Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу

Розглянуто можливість існування газових скупчень у локальних антиклінальних структурах вугленосної товщі Донбасу щодо наявності зони розущільнення та порід з екранувальною здатністю, які можуть слугувати покришкою (екраном). Екранувальна здатність порід розглядається за їхньою абсолютною прони...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2010
Автори:	Лукінов, В., Безручко, К.
Формат:	Стаття
Мова:	Ukrainian
Опубліковано:	Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України 2010
Назва видання:	Геологія і геохімія горючих копалин
Теми:	Геологія горючих копалин
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/59528
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу / В. Лукінов, К. Безручко // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2010. — № 3-4 (152-153). — С. 5-18. — Бібліогр.: 34 назв. — укр.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-59528
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-595282014-04-09T03:02:27Z Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу Лукінов, В. Безручко, К. Геологія горючих копалин Розглянуто можливість існування газових скупчень у локальних антиклінальних структурах вугленосної товщі Донбасу щодо наявності зони розущільнення та порід з екранувальною здатністю, які можуть слугувати покришкою (екраном). Екранувальна здатність порід розглядається за їхньою абсолютною проникністю та тиском прориву, потрібним для фільтрації флюїдів. Розраховано значення тисків прориву відповідно до абсолютної проникності по газу. Згідно з розрахунками, породи з абсолютною проникністю 10⁻¹⁶ м² здатні витримувати надлишковий тиск до 2,0 МПа, з проникністю 10⁻¹⁷ м² – до 4,4 МПа. Для порід з абсолютною проникністю 10⁻¹⁸ м² тиск прориву має становити не менше ніж 9,8 МПа. Розглянуто механізм виникнення надлишкового тиску під час складкоутворення. Оцінено можливі пластові тиски в локальних антиклінальних структурах. Значення пластових тисків розраховували з допомогою коефіцієнта аномальності за емпіричною формулою, отриманою для Дніпровсько-Донецької западини. Коефіцієнт аномальності – це відношення початкового пластового тиску до гідростатичного для відповідної глибини. Його значення залежить від інтенсивності складкоутворення, яку, у свою чергу, визначають за параметрами структури – висотою та площею. Аномально високі пластові тиски для структур Донбасу за розрахунками можуть характеризуватися максимальними значеннями коефіцієнта аномаль- ності 1,31–1,40. Середнє значення – 1,17. Отримані аналітичні результати цілком збігаються з фактичними замірами пластових тисків. На глибинах 500–2500 м перепад тиску може становити в середньому від 0,875 до 4,375, максимально – до 1,750–8,750 МПа. Середнім значенням надлишкових тисків відповідають породи з проникністю 10⁻¹⁶–10⁻¹⁷ м² , максимальним – 10⁻¹⁷–10⁻¹⁸ м² . Зроблено висновок, що непорушені під час складкоутворення шари пісковику можуть слугувати екраном газового покладу за мінімальних значень тиску, потрібного для прориву флюїдів, тобто за абсолютної проникності 10⁻¹⁶ м² (десяті частки мілідарсі). The article is devoted to the ground of forming and conservation conditions of hydrocarbons accumulations in a Carboniferous massif, with the purpose of actual scientific problem decision – prognosis estimation of low-porous terrigenous rocks perspective in the local anticlinal structures of Carboniferous strata. It has been proved that at a tension which has overrided overall significance for violation of wholeness and minimum fragile deformations of break, the filtration properties which correspond to the industrial collectors of the IV class, favourable for the methane accumulation, are formed in low-porous sandstones due to crevice deformation. It is shown that formation of gas accumulations takes a place as a result of phases redistribution in consequence of system “water–gas” in the rock massif aspiring to the equilibrium. The conditions of gas accumulations formation and conservation were grounded and the parameters of screen properties were estimated, which characterize collector-screen limit and screens in carboniferous deposit. Possibility of gas accumulations existence in Donbas local anticlinal structures has been considered from the view-point of the presence of volume expansion zone and rocks with shielding ability, which can serve as cover and (or) screen. Shielding