Электронная библиотека диссертаций и авторефератов России
dslib.net
Библиотека диссертаций
Навигация
Каталог диссертаций России
Англоязычные диссертации
Диссертации бесплатно
Предстоящие защиты
Рецензии на автореферат
Отчисления авторам
Мой кабинет
Заказы: забрать, оплатить
Мой личный счет
Мой профиль
Мой авторский профиль
Подписки на рассылки



расширенный поиск

Исследование геомеханических параметров массивов осадочных пород Сахалина на основе данных каротажа и бурения Каменев Павел Александрович

Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Автореферат - бесплатно, доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Каменев Павел Александрович. Исследование геомеханических параметров массивов осадочных пород Сахалина на основе данных каротажа и бурения: диссертация ... кандидата Технических наук: 25.00.10 / Каменев Павел Александрович;[Место защиты: Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук], 2016.- 160 с.

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Анализ существующих методов определения геомеханических параметров и напряженно-деформированного состояния породного массива .9

1.1. Современные представления о напряженном состоянии земной коры .9

1.1.1. Проявления повышенных горизонтальных (тектонических) напряжений на разных глубинах .9

1.1.2. Состояние изученности коры Сахалина .14

1.2. Методы анализа напряженно-деформированного состояния породных массивов .20

1.2.1. Исследование неоднородного строения массивов горных пород .20

1.2.2. Анализ совокупности трещин и смещений по разрывам .25

1.2.3. Методы полевых “in situ” оценок параметров напряженного состояния 30

1.2.4. Лабораторные исследования, включая крупномасштабные испытания образцов 34

1.3. Глубокие скважины: инструмент разведки недр и объект геофизических исследований 41

1.3.1. Виды и методы геофизических исследований в скважинах 41

1.3.2. Некоторые результаты исследований по проектам бурения глубоких и сверхглубоких скважин .45

1.3.3. Применение данных каротажа для оценок геомеханических параметров породных массивов 50

Выводы по главе 1 ,,,, 57

Глава 2. Оценки геомеханических параметров массивов осадочных пород на основе данных каротажа .59

2.1. Характеристика района исследования и состояние изученности геомеханических параметров осадочных пород о. Сахалин 59

2.2. Изучение зависимости распределения от глубины скоростей Vp на примере Полярнинского и Анивского месторождений .64

2.3. Расчет значений модуля Юнга, модуля сдвига и коэффициента Пуассона на основе данных акустического каротажа 69

2.4. Расчет значений коэффициента Пуассона на основе данных естественной гамма активности пород 72

2.5. Расчет коэффициента внутреннего трения и сцепления на основе данных акустического каротажа 75

2.6. Лабораторные исследования геомеханических параметров массивов осадочных пород юга Сахалина 84

Выводы по главе 2 .88

Глава 3. Исследование плотностей, литостатического и пластовых давлений осадочных пород месторождений севера и юга Сахалина 89

3.1. Оценки плотностей осадочных пород по данным акустического каротажа с

использованием эмпирических соотношений 89

3.1.1. Выбор методики исследования .89

3.1.2. Оценки плотностей осадочных пород по данным акустического каротажа с

использованием эмпирических соотношений 91

3.2. Оценки литостатических давлений по данным плотности 94

3.3. Оценка пластовых давлений по данным электрического каротажа .96

3.3.1. Выбор методики исследования 97

3.3.2. Определение пластовых давлений для скважин Полярнинского и Анивского месторождений .100

3.3.3. Характеристика и сравнение пластовых давлений нефтегазовых месторождений Сахалина .103

Выводы по главе 3 .107

Глава 4. Феноменологические подходы к оценкам параметров напряженного состояния массивов осадочных пород Сахалина 108

4.1. Результаты исследования распределения вертикального и предельного

горизонтального напряжений для нефтегазовых месторождений севера и юга Сахалина 108

4.2. Исследование морфологии обвальной породы 113

4.3. Обсуждение результатов о предельных параметрах напряженного состояния севера и юга Сахалина 119

4.4. Рекомендации по подбору плотности бурового раствора для месторождений севера

Сахалина .127

Выводы по главе 4 .128

Заключение 129

Список сокращений и условных обозначений .131

Список литературы

Введение к работе

Актуальность темы

Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений в
сейсмоопасном регионе в субарктических условиях Сахалина
требует применения современных технологий, широко

использующих информацию о распределении напряжений в
геологической среде, соотношении между вертикально и
горизонтально действующими напряжениями. Отношения

горизонтального и вертикального напряжений известны, в большинстве случаев, в диапазоне глубин от 0 до 1 км преимущественно по данным метода разгрузки; и в интервале 5-30 км по данным сейсмологии. Однако диапазон глубин от 1 км до 5 км является малоизученным.

