Геодинамический мониторинг на разрабатываемых месторождениях нефти и газа Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

-------------------------------------- © Е.В. Викторова, С.Ф. Изюмов,

Ю.О. Кузьмин, В.Н. Попов,

2004

УДК 622.831:502.76

Е.В. Викторова, С. Ф. Изюмов, Ю. О. Кузьмин, В.Н. Попов

ГЕОДИНАМИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ НА РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НЕФТИ И ГАЗА

Семинар № 1

дним из самых существенных видов техногенного воздействия на недра является интенсивное освоение нефтегазовых месторождений. В последние годы произошел радикальный пересмотр роли геодинамического фактора при оценке риска наступления чрезвычайных (аварийных) ситуаций, возникающих при функционировании объектов нефтегазового комплекса.

Известны случаи аномальных (более метра) просадок земной поверхности и резкого усиления активности разломов на ряде месторождений нефти и газа, обусловленных разработкой, которые неоднократно приводили к аварийным ситуациям на скважинах и промысловых трубопроводных системах, сопровождавшимся значительным экологическим и материальным ущербом. [Кузьмин 1999, 2001; Певзнер, Попов и др. 2003]

Эти обстоятельства инициировали появление ряда нормативных документов и, в первую очередь, «Положение о геологическом и маркшейдерском обеспечении промышленной безопасности и охраны недр», утвержденное постановлением Госгортехнадзора России N 18 от 22 мая 2001 года. В этом положении предписано «.. .ведение мониторинга состояния недр, включая процессы сдвижения горных пород и земной поверхности, геомеханических и геодинамических процессов при недропользовании в целях предотвращения вредного влияния горных разработок на горные выработки, объекты поверхности и окружающую природную среду».

Для осуществления мониторинга современного геодинамического состояния недр на месторождениях нефти и газа необходима организация систематических (повторных) маркшейдерско-геодезических наблюдений на специально созданных геодинамических полигонах.

Как известно, основу информации о пространственно-временной структуре современного гео-динамического состояния среды составляют повторные геодезические измерения, проводимые на трех масштабных уровнях описания процессов: региональном, зональном и локальном. В настоящее время наиболее полная информация получена по данным повторных нивелирований (вертикальная компонента движений). Это обусловлено целым рядом причин. Нивелирные измерения более технологичны и выполнены с гораздо большей точностью. С другой стороны, при прочих равных условиях, вертикальная составляющая аномальных смещений земной поверхности (свободной от напряжений) существенно превышает горизонтальную компоненту. Известно, что одним из необходимых условий создания эффективной системы мониторинговых измерений является оптимизация ее основных параметров: конфигурация измерительных сетей, густота наблюдательных пунктов, частота повторных наблюдений и точность измерений.

Однако до настоящего времени практически отсутствуют унифицированные рекомендации по оптимальному регламенту проведения повторных маркшейдерско-геодезических наблюдений на месторождениях жидких углеводородов. Существуют несколько работ посвященных обоснованию геомеханического и маркшейдерско-геодезического мониторинга месторождений углеводородов. Однако эти работы не в полной мере учитывают весь спектр геодинамических процессов, индуцированных разработкой нети и газа.

Для создания регламента измерений необходимо определить основные аномальные формы проявлений современного геодинамического состояния при разработке нефтегазовых месторождений.

Общие просадки земной поверхности на разрабатываемыми месторождениями углеводородов

№ Наименование месторождения углеводородов, страна, год открытия Глубина залегания резервуара, метрах Период наблю- дений, годы Максимальное накопленное опускание в метрах Другие особенности

1. Нефтяное месторождение Willmington (США), 1926г 760-1830 1928- 1966 8,8 Пористость пород-коллекторов от 30% до 35%

2. Нефтяное месторождение Lagunilas (Венесуэла), 1926г 300-1200 1926- 1980 3.0 м к 1960г 4.1 м к 1976г Максимальная скорость проседания 20см/год