ability of rocks is considered under their absolute permeability and inrush pressure, necessary for fluids filtration. Inrush pressures values were rated in accordance with absolute gas permeability. According to calculations, rocks with absolute permeability 10⁻¹⁶m² are able to stand excess pressure to 2.0 MPa, with absolute permeability 10⁻¹⁷ m² to 4.4 MPa. For rocks with absolute permeability 10⁻¹⁸ m² inrush pressure may be not less than 9.8 MPa. Mechanism of excess pressure initiation in fold formation process was considered. Possible layer pressures were estimated in local anticlinal structures. Values of layer pressures were calculated with help of abnormality coefficient under empiric formula, obtained for DnieperDonets Depression. Abnormality coefficient is initial layer pressure ratio to hydrostatic for the proper depth. Its value depends on fold formation intensity. Fold formation intensity, in its turn, is determined under parameters of local structure – height and area. Abnormally high formation pressures for Donbas real structures according to calculations can be characterized by maximal values of abnormality coefficient 1.31–1.40. Mean value for Donbas is 1.17. Obtained analytical results completely coincide with actual metering of layer pressures. At depths of 500–2500 m differential pressure can make up on average from 0.875 to 4.375 MPa, maximum to 1.750–8.750 MPa. Rocks with 10⁻¹⁶ –10⁻¹⁷ m² permeability correspond to mean value of excess pressures, maximum – 10⁻¹⁷ – 10⁻¹⁸ m². The conclusion has been made that unmoved sandstones layers in the fold formation process can serve as a gas pool screen by minimum pressure values, necessary for fluids inrush. That is to say, under absolute permeability of order 10⁻¹⁶ m² (tenth particles of millidarcy). 2010 Article Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу / В. Лукінов, К. Безручко // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2010. — № 3-4 (152-153). — С. 5-18. — Бібліогр.: 34 назв. — укр. 0869-0774 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/59528 552.513:622.411.332:533.17 uk Геологія і геохімія горючих копалин Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Ukrainian
topic	Геологія горючих копалин Геологія горючих копалин
spellingShingle	Геологія горючих копалин Геологія горючих копалин Лукінов, В. Безручко, К. Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу Геологія і геохімія горючих копалин
description	Розглянуто можливість існування газових скупчень у локальних антиклінальних структурах вугленосної товщі Донбасу щодо наявності зони розущільнення та порід з екранувальною здатністю, які можуть слугувати покришкою (екраном). Екранувальна здатність порід розглядається за їхньою абсолютною проникністю та тиском прориву, потрібним для фільтрації флюїдів. Розраховано значення тисків прориву відповідно до абсолютної проникності по газу. Згідно з розрахунками, породи з абсолютною проникністю 10⁻¹⁶ м² здатні витримувати надлишковий тиск до 2,0 МПа, з проникністю 10⁻¹⁷ м² – до 4,4 МПа. Для порід з абсолютною проникністю 10⁻¹⁸ м² тиск прориву має становити не менше ніж 9,8 МПа. Розглянуто механізм виникнення надлишкового тиску під час складкоутворення. Оцінено можливі пластові тиски в локальних антиклінальних структурах. Значення пластових тисків розраховували з допомогою коефіцієнта аномальності за емпіричною формулою, отриманою для Дніпровсько-Донецької западини. Коефіцієнт аномальності – це відношення початкового пластового тиску до гідростатичного для відповідної глибини. Його значення залежить від інтенсивності складкоутворення, яку, у свою чергу, визначають за параметрами структури – висотою та площею. Аномально високі пластові тиски для структур Донбасу за розрахунками можуть характеризуватися максимальними значеннями коефіцієнта аномаль- ності 1,31–1,40. Середнє значення – 1,17. Отримані аналітичні результати цілком збігаються з фактичними замірами пластових тисків. На глибинах 500–2500 м перепад тиску може становити в середньому від 0,875 до 4,375, максимально – до 1,750–8,750 МПа. Середнім значенням надлишкових тисків відповідають породи з проникністю 10⁻¹⁶–10⁻¹⁷ м² , максимальним – 10⁻¹⁷–10⁻¹⁸ м² . Зроблено висновок, що непорушені під час складкоутворення шари пісковику можуть слугувати екраном газового покладу за мінімальних значень тиску, потрібного для прориву флюїдів, тобто за абсолютної проникності 10⁻¹⁶ м² (десяті частки мілідарсі).