При бурении нефтегазовых скважин наибольший интерес
для отбора керна представляют продуктивные интервалы глубин.
В перекрывающих месторождение слоях (так называемых
покрышках) керны берутся в редких случаях. С другой стороны,
обрушения стенок скважины в осадочных породах Сахалина
отмечались, как правило, в интервалах с глинистыми сланцами, т е.
как раз в покрышках. Подобные обрушения есть следствие
тектонических напряжений, и соответствующий им интервал
глубин представляет особый интерес. Отсюда вытекает

реалистичность дополнения лабораторных данных о

геомеханических параметрах оценками на основе данных каротажа, а также возможность формирования равномерного по глубине банка данных по этим параметрам.

Цель работы

Целью диссертационной работы является оценка и анализ значений плотности и геомеханических параметров осадочных пород Сахалина, а также предельных напряжений в интервале

глубин 1-3,5 км на основе геофизических методов исследования глубоких скважин.

Задачи работы

Аналитический обзор методов исследования геомеханических параметров и напряженно-деформированного состояния породных массивов.

Обоснование методики расчета и анализа (исследования) геомеханических параметров осадочных массивов по данным каротажа глубоких скважин.

Расчет и анализ значений геомеханических параметров (сцепление, коэффициент внутреннего трения, модуль Юнга и модуль сдвига, коэффициент Пуассона) и параметров напряженно-деформированного состояния осадочных пород севера и юга Сахалина

Защищаемые положения

Для месторождений севера и юга Сахалина в интервале глубин 620-3100 м имеет место монотонное возрастание коэффициента внутреннего трения от 0,2 до 0,7, в том же интервале глубин величина сцепления меняется от 2 до 10 МПа.

Установлено, что с увеличением глубины происходит возрастание плотностей пород (в диапазоне 1,8-2,9 г/см3). Зависимости усредненных модулей сдвига и модулей Юнга от глубины описываются нарастающим полиномиальным трендом. В интервале глубин 2700-3100 м отмечено наиболее быстрое нарастание модулей сдвига и Юнга, что связано со сменой стратиграфии. Значения коэффициента Пуассона изменяются с глубиной в пределах 0,24-0,32.

Показано, что на глубинах от 800 до 3100 м предельно
возможные значения горизонтальных напряжений могут
превышать вертикальные в 1,2-4 раза.

Научная новизна

Научная новизна определяется следующими оригинальными результатами, полученными диссертантом впервые:

Получены оценки геомеханических параметров осадочных пород, покрывающие диапазон глубин 1-3,5 км, что существенно больше, чем в предшествующих исследованиях. Оценки плотности, упругих модулей, коэффициента внутреннего трения и сцепления применимы ко всей территории распространения изученных свит N1-3 на севере и юге Сахалина.

Построены зависимости от глубины упругих модулей,

коэффициента Пуассона, коэффициента внутреннего трения, сцепления с высокой плотностью данных (более 300 точек), которые могут использоваться в различных геомеханических моделях.

Определены параметры, определяющие предельное состояние
породных массивов по модели Кулона-Мора и Друкера-Прагера.

Продемонстрирована применимость морфологического
анализа обвальной породы для оперативной интерпретации типа
обрушения ствола скважины и принятия мер по изменению
свойств бурового раствора или параметров бурения в интервалах
разломов и естественной трещиноватости.

Практическая значимость

Полученные результаты могут использоваться при вычислениях «окна стабильности» (диапазона изменения) плотности бурового раствора, для решения задач стабильности стенок скважин на месторождениях углеводородов на севере и юге о. Сахалин, а также для оценок напряженно-деформированного состояния вскрываемых породных массивов. Кроме того, результаты работы имеют значение для описания деформационных процессов в земной коре, которое позволяет уточнить представления о геодинамике региона и особенностях локальной сейсмичности. Результаты работы были использованы ЗАО ГК «Зонд» при проведении геофизических исследований скважин на нефтегазовых месторождениях Окружное и Анивское о. Сахалин.

Личный вклад

Автор принимал непосредственное участие в проведении ГИС в период работы в Сахалинской геофизической экспедиции, ОАО Востокгеология. Образцы обвальной породы скважин, представленные в работе, отобраны автором на месторождениях севера Сахалина. Диссертантом лично выполнена обработка данных комплексного каротажа, проведен морфоанализ обвальной породы. Диссертантом написано более 2/3 текста публикаций по теме диссертации и сформулированы выводы.

Публикации

Основные результаты исследований по теме диссертационной работы изложены в 16 публикациях, в том числе в 4 статьях в рецензируемых научных журналах, рекомендованных Перечнем ВАК («Каротажник» - 2, «Тихоокеанская геология» - 1, «Вестник Камчатской региональной ассоциации «Учебно-научный центр». Науки о Земле» - 1).

Апробация работы

Результаты исследований были представлены на ряде
международных и всероссийских конференциях и совещаниях, в
том числе: на ХХХVI Тектоническом совещании, Москва, 2003;
IV Косыгинских чтениях, г. Хабаровск, 2003; научной
конференции «Геодинамические процессы и природные

катастрофы в дальневосточном регионе», г. Южно-Сахалинск,
2011; пятом международном симпозиуме «Современные проблемы
геодинамики и геоэкологии внутриконтинентальных орогенов», г.
Бишкек, 2011; конференции с участием иностранных ученых
«Геодинамика и напряженное состояние недр Земли», г.

