процесі складкоутворення ми приймаємо за прототип винаходу, що пропонується. Але вказаний спосіб є ефективним у звичайних складчастих областях, де не має соляного діапіризму. Цей спосіб не може бути застосований в областях з розвитком соляної тектоніки, де соляні штоки при своєму рості не тільки зминають пласти порід в складки, а й проривають їх, в результаті чого пласти - колектори становляться екранованими поверхнями соляних штоків і масивів. Тому для приштокових зон в регіонах з розвитком соляної тектоніки визначення місцеположення тектонічно деформованих ділянок і смуг з підвищеною тріщинуватістю порід, ми пропонуємо за способом, згідно якого вказані ділянки і смуги визначаються за допомогою коефіцієнтів збільшення діаметру пробурених свердловин (Kinc.d) в певних, обраних для дослідження, світах і горизонтах та об'ємів свердловин в цих світах або горизонтах (Kinc.v). Коефіцієнт збільшення діаметра свердловини (Kinc.d) це відношення фактичного максимального діаметру свердловини (dinc.d) в певній світі або, горизонті до номінальної величини діаметру свердловини в цій же світі, або в цьому ж горизонті. Позначення "inc" від англійського слова "increase" (збільшувати). Таким чином Kinc.d=dinc/d. Відповідно Kinc.v=Vinc./V, де Vinc - фактичний об'єм свердловини в обраній для досліджень світі, або горизонті; V - номінальний об'єм свердловини у цьому ж горизонті. Фактичні діаметри і об'єми каверни в свердловинах, замірюються звичайним каверноміром, використання якого описано в джерелі: Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа, - М.: Недра, 1970, с. 44-46. Фіг.1 – Схема розташування свердловин у при штоковій зоні Параскавійського оляного штоку на Меліхівскому газоконденсатному родовищі. Фіг.2 – Графіки залежності величин коефіцієнтів збільшення діаметру і коефіцієнта збільшення об’єму в свердловинах в славянській світі у деформовано-напруженому гірському масиві порід навколо Параскавійського соляного штоку. Експериментальною площею для розробки способу було обране напружене поле широко відомого Меліхівського газоконденсатного родовища (фігура 1), яке знаходиться в центральній частині ДДз і прилягає з заходу до Парасковійського соляного штоку. Газоконденсатні поклади у Меліхівському родовищі зосереджені у нижньопермських і верхньокам'яновугільних відкладах. Нами проводились дослідження в товщі славянської світи нижньої пермі, яка складається красносельською, надбрянцівською і підбрянцівською пачками порід, що представляють собою консолідовані вапняки та доломіти з прошарками гіпсів, іноді солі, рідко строкатокольорових глин. Дослідження показали, що збільшення Kinc.d і Kinc.v в свердловинах чітко збільшується за їх кількісними величинами по мірі наближення до Парасковіського штоку, що можна бачити на фігурі 2. Так, значення Kinc.d збільшуються від 1,014 у св. №86 на відстані від соляного штоку 2500м до 4,851 в св. №82 на відстані 300м від Парасковіського штоку. Kinc.v змінюється від 1,057 у св. №86 на відстані від соляного штоку 2500м до 75,743 в св. №82 на відстані 300м від Парасковіського штоку. Між свердловинами №№86 і 82 коефіцієнти Kinc.d і Kinc.v знаходяться у вище переліченому інтервалі. Слід відмітити, що при бурінні свердловин в якості промивної рідини використовувався мінералізований глинистий розчин спеціального призначення, який забезпечує запобігання розмиву шарів і прошарків солей славянської світи. Тому збільшення Kinc.d і Kinc.v в свердловинах славянської світи пов'язано тільки зі збільшенням тріщинуватості гірських порід, в наслідок збільшення їх тектонічної деформованості збоку Парасковіського соляного штоку, що приводило до осипів і обвалів