3. Нефтяное месторождение Эрофиск (Норвегия, Северное море), 1970г 3000 1984- 1985 2,6 м к середине 1985г. Пористость пород-коллекторов от 35% до 40%

4. Нефтяное месторождение Сураханы (республика Азербайджан), 1904г 180-2650 1912- 1972 3,0 Пористость пород-коллекторов 21-25%

5. Нефтяное месторождение Ба лаханы-Сабунчи-Раманы (республика Азербайджан), 1871г 180-1280 1912- 1947 2,45 Пористость пород-коллекторов 18-25%

6. Нефтяное месторождение Goose Creek (США) 1916г. 600 1917- 1925 >1,0 Пористость пород-коллекторов >30%

7. Северо-Ставрапольское газовое месторождение (Россия) 1956г. 170-750 1956- 1979 0,92 Пористость пород-коллекторов >15%

8. Шелебинское газовое месторождение (Украина), 1956г. 1300-1900 1965- 1982 >0,37 Пористость пород-коллекторов 5-10%

На рис. 1. показана принципиальная схема формирования аномальных геодинамических последствий разработки месторождений жидких углеводородов (УВ). Основные негативные деформационные последствия при длительной разработке месторождений УВ являются обширные просадки территории месторождения, а также активизация разломных зон, в форме трех типов аномалий: в типа, S типа и у типа. Учитывая, что в задачу маркшейдерского обеспечения эксплуатации месторождений УВ входит контроль за деформационными последствиями разработки, рассмотрим основные характеристики обширных просадок земной поверхности и деформационную активизацию разломных зон (Кузьмин, 1999; Сидоров, Кузьмин, Хитров 2000, Певзнер, Попов и др. 2003).

Просадки земной поверхности обнаруживаются лишь по достижении ими опасных значений, а также по результатам их воздействия на системы и объекты обустройства нефтегазопромыслов -деформации наземных сооружений, смятие и слом скважин и др., т.е. когда уже необходимо затрачивать большие материальные ресурсы на ликвидацию последствий развития этих деформаций. Начальные стадии этих процессов, что очень важно для своевременного принятия превентивных мер, обнаруживаются лишь по результатам специального контроля (мониторинга).

Рис. 1

5И, мм

Совокупность условий, способствующих возникновению просадок земной поверхности, включает:

1. Наличие АВПД и темп

его снижения в процессе разработки месторождения.

2. Предрасположенность резервуара к сильной снижаемо-сти.

3. Наличие высокой пористости пород-коллекторов - до 30-35 %.

4. Относительно небольшую глубину разрабатываемых залежей (до 2000 м).

5. Значительную суммарную мощность продуктивных отложений.

Для месторождений, резервуар которых сложен карбонатными породами, как правило, интенсивных обширных просадок земной поверхности (более первых дециметров) не возникает.

На рис. 2 представлены примеры проведенного в 1988-1992 гг. мониторинга деформационных процессов на нефтяном месторождении Тенгиз. На территории месторождения были организованы геодезические, геофизические, флюидо-геохимичес-кие, сейсмологические и т.д. наблюдения, которые сочетали профильные и стационарные (обсерваторские) виды наблюдений.

Как показали первые наблюдения, уже на начальной стадии разработки стали проявлять себя суперинтенсивные (СД) деформации разломных зон техногенно-

2. показаны результаты трех циклов повторных нивелирований 2 класса повышенной точности вдоль одного из профилей Тенгизского геодинамического полигона, совмещенные с геолого-геофизическим разрезом верхних слоев земной коры.