Новосибирск, 2011; третьей тектнофизической конференции в ИФЗ
РАН, Москва, 2012; третьей молодежной тектонофизической

школе-семинаре ИФЗ РАН, Москва 2013; семинаре «Геодинамика.
Геомеханика и геофизика», г. Новосибирск, 2013; всероссийской
конференции «Геофизические методы исследования земной коры»,
г. Новосибирск, 2014; всероссийской конференции

«Геодинамические процессы и природные катастрофы. Опыт Нефтегорска» г. Южно-Сахалинск, 2015.

Структура работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованной литературы и 1 приложения. Она содержит 160 страницы машинописного текста, включая 55 рисунков и 4 таблицы. Список литературы содержит 354 библиографических наименования.

Благодарности

Автор выражает благодарность директору ИМГиГ ДВО РАН Левину Б.В. за помощь в становлении работы, а также научному руководителю зам. директора ИМГиГ ДВО РАН Богомолову Л.М., заслуженному геологу РСФСР Щурову А.Н., начальнику КПГП Сахалинской геофизической экспедиции Чумаковой О.Н. Автор признателен Злобину Т.К. за многолетнее сотрудничество, Милановскому С.Ю. и Сапрыгину С.М. за помощь с материалами и литературой. Также признателен сотрудникам ИМГиГ ДВО РАН, ИФЗ РАН, ИНГГ СО РАН, ИГД СО РАН: Веселову О.В., Ельцову И.Н., Кузьмину Ю.О., Назарову Л.А., Назаровой Л.А., Сим Л.А., Ребецкому Ю.Л., Усольцевой О.М. за ценные консультации и обсуждение работы. Особая благодарность коллективу ЦКП ГГГИ СО РАН за проведение лабораторного эксперимента.

Проявления повышенных горизонтальных (тектонических) напряжений на разных глубинах

По данным экспериментальных определений в породах кристаллического и складчатого фундамента горизонтальные напряжения превышают вертикальные в 60% случаев. В осадочных породах горизонтальные напряжения превышают вертикальные в 15-20% случаев, причем это превышение может достигать до 5-10 раз [Козырев, Савченко, 2009]. Вместе с тем, известны случаи, когда тектонические напряжения отсутствуют, в частности в неплотных, пористых или пластичных породах осадочного чехла платформ [Sayers, 2010].

Согласно модели А.Н. Динника, наибольшее сжатие (одно из трех главных напряжений) создается за счет веса пород, а горизонтальные напряжения в верхней части земной коры определяются упругим деформированием массивов в стесненных условиях. [Динник, 1928]. Из этих положений вытекает, что величина горизонтальных напряжений должна быть меньше, чем вертикальных (литостатического давления). На практике наблюдались отклонения поведения массива горных пород вблизи горных выработок от результатов таких расчетов. В недавней работе [Ребецкий, 2008] показано, что с учетом геодинамической эволюции (перемещений массивов по вертикали) и эффектов пластичности на определенных глубинах соотношение между горизонтальными и вертикальными напряжениями может быть весьма разнообразным (хотя, с теоретической точки зрения, преобладание вертикальных напряжений естественно в регионах, где нет заметных горизонтальных движений, в частности платформ). Для феноменологического описания горизонтальных напряжений вводятся поправочные коэффициенты к формулам [Динник, 1928], названные коэффициентами бокового отпора [Крупенников и др., 1972; Марков, 1977].

Проведенные в различных регионах мира экспериментальные «in situ» измерения напряжений методами разгрузки кернов (в литературе на английском - “overcoring”) выявили, что в большинстве случаев верхние слои земной коры находятся в напряженном состоянии с горизонтальным сжатием, превосходящим вертикальное (литостатическое давление), [Hast, 1969]. Хастом была предложена эмпирическая формула, описывающая усредненную зависимость от глубины суммы главных горизонтальных напряжений, ах и ау ах+ау= 0,098h+18 (1.1) В формуле (1.1) напряжения выражены в МПа, а глубина h измеряется в метрах. Сравнение суммы горизонтальных напряжений, определяемых (1.1), и удвоенного литостатического давления, описываемого известным выражением, [Кропоткин и др., 1987], p = ah, а среднее = 0,027 (1.2) свидетельствует, что на глубинах 1 -3 км значения (ах+СУу) примерно вдвое больше 2 p на одной и той же глубине. Из выражений (1.1), (1.2) следует, что зависимость отношения (CJx+CJy) к удвоенному литостатическому давлению, 2 p , описывается убывающей функцией K = (Gx+Gyy 2 p 0,33/ h [км] +1,8 (1.3)