format	Article
author	Лукінов, В. Безручко, К.
author_facet	Лукінов, В. Безручко, К.
author_sort	Лукінов, В.
title	Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу
title_short	Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу
title_full	Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу
title_fullStr	Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу
title_full_unstemmed	Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу
title_sort	умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур донбасу
publisher	Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України
publishDate	2010
topic_facet	Геологія горючих копалин
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/59528
citation_txt	Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу / В. Лукінов, К. Безручко // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2010. — № 3-4 (152-153). — С. 5-18. — Бібліогр.: 34 назв. — укр.
series	Геологія і геохімія горючих копалин
work_keys_str_mv	AT lukínovv umoviformuvannâmežíkolektorívgazuvpískovikahlokalʹnihantiklínalʹnihstrukturdonbasu AT bezručkok umoviformuvannâmežíkolektorívgazuvpískovikahlokalʹnihantiklínalʹnihstrukturdonbasu
first_indexed	2025-07-05T10:43:36Z
last_indexed	2025-07-05T10:43:36Z
_version_	1836803389595320320
fulltext	5 © Вячеслав Лукінов, Костянтин Безручко, 2010 ISSN 0869-0774. Геологія і геохімія горючих копалин. 2010. № 3–4 (152–153) Геологія горючих копалин УДК 552.513:622.411.332:533.17 Вячеслав ЛУКІНОВ, Костянтин БЕЗРУЧКО УМОВИ ФОРМУВАННЯ МЕЖІ КОЛЕКТОРІВ ГАЗУ В ПІСКОВИКАХ ЛОКАЛЬНИХ АНТИКЛІНАЛЬНИХ СТРУКТУР ДОНБАСУ Інститут геотехнічної механіки ім. М. С. Полякова НАН України, Дніпропетровськ, e-mail: gvrvg@meta.ua Розглянуто можливість існування газових скупчень у локальних антиклінальних структурах вугленосної товщі Донбасу щодо наявності зони розущільнення та порід з екранувальною здатністю, які можуть слугувати покришкою (екраном). Екрану- вальна здатність порід розглядається за їхньою абсолютною проникністю та тиском прориву, потрібним для фільтрації флюїдів. Розраховано значення тисків прориву відповідно до абсолютної проникності по газу. Згідно з розрахунками, породи з аб- солютною проникністю 10-16 м2 здатні витримувати надлишковий тиск до 2,0 МПа, з проникністю 10-17 м2 – до 4,4 МПа. Для порід з абсолютною проникністю 10-18 м2 тиск прориву має становити не менше ніж 9,8 МПа. Розглянуто механізм виникнен- ня надлишкового тиску під час складкоутворення. Оцінено можливі пластові тиски в локальних антиклінальних структурах. Значення пластових тисків розраховували з допомогою коефіцієнта аномальності за емпіричною формулою, отриманою для Дніпровсько-Донецької западини. Коефіцієнт аномальності – це відношення початкового пластового тиску до гід- ростатичного для відповідної глибини. Його значення залежить від інтенсивності складкоутворення, яку, у свою чергу, визначають за параметрами структури – висо- тою та площею. Аномально високі пластові тиски для структур Донбасу за розрахун- ками можуть характеризуватися максимальними значеннями коефіцієнта аномаль- ності 1,31–1,40. Середнє значення – 1,17. Отримані аналітичні результати цілком збігаються з фактичними замірами пластових тисків. На глибинах 500–2500 м пе- репад тиску може становити в середньому від 0,875 до 4,375, максимально – до 1,750–8,750 МПа. Середнім значенням надлишкових тисків відповідають породи з проникністю 10-16–10-17 м2, максимальним – 10-17–10-18 м2. Зроблено висновок, що не- порушені під час складкоутворення шари пісковику можуть слугувати екраном газо- вого покладу за мінімальних значень тиску, потрібного для прориву флюїдів, тобто за абсолютної проникності 10-16 м2 (десяті частки мілідарсі). Ключові слова: газові скупчення, локальні структури, проникність, тиск про- риву. Одним з головних завдань національної економіки є забезпечення краї- ни паливно-енергетичними ресурсами. Через значне виснаження розвіданих 6 свого часу запасів вуглеводнів і те, що пошуки родовищ у традиційних гео- логічних структурах на сьогодні