Как следует из приведенных данных, в период между двумя повторными наблюдениями (19881989 гг.) значимых изменений вертикальных движений земной поверхности не отмечено. Однако, спустя год, отчетливо фиксируются ряд аномалий типа у, которые приурочены к зонам разломов, причем одна из них достигает амплитуды порядка 60 мм и является ярким примером СД процессов. Примечательно, что в окрестности этой аномалии расположена глубокая (около 5000 м) скважина, при строительстве которой были неоднократно отмечены осложнения различного типа. Другим примером детальных и комплексных мониторинговых исследований по оценке геодина-мического риска эксплуатируемых месторождений УВ являются работы на Ромашкинском нефтяном месторождении (рис. 3). В рамках этих исследований были проведены многократные повтор-

Рис. 2

индуцированного происхождения. На рис

ные нивелирные, гравиметрические и геохимические наблюдения. Кроме того при анализе и интерпретации наблюдений использовались материалы локальной сейсмической сети объединения «Татнефть». Ромашкинское нефтяное месторождение имеет длительную историю эксплуатации и поэтому мониторинговые наблюдения, проводимые с начала 90-х годов, не зафиксировали уровень фоновых (не техногенных) процессов. Вместе с тем, как следует из рис. 3, суперинтенсив-ные деформационные процессы (аномалии типа у) природнотехногенного генезиса имеют место и на этом объекте. Характерно, что и здесь наиболее контрастные локальные проседания земной поверхности происходят в окрестности куста скважин, что подчеркивает их техногенно-индуцированное происхождение. Техническое состояние нефтегазовых объектов на месторождениях существенно зависит от уровня современного напряженно-деформированного состояния земных недр. Поэтому, геодинамический фактор необходимо учитывать на стадии проектировании скважин и трубопроводов и предусматривать превентивные меры по предотвращению аварийных ситуаций и снижению возможного ущерба.

Основная цель геодинамического мониторинга - это оценка современных аномальных геоди-намических процессов природного и техногенного генезиса, с последующим прогнозом риска возникновения негативных (катастрофических) последствий длительной эксплуатации объектов нефтегазового комплекса.

Одной из основных задач маркшейдерско-геодезических наблюдений является разработка рационального регламента (протяженность сети, густота пунктов, точность наблюдений и частота опроса) измерений, обеспечивающего эффективное решение поставленной задачи. Основные параметры оптимизации: L - оптимальная длина измерительного профиля, ЗТ - оптимальный период между повторными наблюдениями, ЗХ - оптимальное расстояние между пунктами наблюдений и т - оптимальная точность наблюдений.

Критерии оптимизации параметров:

1. Оптимальная (минимально достаточная) длина измерительного профиля ^^п = f (Г,

т, Р, 5Рпл), где Г - геометрические параметры эксплуатируемого горизонта, т - среднеквадратическая ошибка заданного класса точности измерений,

Р - сжимаемость пород коллектора, 5Рпл - вариации пластового давления.

Рис. 3

Ак-т^л/Т

2. Оптимальное (минимально допустимое) расстояние между наблюдательными пунктами не менее двух пунктов в интервале между соседними экстремумами (градиентами) кривой смещения земной поверхности. Например для у аномалий достаточно 3-5 точек для полного выявления (измерения) аномалии (рис. 5.).

3. Оптимальный временной интервал между двумя повторными наблюдениями определяется режимом эксплуатации объекта, так, например, для подземного хранилища газа (ПХГ) он должен соответствовать промежутку времени между закачкой и откачкой газа (2 раза в год), а для нефтегазовых месторождений он изменяется в зависимости от параметров разработки, индивидуальных для каждого месторождения.

В работе (Жуков, Изюмов, Кузьмин 1990) были получены аналитические распределения смещений для у, в и S аномалий в зависимости от геометрических параметров разломных зон.

Используя аналитические формулы были получены зависимости оптимальных длин профилей от точности наблюдений и геометрических параметров разломов. Оптимальные длины профилей для аномалий типа S: 2/, (1)

1 (D 2d 2 р - d )ЛЦ Р1

nrj

для аномалий типа в:

l _

k 2r4h2

,1/5

(2)

r

где - ди - смещения; D - глубина залегания нижней кромки включения; ^ - точность наблюдения; Г - радиус включения; h - глубина залегания центров включения.

Количественные значения оптимальных длин профилей для аномалий типа в и S представлены в таблице.