В обзорной работе [Кропоткин и др., 1987] представлено большое количество оценок величины горизонтальных (тектонических) напряжений по геологическим данным. Обращено внимание на то, что скалывающие напряжения, которые равны полусумме сжимающих напряжений по двум главным осям эллипсоида деформаций, в большинстве случаев превышают прочность наиболее крепких пород, т.е. достигают значений 80-100 МПа. Примером может служить образование разрывов (скалыванием) при надвигах и взбросах, и раздробление массивных горных пород [Мюллер, 1971]. Анализ таких геологических структур как Альпы, Юрские горы и других районов привел к оценкам величины тектонического напряжения от 20 до 170 МПа [Watznauer, 1958; Кропоткин, 1973]. Со значительными проявлениями тектонического сжатия, превышающими в несколько раз литостатическое давление, столкнулись в конце прошлого века строители Симилонского туннеля в Альпах. Дальнейшие натурные измерения напряжений в породных массивах шахт, туннелей и рудников подтвердили эти высокие значения величины горизонтального сжатия [Voighl et al., 1969; Hashimoto, 1982; Hast, 1969]. Материалы исследований показывают (обзор [Кропоткин и др., 1987]), что интенсивное сжатие распространено в верхних слоях земной коры не только в зонах кайнозойской складчатости, но и на значительном удалении от них на молодых и древних платформах, преимущественно в горных породах фундамента, (Рисунок 1.1). На рисунке 1.1 представлена сумма горизонтальных компонент напряжений сжатия, (ах+сту), определенных, в большинстве случаев, методом разгрузки на двух взаимно перпендикулярных осях эллипса, который получается при рассечении эллипсоида напряжений горизонтальной плоскостью. Данная сумма напряжений по двум горизонтальным направлениям мало отличается от суммы двух главных напряжений а і и а2, образующих с горизонтальной плоскостью углы менее 45. Как правило, эти углы не превышают значений 20-30. Измерения напряжений характеризуются значительным разбросом точек. Наибольшая часть данных на рисунке 1.1 соответствует глубинам до 800 м. Согласно обобщения [Кропоткин и др., 1987] результаты измерений (ах+ау) лежат у линии двойного литостатического давления ОС, во всех случаях, когда по месту измерений тектоническое сжатие или отсутствовало (условия на платформах), или его проявления были нивелированы разгрузкой напряжений, вызванной наличием каверн, пластичных прослоев, поступлением подземных вод. По рисунку 1.1 можно выделить результаты измерений, проведенных в различных регионах мира на глубинах 600 м, 800 м, 900 м, 915 м, 1100 м

Изучение зависимости распределения от глубины скоростей Vp на примере Полярнинского и Анивского месторождений

Другая скважина пробурена в рамках научного проекта вблизи Сан-Андреас - Cajon Pass. По проекту Cajon Pass измерения напряжений проводились в несколько этапов. Предварительно была проведена интерпретация данных гидроразрыва в близлежащих скважинах. Основные оценки минимального горизонтального напряжения были получены в результате 23 испытаний на гидроразрыв в скважине Cajon Pass, а максимального горизонтального напряжения - по данным 6 испытаний [Zoback, Healy, 1992]. Затем было проведено 12 оценок максимального горизонтального напряжения на основе анализа обрушений стенок скважины [Vernik, Zoback, 1992]. Рисунок 1.14 содержит объединенные данные оценок напряжений скважины Cajon Pass. Как и в случае проекта SAFOD, исследование напряжения в скважине выявило сдвиговый режим напряженного состояния: О] CJZ аз, CJi = ан , аг = а2 , аз = Oh . Однако в случае проекта Cajon Pass горизонтальная компонента напряжения Сті лишь ненамного превышает вертикальную az А вот различие с наименьшим из горизонтальных напряжений, ah, более существенно. Рисунок 1.14

В интервале глубин 2500м - 3200 м значения максимального горизонтального напряжения практически соответствует Gz с учетом погрешности измерения (Рисунок 1.14). Значительный разброс измеренных величин горизонтальных напряжений авторы [Zoback, Healy, 1992] пояснили пересечением скважиной активных разломов и трещин на глубинах 2500м - 3200м.

Рассмотренные результаты глубокого и сверхглубокого бурения в различных регионах мира позволяют сделать следующее заключение. Результаты проектов научного бурения существенно дополнили и уточнили информацию о напряжениях на глубинах 1 -11 км, полученную сейсмологическими методами (по механизмам очагов землетрясений). Подтверждено, что на этих глубинах в ряде районов в земной коре реализуется напряженное состояние с преобладанием горизонтального напряжения (режимы взброса и сдвига). Такие результаты являются своего рода связующим звеном между приповерхностными геомеханическими и геофизическими измерениями напряжения и данными глубинных сейсмологических методов. Однако количество исследовательских глубоких скважин (таких как СГ3, КТВ, SAFOD) невелико, и поэтому представляет интерес расширение объема информации, полученной при бурении других глубоких скважин.