завершуються, основні перспективи від- риття нових покладів можуть бути пов’язані з газовими пастками нетра- диційного типу, зокрема низькопористими колекторами вугленосної товщі. Метан є головним компонентом газів вугільних родовищ, і майже вся вугленосна товща гірських порід насичена ним. За останні роки видобуток цієї сировини в розвинених країнах світу досяг межі, сумірної з обсягами видобутку природного газу. 2006 р. у США на вугільних родовищах видобу- то 50,4 млрд м3 метану, що сягає 9 % загального обсягу видобутого сухого газу (Мировой..., 2008). Ресурси цього корисного енергоносія в Україні оці- нюються від 3,8 до 25,0 трлн м3, що набагато перевищує ресурси природного газу (Лукинов, Пимоненко, 2008). Спосіб оцінювання метану як самостійної корисної копалини відкриває нові (не тільки шахтні) можливості комплексно- го освоєння вугільних родовищ як метановугільних. Під час комплексного освоєння необхідно усвідомлювати, що вирішення проблеми газоносності вугільних басейнів та родовищ України тісно пов’язане не тільки з питаннями безпеки проведення гірничих робіт по газовому фактору, але й з охороною навколишнього середовища, зокрема зі зменшенням шкідливих викидів в ат- мосферу при утилізації газу метану як енергетичної та хімічної сировини. Cпецифіка метановугільних родовищ Донбасу полягає в тому, що поро- ди, які переважно містять вуглеводні – вугілля та пісковики, є майже непро- никними, тому метан у них перебуває, головним чином, у слабкозв’язаному або нерухомому стані (Лукинов, 2009). Мікропоклади та локальні скупчен- ня вільного газу здебільшого пов’язані з тріщинуватими зонами. Про велику роль, яку відіграє тріщинуватість у формуванні локальних скупчень вільного газу в товщі вугленосних відкладів, свідчать відомості про суфлярні виділен- ня в гірничі виробки вуглевидобувних шахт (Триплет и др., 2000). Вивільнення метану може відбуватися внаслідок природних тектонічних або техногенних процесів, коли тріщинуватість, що виникає в зоні розущільнення, збільшує проникність вуглевмісних порід, підвищує рухливість фаз у системі “вода– газ” гірського масиву, сприяє формуванню зон або окремих скупчень метану, які відрізняються від фонового поширення метану не об’ємом, а підвищеною тріщинно-поровою або тріщинною газопроникністю (Лукинов, Пимоненко, 2008). Такими колекторами в низькопроникній вугленосній товщі можуть бути зони тріщинуватості, сформовані шляхом розущільнення у склепінних частинах локальних антиклінальних структур – геміантикліналей (структур- ний ніс, структурний виступ) та флексур, які ускладнюють монокліналі та виділяються за відхиленням гіпсометрії пласта від апроксимувальної по- верхні. Коли деформації вигину пісковиків у склепіннях позитивних струк- тур перевищують критичні деформації розтягування шарів пісковиків, у них утворюються крихкі деформації розриву, що призводять до виникнення трі- щинуватості, зміни колекторських властивостей – збільшення проникності уражених тріщинами шарів пісковику, та формування, за певних умов, газо- вих пасток. Доцільність досліджень у цьому напрямі підтверджується випадками, коли під час буріння з поверхні геологорозвідувальних свердловин при пере- тині пісковиків мали місце викиди газу. Аналіз таких фактів свідчить, що 7 вони відбувалися на ділянках з локальними антиклінальними складками. Та- кі структури не є замкнені вгору за піднесенням пласта і, з точки зору нафто- газової геології, є відкритими. Наявність відомих покладів природного газу в подібних структурах пояснюють виключно літологічним виклинюванням шарів угору за піднесенням пласта. У роботі (Лукинов, 2007) було зроблено припущення, що екраном газового покладу можуть бути низькопроникні шари пісковику, які не зазнали під час складкоутворення деформацій, що пе- ревищують критичні для порушення суцільності, унаслідок меншого виги- ну, натомість шари пісковику, що зазнали максимальних деформацій, набу- ли сприятливих колекторських властивостей завдяки тріщиноутворенню. Тобто, локальні антиклінальні структури, які ускладнюють