порід в свердловинах в інтервалах цієї світи. У середненні рівняння для підрахунку Kinc.d і Kinc.v в залежності від відстані від Парасковіського штоку мають наступний вигляд: Kinc.d=25L-0.4. Kinc.v=50000L-1.4, де L - відстань до штоку, м; 25, -0.4, 50000, -1,4 - постійні коефіцієнти. Коефіцієнт кореляції, тобто рівень достовірності визначення Kinc.d і Kinc.v встановлено за допомогою ПЕОМ, має відповідно значення 0,6 і 0,7, тобто для Kinc.v він є вищим. Порівняння розрахованих Kinc.d і Kinc.v за вище наведеними рівняннями з результатами визначення їх за даними кавернометрії в практиці також показало, що рівняння для коефіцієнту збільшення об'єму, тобто кавернозності (Kinc.v) є точніше. Збільшення Kinc.v зростає біля штоку швидше і більш чітко характеризує підвищення деформованості гірських порід по мірі наближення до штоку (фіг.2). Тому у винаході, що пропонується ми використовуємо саме Kinc.v. Приведемо конкретні приклади розрахунку Kinc.v. При L=750м за допомогою рівняння Kinc.v=50000×L-1,4=4,72, визначений кавернометрією Kinc.v на тій же відставні від штоку в св. №62 дорівнює 5,16. Відносна похибка s = (5,16 - 4,72)/5,16 = .0,085 . При L=900м розрахований Kinc.v=50000×L-1,4=1,97; визначений кавернометрією Kinc.v на тій же відставні від штоку в св. №744 дорівнює 4,03. Відносна похибка s = (4,03 - 3,66)/4,03 = .0,092 . При L=1400м розрахований Kinc.v=50000×L-1,4=3,66, визначений кавернометрією Kinc.v на тій же відставні від штоку в св. №78 дорівнює 2,02. Відносна похибка s = (2,02 - 1,97)/2,02 = .0,024 . Цікаво, що на відстані від соляного штоку більше 2000м розрахункові значення Kinc.v сягають 1.7, що свідчить про дуже слабий вплив соляного штоку на деформованість гірських порід на цих відстанях від нього. В західному напрямку від Парасковіського соляного штоку в Меліхівському газоконденсатному родовищі зменшуються і дебіти вуглеводнів в експлуатаційних свердловинах. Так в свердловині № 74 на відстані 900м від штоку дебіт газоконденсату склав 1067.8 тис.м3/добу, в свердловині № 86 на відстані 2660м від штоку початковий дебіт газоконденсату дорівнює 70 тис.м3/добу, що можна пояснити зменшенням в цій частині приштокової зони тектонічної деформованості колекторів і в наслідок цього тріщинуватості та їх фільтраційних властивостей. Спосіб, що пропонується заключається в наступному. Кавернометрія в усіх свердловинах є обов'язковою операцією для визначення зміни кавернозності по глибині стовбура свердловини з метою підрахунку необхідної кількості цементного розчину при цементуванні обсадних колон. Це вирішення технічної задачі. Ми пропонуємо, крім вирішення технічної задачі, пов'язаної з цементуванням обсадних колон, використовувати дані кавернометрії також для вирішення важливої геологічної задачі, а саме визначення ділянок і смуг з підвищеною тектонічною деформованістю гірських порід в приштокових зонах. Дані про місцеположення ділянок і смуг з підвищенною деформованістю гірських порід, де колекторські властивості порід значно підвищуються за рахунок збільшення, а часто, виникнення в породах тріщинуватості, мають велике значення для пошуків, розвідки і розробки родовищ вуглеводнів, так як саме на ділянках з підвищеними ємніснісними і фільтраційними властивостями формуються поклади нафти і газу. Крім цього, на таких ділянках завжди спостерігаються високі дебіти нафти і газу. Дані про тектонічну деформованість гірських порід необхідні при виборі конструкції свердловин, особливо похило спрямованих, а також при виробництві будь яких гірських виробіток в гірничій справі та при вирішенні практичних задач в інженерній геології при наземних промислових і побутових побудовах.