Наряду с развитием многоволновой сейсморазведки [Пузырев, 2009; Сибиряков, Заикин, 1994], современный акустический каротаж не ограничивается лишь данными скоростей VP. Помимо регистрации поперечных волн в сейсмоакустическом сигнале (так называемой волнограмме) выделяют ряд интерфейсных волн, в частности наиболее известные волны Рэлея, а также волны Стоунли (низкочастотные трубные волны) [Shear wave, 1990; Brie et al., 1998]. Такой подход позволяет оценивать геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига, коэффициент Пуассона и др. даже в процессе бурения в режиме реального времени [Acock et al., 2004; Олфорд и др., 2012]. Тем не менее, большое количество параметрических и разведочных скважин исследованы с помощью данных акустического каротажа, включающего лишь данные Vp, при этом они являются существенным источником информации. При отсутствии данных современных видов каротажа, основанных на значениях продольной волны для оценок механических параметров горных пород, в бурении часто применяются феноменологические соотношения. Эти соотношения позволяют проводить расчет геомеханических параметров массивов горных пород, используя доступные виды каротажа. Тем самым существенно расширяется сфера интерпретации ГИС.

В работе [Lai, 1999] с помощью лабораторных методов совместно с ГИС было исследовано влияние на прочностные свойства глинистых сланцев различных факторов, таких как минералогия, степень глинистости и уплотнения. Было установлено, что степень уплотнения сланцев является доминирующим фактором, оказывающим влияние на геомеханические параметры. Важно отметить, что минерализация поровых флюидов, минералогия глин и их состав являются вторичными факторами. При обобщении данных акустического каротажа и лабораторных экспериментов в работе [Lai, 1999] получены феноменологические зависимости угла внутреннего трения ф и сцепления Со от основного параметра акустического каротажа скоростиУр , выраженной в км/с: sin ф = (VP -1)/( VP +1) (1.8) Со = 5(VP-1 (Vp)"1/2 , Со[МПа] (1.9) Работы [Horsrud et al., 1994, 1998] были посвящены зависимостям скоростей продольных волн и деформационных параметров глинистых сланцев от температуры. Исследования образцов, ранее изученных в натурных условиях массивов пород с помощью ГИС, проводились на установке одноосного сжатия по схеме Кармана (рис.1.10) совместно с акустическими измерениями. Лабораторные испытания проводились на образцах, взятых из кернов, или изготовленных из глинистых сланцев или аргиллитов, распространенных в обнажениях территории Северного моря. Сведения об исследованных в [Horsrud, 2001] породных образцах приведены в таблице 1.2. Таблица 1.2 - Сведения об образцах глинистых сланцев отобранных из глубоких скважин и обнажений Северного моря из [Horsrud, 2001]

В работе [Horsrud, 1994] было показано, что прочность (напряжение разрушения при испытаниях по схеме Кармана) и скорость продольных акустических волн уменьшаются с увеличением температуры. Лабораторные испытания [Horsrud, 2001], проводившиеся при комнатной температуре, были скорректированы с учетом повышенной температуры в скважине. Тем не менее, как показано на рис. 1.15, лабораторные значения скоростей VP оказались несколько выше (на 0,1-0,3 км/с), чем по данным ГИС. Такое различие можно считать незначительным. На рисунке 1.15 видно, что наилучшее соответствие лабораторных и каротажных данных имеет место в интервале скоростей VP 2-3 км/с, а для интервала Vp 4-5 км/с соответствие хуже

Выбор методики исследования

При отсутствии данных плотностного каротажа и необходимости оценки литостатического (иногда используется термин «геостатического») давления в бурении часто применяются эмпирические соотношения зависимости этого давления от глубины, например [Bell, 1969]. Для Полярнинского нефтяного месторождения о. Сахалин, (Рисунок 2.1б) нами было рассчитано распределение литостатического давления [Каменев, Валетов, 2011] с использованием эмпирической формулы Белла [Bell, 1969], которая записывается в виде: аз = 0,85 + 2,6 10"5 h - 2 109 h2 + 6,6 10"14//3 - 6 10"19 h4 , h [м], аз [МПа] (3.3) Стоит отметить, что описываемое формулой (3.3) литостатическое давление сходно по своему физическому смыслу с вертикальной компонентой тензора напряжений, и удобно их общее обозначение аз. Преимуществами методики являются независимость от наличия каротажных данных, возможность оценок аз от поверхности до забоя. К недостаткам методик расчета литостатического давления в зависимости от глубины подобных (3.3), можно отнести их невысокую точность.

На основе данных о распределении плотностей горных пород с ростом глубины, несложно рассчитать литостатическое давление по формуле: где i - плотность і-го слоя пород; Ы - мощность і-го слоя; Н - глубина рассматриваемой точки от дневной поверхности, g - ускорение силы тяжести.