Формулы для обширных просадок и аномалий типа у имеет сложную структуру, поэтому общую формулу оптимизации получить в явно виде не представляется возможным. Она имеет

p S

I класс 30км 5 км

II класс 12км 2 км

III класс 9 км 1 км

IV класс 7 км 0,8 км

Тех. класс 5 км 0,5 км

вид

и3 _ ф і

(x+a).ln

(x+a)2+d2 (x+a)2 + D2

- (x - a).ln

(x - a)2+d2 -

(x - a)2 + D2

-2D(tg- 1xDa - tg- 1x^)+2d(tg- 1x^+a - tg-1xda)

(3)

где a Ij _ „ - физический множитель, описывающий интенсивность деформационной или

__ ' * \ _Z к |* (/

6ж^

гравитационной аномалии.

Для определения оптимальной длины были построены графические зависимости вертикальных смещений от геометрических параметров (мощность D-d; глубина залегания верхней кромки включения d; полуширина включения а) пласта и разлома (рис. 6 а, б). Результаты позволили оценить зависимость оптимальной длины измерительного профиля от параметров пласта и разлома в зависимости от класса измерений (рис. 7 а, б). Из этих результатов следует, что оптимальные длины нивелирных линий должны соответствовать нивелированию II класса повышенной точности, т.к. именно эти длины способны охватить реальные распределения наблюдаемых в природе аномалий.

Конечной целью геодинамического мониторинга месторождений углеводородов является установление аномального напряженно-деформированного состояния недр в окрестности разрабатываемой залежи, с последующей оценкой его влияния на объекты обустройства.

Ниже приводится вывод аналитических соотношений для различных компонент локального поля напряжений, обусловленных горизонтальным пластообразным включением модельного аналога залежи.

и3=/(<*)

иъ=А<1)

* * •* * * *

Ш ш

1ш

1Ш |

И

I

?

< 1 > л О -V ► 4 "'Vя

Ї

>1 ]/

\ I

уЩ

\ /І

К ^ /

Рис. 6а. Распределение вертикальных смещений (и3) земной поверхности для аномалий типа у в зависимости от геометрических параметров разлома

Рис. 6 б. Распределение вертикальных смещений (и3) земной поверхности в зависимости от параметров пласта

Как известно, локальные напряжения можно найти по закону Гука

а = 13 и, + ц(и . + и ), где и■ - смещение, X и и - коэффициент Ламе и модуль сдвига

І,і Ї, &,к * V і,] І,і/ і

соответственно. Для нахождения а і і необходимо знать все компоненты деформаций, причем не только на поверхности (х3 = 0), но и на глубине X3 . В общем виде смещения можно записать:

иг = Ш(<1 + У2.2 + У3.3 ^1 ^2<%г

3 V

где V - объем включения, Vг - функция Грина для смещений в полупространстве, <^, ^,^3 -координаты точки во включении. Таким образом, процедура нахождения локальных напряжений

сводится к следующему: сначала находятся все компоненты смещений и деформаций, после чего по формуле (1) оценивают напряжения. Эту процедуру удалось несколько упростить, т.к. в работе

(SegaU, 1985) для случая плоской деформации даны выражения для смещений и и напряжений

а а = Ф |Г G ёЕ2 ё£3

тп тп II тп ^2 ^ 3

где

G = (Х3 - £3 )2 -(Х2 - 4 )2 + (Х3 + £3 )(3£3 ~ Х3 )~ 3 (Х2 -£2 )2 + 16Х3 (Х3 + £3 )(Х2 - £2 )2

G = 2 (Х2 - £2 )(Х3 - £) 2 (Х2 - £2 )(3Х3 + £) , 16Х3 (Х3 + £3 ) (Х2 - £2 )

^3 = ~4 ~4 + “6

Gзз =

_(Х2 - £2 ) -(Х3 - £3 ) (5Х3 + £3 )(£ + Х3 )-( Х2 - 4 ) 16 Х3 ( Х3 + £3 )(Х2 - £2 )

g2 =

1 Г Х2 - ^ , ( 3 - ^)(Х2 - £2 ) - 4 Х3 (Х3 + £3 )( Х2 - £2 )