Поскольку разные скважины вскрывают разные интервалы глубин, для построения графиков распределения литостатического давления по глубине брались осредненные данные плотностей из различных скважин одного месторождения для максимального покрытия данных по глубине [Каменев, 2014]. Таким образом, на основе объединенных данных всех скважин соответствующего месторождения были построены графики зависимости литостатического давления для Полярнинского и Анивского месторождений (Рисунок 3.3). Эти зависимости удобно аппроксимировать следующими уравнениями: аз(п) = 0,0232h - 2,95; 770 м h 3124 м, аз [МПа] (3.5) для Полярнинского месторождения, и аз(п) = 0,02 h +0,12; 616 м h 1530 м, аз [МПа] (3.6) для Анивского месторождения. Для Полярнинского месторождения среднеквадратическое отклонение составило 15,88; коэффициент корреляции достигает уровня более 0,99. Для Анивского месторождения среднеквадратическое отклонение составило 5,56; коэффициент корреляции также превысил 0,99.

Полученная зависимость литостатического давления от глубины для Полярнинского месторождения - линейная до глубины 1500-1700 м, что свидетельствует о нормальном уплотнении горных пород с ростом глубины. С глубины 1500-1700 м наблюдается небольшое отклонение значений литостатического давления от линейного тренда в сторону увеличения значений давления с ростом глубины. Этому интервалу соответствует смена литологии и стратиграфии. Причем данное отклонение имеет место в как случае оценок по формуле (3.3), так и по данным рассчитанных плотностей из формул 3.1 и 3.2.

Локальных зон аномального уплотнения (разуплотнения) не наблюдается. Интервал изменения плотностей – 1,8-2,9 г/см3. На Анивском газовом месторождении значения распределения плотностей монотонно возрастают с ростом глубины, за исключением скважины Петропавловская-1, где наблюдается более сложная зависимость с интервалами возрастания и падения скоростей и плотности, что, вероятно, связано с расположением этой скважины в зоне разлома. Смена литологического состава не оказывает значительного влияния на значения плотности, а в большей степени зависит от характера флюидонасыщения [Каменев, 2014]. Проведенная нами оценка литостатического давления свидетельствует о нормальном уплотнении горных пород с ростом глубины на Полярнинском и Анивском месторождениях. Литостатическое давление возрастает преимущественно монотонно с увеличением глубины, что является следствием нормального уплотнения пород, а также отсутствия зон аномальной плотности горных пород.

Зависимость распределения пластовых давлений с ростом глубины представляет интерес как с прикладной, так и с фундаментальной точек зрения. Прикладной характер исследований направлен в первую очередь на решение задач бурения скважин. Здесь, прежде всего, стоит задача бурения в областях с аномальными пластовыми давлениями. В фундаментальном аспекте вопрос интересен тем, что пластовое давление оказывает существенное влияние на тектонические напряжения, снижая сопротивление сил трения на поверхностях трещин [Ребецкий, 2008].

Под АВПД (аномально высоким пластовым давлением) понимают такое давление в гидродинамически замкнутых системах, которое в 1,3 раза и более превышает условное гидростатическое [Александров, 1987]. В связи с этим вводят коэффициент аномальности К. Нормальное пластовое давление (гидростатическое) К=1, давление с К 0,8 называют аномально низким (АНПД). В экономическом плане скважины с аномальными пластовыми давлениями требуют дополнительных расходов на буровой раствор, в частности, на утяжеляющие добавки в буровой раствор в случае АВПД, и на противопоглощающие добавки (LCM) в случае АНПД [Кук и др, 2012]. Таким образом, проведение изыскательских работ в направлении исследования аномальных пластовых давлений представляется задачей весьма необходимой как с точки зрения безопасности, так и выгодной экономически. Поскольку Сахалин находится в зоне активных тектонических разломов, изучение пластовых давлений представляет интерес не только с точки зрения исследования нефтегазовых залежей и их эксплуатации. Известно, что при активной эксплуатации нефтегазового месторождения происходит истощение месторождения, сопровождаемое наведенной сейсмичностью, активизацией разломов, проседанием земной поверхности и другими последствиями [Кузьмин, 2006; Кузьмин, 2010]. Так, например, американское сейсмологическое общество составило список 10 основных проблем (“grand challenges”) сейсмологии и способов их разрешений [Lay, 2009]. Одной из 10 основных проблем сейсмологии названо отношение между напряжением и деформацией в литосфере. Одним из ключевых вопросов в разрешении этой проблемы является влияние поля напряжения на пластовые давления в зонах разломов.

Уже по теории образования АВПД на территории Сахалинской нефтегазоносной области (СНГО) присутствуют такие геологические признаки АВПД как молодое осадконакопление, высокая тектоническая активность, землетрясения, грязевой вулканизм [Губкин, 1950; Фертль, 1980]. Одним из индикаторов АНПД является выход на поверхность нефтегазоносных пластов, что весьма распространено на севере Сахалина, где имеются природные «нефтяные озера» [Минерально-сырьевые…, 1970]. Доминирующий вклад в генерацию АВПД вносит высокая тектоническая активность и сейсмичность острова. Сейсмотектоника Сахалина также является основной причиной формирования зон аномально низких пластовых давлений посредством генерации и активизации разломов различного ранга, а также создания локальных областей растяжения. Учитывая приуроченность месторождений с аномальными давлениями к областям альпийских геосинклиналей, с большой долей вероятности АВПД может присутствовать также на арктическом шельфе перспективных НГО: Берингово моря, Чукотского моря, моря Лаптевых. Перспектива разведки и разработки этих месторождений без исследования пластовых давлений может быть крайне опасна как в техногенном, так и в экологическом плане. Подобная катастрофа имела место в Мексиканском заливе [Sutton, 2013]. В арктических условиях морского шельфа сложность предотвращения или ликвидации подобного инцидента многократно увеличивается [Oien, Nielsen, 2012; Willemse et al., 2013]. Подобные геологические и климатические условия однозначно обозначают экономическую эффективность и целесообразность исследования вопроса распределения пластовых давлений региона.

Обсуждение результатов о предельных параметрах напряженного состояния севера и юга Сахалина

Этому давлению соответствует эквивалентная плотность бурового раствора 1,63 г/см3. То есть плотность бурового раствора в 1,63 г/см3 способна компенсировать воздействие пластовых давлений на столб бурового раствора, тем самым сохраняя гидростатическое равновесие в скважине и предотвращая выброс из скважины раствора и бурильной колонны. Это аномальное пластовое давление практически вдвое больше рассчитанного нами для Полярнинского и Анивского месторождений. Полученная в главе 3 настоящей работы вертикальная (литостатическая) компонента напряжений для севера Сахалина на глубине 1430 м - около 25 МПа. Этому давлению соответствует эквивалентная плотность бурового раствора 1,78 г/см3. Как видно из вычислений, вертикальная компонента напряжений близка по значениям к локальным значениям АВПД. Причем данные оценки учитывают ненарушенный массив горных пород без структурных неоднородностей различного ранга. Анализ морфологии обвальных пород и структурных разрезов месторождений свидетельствует о том, что структурные неоднородности различного ранга присутствуют на месторождениях Сахалина в значительной степени [Каменев, Богомолов, 20015]. То есть в реальной обстановке, обрушения стенок скважин вызванных избыточным удельным весом бурового раствора, могут иметь место уже при удельном весе раствора 1,78 г/см3. Если зоны АВПД чередуются с областями АНПД, как это имело место при строительстве скважины Приточная №1 (описанного в разделе 3.3.3. настоящей работы); удельный вес бурового раствора 1,78 г/см3 будет способствовать катастрофическому поглощению. Из рисунка 4.1 несложно заметить, что для компенсации горизонтальной компоненты напряжения может также понадобится тяжелый буровой раствор с плотностью, превышающую значения 1,78 г/см3. Но использование раствора такой плотности, может привести к возможным обрушением стенок скважины в областях с естественной трещиноватостью. В связи с этим изменения плотности бурового раствора следует проводить исходя из реальной обстановки, а приведенные расчетные плотности бурового раствора являются предварительными рекомендациями.

Кроме того, на стабильность стенок скважины существенное влияние оказывают зенитный угол скважины и ее азимут относительно направления действия горизонтальных напряжений [Али и др., 2005]. Стенки скважины будут наиболее стабильны, если азимут скважины будет параллелен минимальному горизонтальному напряжению. То есть в случае Сахалина это направления от 320 до 0 и от 140 до 180. Данная ориентация скважины также благоприятна для проведения перфорации. Проведенные выше оценки, а также работы [Абатуров, 1995; Кук и др., 2012] свидетельствуют, что в реальной обстановке существует достаточно узкое окно плотности бурового раствора. В этом диапазоне плотностей будут компенсироваться возможные зоны АВПД, но еще сохраняется устойчивость стенок по отношению к сколам (то есть не инициируется обрушение).

Разработка шельфа о. Сахалин, перспективы освоения месторождений нефти и газа в Арктике обостряет проблему комплексных геолого-геофизические исследований до и во время проведения буровых работ. В арктических условиях сложность ликвидации последствий аварий вызванных потерей контроля над скважиной, многократно увеличивается [Oien, Nielsen, 2012; Willemse et al., 2013]. Любое продвижение к решению этих вопросов, включая обработку и новую интерпретацию ранее полученных каротажных данных позволит снизить риски в бурении и эксплуатации скважин.

Рассчитанные предельные горизонтальные напряжения с помощью критерия Кулона-Мора превышают вертикальное в 1,2-4 раза, в диапазоне глубин 800 - 3100 м это отношение возрастает с глубиной. Данные сверхглубокого бурения при схожем геодинамическом режиме в различных регионах мира подтверждают такое соотношение напряжений. Максимальное горизонтальное напряжение в осадочном чехле Сахалина действует преимущественно в субширотном направлении с преимущественным азимутом N45±15E. На Сахалине при бурении стенки скважины будут наиболее стабильны, если азимут скважины будет ориентирован от 320 до 0 и от 140 до 180 то есть параллелен минимальному горизонтальному напряжению.