21 Г2 Г22 Г24

1 І Х2 - £2 . 2Х3 -(3 - 4V)(Х3 + ^3 ) 4Х3 (Х3 + £3 )2 і

ё3 2

2 I г

Г2 = (Х3 - £3)2 +(Х2 - £2)2 Г2 = (Х3 + £3)2 +(Х2 - £2)2

причем здесь Gmn и gn не функции Грина, а интегралы выражения. В выражении (3) коэффициент Ф равен: а(1 - 2у

Ф = -

найдем а22,а33,Т23 а22 = ф|| G22 й£2 ^3

6(1 - V')%

Введем обозначения:

J = ф|| G22СІ%2с1£3, ^2 - Х2 = у, & - Х3 = 7, £3 + Х3 = Х,

= Лу,

'■> 2 = = <яХ, Г[2 = 72 + у2, г22 = Х2 + у2

Интегрирование будем вести в общем виде, подставив пределы на последней стадии: /&, £3 )|| = /(а, D) - /(- а, D) - /(а, Л) + /(- а, Л)

-1 7 ,

Ч - Лу

і* = Ь^

tg 1 УЛг

12 =}-------------—

>> '7

13 =1-

14 =1

tg -1 ХЛу

tg 1 уЛх х

1-1 у , 1-1 7 3 - у 3 - х 2X3 у 1

J=- - +~ ё — -+~ ё -+

9° 2 2 2 (/‘ -12 )+ 2(і 3 14 )

2 7 2 у 2 х 2 у х + у 2 2

Интегралы вида I раскрываются (Бычков, Маричев, Прудников, 1986):

• 1 1 X

\-*ё х а

= * 1п| 2

= -- 1п 2

V (-1)к (2к +1)2 ґ \ 2к+1 (а) х < а

V (- 1)к к=0 (2к +1)2 (а) ”" X > 1 а

V (- 1)к к=0 (2к +1)2 (а) ”" X < 1 а

(а) (б) (с )

г

г

2

2

2

2

4

4

г

г

2

2

2

4

г

г

2

15 л 2 10 -5 -0 -

-1 класс 2 класс -3 класс - 4 класс

глубина залегания верхней кромки разлома (й), км

1 класс

2 класс

3 класс

4 класс

Ъ' '•> V V

мощность (Э-й), км

150

Е 100 а

~л 50

0

5 10 15 20 25 30 35 40 полуширина пласта (а), км

глубина залегания верхней кромки пласта (й), км

-1 класс 2 класс - 3 класс 4 класс

Рис. 7.а. Графики зависимости ^ = f(D — d^ d■ а) для Рис. 7.б. Графики зависимости ^ = f(D — d^ d■ а) для

разных классов точности. Аномалии у типа разных классов точности. Обширные просадки

В точках, где р > \у\11, разлагается по (а), 12 - по (б) или (с), в точках р < у 11 разлага-

ется по (в) или (с), 12 - по (а). Тогда 11 — 12 = — 1п|у| или = — — 1п|у|

Т Т — 1 I I — 1 I I

Аналогично У. — У и =— 1П X или =------------1П X

3 4 2 11 2 11

(11)

0,0-

- 10,0

-5,0

5,0

10,0

іі-

3,0 -

м

та?

Он

-

Ші

Рис 8. Распределение горизонтальных напряжений в окрестности включения на примере С ев ер о-С тавропольского газового ме с то-рождения.