Описанные морфологические типы обвальной породы могут использоваться для оперативного предотвращения аварийных ситуаций, связанных с нестабильностью стенок скважин.

Полученные результаты могут быть полезны при проектировании, разработке и эксплуатации месторождений северного Сахалина. Совместное использование данных каротажа, морфологии обвальных пород, а также сейсмологических данных позволяет вырабатывать комплекс мер, направленных на предотвращение нестабильности скважины. Это позволяет существенно снизить риски при бурении месторождений со сложными геологическими условиями. Данные каротажа и морфологии обвальных пород также могут быть полезны для понимания локальной геодинамики.

Сравнение результатов сверхглубокого бурения в коренных породах и данных глубокого бурения осадочных пород на о. Сахалин использованных нами в настоящей работе, показывает следующее. При схожих тектонических режимах в условиях преобладания горизонтального напряжения над вертикальным в случаях тектонического

режима типа надвиг или сдвиг (aH ah av или aH av ah) наблюдается превышение горизонтального напряжения над вертикальным в 1,2-2 раза в скважине КТВ; более чем двукратное преувеличение максимального горизонтального напряжения вертикального с случае проекта SAFOD; 1,2-2 раза в случае скважин Hi Vista и XTLR; в случае сахалинских скважин это значение находится в интервале от 1,5 до 4. То есть при схожих тектонических режимах наблюдается соответствие распределения напряжений в осадочных и коренных породах различных регионов мира.

В результате исследования получены детальные результаты об изменениях с глубиной плотности, сцепления, коэффициента внутреннего трения, модуля Юнга, модуля сдвига, коэффициента Пуассона, обладающие значительно большей плотностью данных на единицу глубины по сравнению с другими работами. Оценки геомеханических параметров осадочных пород покрывают диапазон глубин 1 - 3,5 км, малозатронутый предыдущими исследованиями и относятся ко всей территории распространения изученных свит Ni-з на севере и юге Сахалина. Результаты работы могут представлять интерес как с точки зрения фундаментальных исследований, например, вопросы новейшей геодинамики, так и для чисто прикладных задач (при бурении скважин в сейсмоактивных регионах). Зависимости геомеханических параметров от глубины, полученные при расчетах по данным ГИС, характеризуются следующими чертами:

Рассчитанные зависимости модуля сдвига и модуля Юнга от глубины являются монотонно растущими и аппроксимируются полиномами. Существенное возрастание их значений по сравнению с линейным трендом обусловлено сменой стратиграфии. Значения коэффициента Пуассона меняются с глубиной в интервале 0,24 - 0,32. Коэффициент внутреннего трения нарастает с глубиной в диапазоне от 0,2 до 0,7. Сцепление изменяется от 2 до 10 МПа с ростом глубины. На Анивском месторождении наблюдаются интервалы с немонотонной зависимостью сцепления от глубины. Проведены оценки максимальных горизонтальных (тектонических) напряжений в приповерхностном слое коры о. Сахалин. Как на севере, так и на юге Сахалина максимальное субширотное сжатие может превышать вертикальное напряжение, в среднем, в 1,2 - 4 раза. Наблюдается увеличение отношения предельного горизонтального напряжения к вертикальному в диапазоне глубин 1 - 3,5 км. Данные кавернометрии скважин, расположенных на севере Сахалина, также демонстрируют преобладание горизонтального напряжения (субширотного сжатия) над вертикальным. По данным кавернометрии скважин севера Сахалина, направление максимального горизонтального напряжения N45±15E. Проанализированные результаты работ по оценке напряжений по данным бурения, выполненных по различным методикам в сходных с Сахалином тектонических условиях, в различных регионах мира, показывают аналогичные результаты преобладания горизонтальных напряжений над вертикальными.

Полученные результаты могут быть полезны при проектировании, разработке и эксплуатации месторождений северного Сахалина. Cовместное использование данных каротажа, морфологии обвальных пород, а также сейсмологических данных позволяет вырабатывать комплекс мер, направленных на предотвращение нестабильности скважины. Это позволяет существенно снизить риски при бурении месторождений со сложными геологическими условиями. Данные каротажа и морфологии обвальных пород также могут быть полезны для понимания локальной геодинамики.

Дальнейшее развите темы связано с проведением лабораторных исследований физико-механических и минералого-петрографических свойств кернового материала, с целью определения взаимосвязи между деформационными, прочностными, акустическими, фильтрационными и микроструктурными характеристиками осадочных пород Сахалина. Это позволит (вместе с результатами комплексного каротажа скважин и другими геофизическими данными) экстраполировать информацию на масштаб всего Сахалина для оценки напряженно-деформированного состояния в слое осадков глубиной до 5 км.