—0.08 —оде —004 -002

4.04

-006

-оде

-0,1

43,12

41.11

Подставив в (11) и (12) пределы интегрирования (8) получим

лл I — 1п у

2 11

= — 1п X = 0 2

Следовательно

(І1 “і 2 )| = (і 3- 14 ) = о

Тогда окончательно а22 = Ф[* - А- В + 3С ] а33 = Ф[- А + В + С ]

а = Ф -F +1 (D-E)

А = 2 х3

(х2 - а)

(х2 + а)

(х2 - а)

(х2 + а)

(х3 + D)2 + (х2 - а)2

(х3 + D )2 + х + а2

)2 (х3 + d)2 + (х2 - а)2 (х3 + d)2 + (х, + а'2

с = % -

-- £"

-- £ -

г + % "

D = 1п[(х2 - а)2 + (х3 - D)2 ]- 1п[(х2 + а)2 + (х3 - D)2 ]- 1п[(

Е = 1п [(х2 - а)2 + (х3 + D)2 ] - 1п [(х2 + а)2 + (х3 + D)2 ] - 1п [(.

F = 2 х.

— а) + (Х3 — Л) ]+ 1п [(х2 + а) + (Х3 — Л) ]

- а)2 + (Х3 + Л)2 ]+ 1п [(Х2 + а)2 + (Х3 + <Л)2 ]

(Х3 + D)2 + (х2 - а)2 (Х3 + Л)2 + (х2 - а)2 (Х3 + D)2 + (х2 + а)2 (Х3 + Л)2 + (х2 + а)2

+

х. + а

х. + а

х. - а

1 '-2

1 '-2

1 '-2

1 '-2

х3 - а

хл + а

х. + а

ха

ха

12

12

12

12

Х3 + D

Х3 + и

Х3 + D

Х3 + <Л

Подставляя параметры пласта, коэффициент сжимаемости горных пород и темпов снижения пластового давления для СевероСтавропольского месторождения (D = 0.82 км d = 0,75 км а - 10 км, ДР^. = 1,22 МПа, 1/К = =2,78-10"

41/МПа) получим распределение горизонтальных напряжений (О22 ) в окрестности разрабатываемого пласта. Как следует из рисунка, напряжения концентрируются в непосредственной близости от пласта.

1. Кузьмин Ю.О. Современная геодинамика и

оценка геодинамического риска при недропользовании. //М.: АЭН, 1999, 220с.

2. Кузьмин Ю.О. Техногенно-индуцирован-ные

геодинамические процессы на месторождениях нефти и газа.// Материалы 6 Международного симпозиума «Освоение месторождений минеральных ресурсов и подземное строительство в сложных гидрогеологических условиях. Специальные вопросы и геомеханика., Белгород.: ВИОГЕМ, 2001, с. 425-436.

3. Маркшейдерия: Учебник для вузов/Под ред. М.Е. Певзнера, В.Н. Попова. - М.: Изд. МГГУ, 2003, с.420.

---------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

4. Сидоров В.А., Кузьмин Ю.О., Хитров А.М. Концепция геодинамической безопасности освоения углеводородного потенциала недр России// М.: ИГИРГИ, 2000, 56с.

5. Жуков В.С., Изюмов С.Ф., Кузьмин Ю.О. Современная геодинамика разломов (Тектонофизиче-ские аспекты проблемы).// Рукопись деп. ВНИИНТИ №160 ТУ от 11 апреля 1990, 104с.

6. Segall P. Stress and Subsidence from Subsurface Fluid Withdrawal in the Epicentral Region of 1983 Coalinga Earthquake, 90 J. Geophys. Res. 6801, 1985, 243-256с.

— Коротко об авторах -----------------------------------------------------------------------------

Викторова Е.В. - ассистент кафедры «Маркшейдерского дела и геодезии», Московский государственный горный университет.

Изюмов С.Ф. - кандидат физико-математических наук, ведущий научный сотрудник НИИ Сейсмологии Министерства строительства и производства строительных материалов Туркменистана.

Кузьмин Ю.О. - доктор физико-математических наук, заведующий лабораторией современной геодинамики Института физики земли РАН, профессор кафедры «Маркшейдерского дела и геодезии», Московский государственный горный университет.

Попов Владислав Николаевич - профессор, доктор технических наук, зав. кафедрой «Маркшейдерского дела и геодезии», Московский государственный горный университет.