монокліналі і ви- діляються по відхиленню гіпсометрії пласта від апроксимувальної поверх- ні, можуть бути пастками метану, резервуаром яких є зона розущільнення, утворена в склепінній частині структури внаслідок тріщиноутворення при лінійних крихких деформаціях розтягу, що перевищують критичні на розрив. Покришкою пастки слугують породи, що залягають вище, із покращеними пластичними властивостями, завдяки чому вони залишаються непорушеними під час зминання в складку, а екраном – непроникні шари того самого піско- вику за піднесенням вгору, деформація розтягу в яких не досягла межі гра- нично допустимої для порушення суцільності. Можливість існування резервуару з покращеними колекторськими влас- тивостями за наведеним механізмом формування газових скупчень, раніше висвітлювалася в роботах (Безручко, 2007, 2008; Лукінов, Безручко, 2009), у яких розглянуті питання формування, відповідно, водогазонасиченості, порис- тості та абсолютної проникності гірських порід у тріщинуватій зоні склепін- них частин локальних антиклінальних структур. У роботі (Безручко, 2008) за- значено, що коефіцієнт вигину (відношення амплітуди складки до її ширини) для реальних локальних структур Донбасу варіює в межах 0,009–0,028 і в середньому становить 0,010–0,020, що може спричинити розущільнення, яке характеризується коефіцієнтом відносної лінійної деформації 1,003–1,040, тобто таким, значення якого перевищують критичні для пісковиків, згідно з даними (Иофис, Шмелёв, 1985), та можуть призвести до порушення суціль- ності гірських порід і розущільнення з коефіцієнтом відносного об’ємного розущільнення 1,007–1,080. За розрахунками, наведеними в цій роботі, таке розущільнення може спричинити збільшення абсолютної пористості від 0,8 до 7,0 %. При цьому приріст пористості під час розущільнення майже не за- лежить від початкової, а визначається, головним чином, параметрами струк- тури (амплітудою і шириною) та товщиною пласта. Зазначимо, що при збільшенні абсолютної і відкритої пористості в зоні розущільнення, що виникла внаслідок тріщиноутворення, збільшується та- кож ефективна пористість, як через збільшення об’єму порожнин (тріщин), так і перерозподіл газової та водної фаз і зменшення водонасиченості. Сту- пінь заповнення пор газом збільшується, його остаточне значення визнача- ється приростом пористості та початковим водонасиченням (Безручко, 2007). Також доведено, що при розтягуванні, яке перевищило гранично допустиму для порушення суцільності межу, та мінімальних крихких деформаціях роз- риву в низькопористих пісковиках виникають фільтраційні властивості (які відповідають промисловим колекторам IV класу із газопроникністю 10-14 м2 8 (десятки мілідарсі)), сприятливі для скупчення метану, натомість непоруше- на частина пісковику залишається з низькими фільтраційними властивос- тями, із проникністю, нижчою не менш ніж на два порядки (Лукінов, Без- ручко, 2009). Як відомо, для існування газових скупчень, окрім геологічної структури та порід-колекторів, здатних акумулювати вільні вуглеводні, необхідна наяв- ність покришки і (або) екрану, тобто газонепроникних порід, які запобігають міграції газу в масиві гірських порід. Метою роботи є обґрунтування умов, за яких, за наведеним механізмом формування газових скупчень, непоруше- на частина гірського масиву може мати екранувальні властивості, тобто слу- гувати покришкою або екраном. За визначенням, під породою-покришкою (екраном) розуміють гірську породу, геолого-фізичні властивості якої запобігають переносу вуглеводнів із колектора догори по геологічному розрізу і під якою можливе зберігання покладів нафти і газу (Визначення..., 2005). Згідно з класифікацією А. Ханіна (Ханин, 1969), породи за екранувальною здатністю поділяють на 5 груп – від надто високої до низької. Ця класифікація разом із абсолютною проникніс- тю по газу та максимальним діаметром фільтрувальних пор регламентує ще й такий параметр, як тиск прориву. Систематичні експериментальні роботи з визначення цього параметра виконуються ще з 60-х років 20-го сторіччя ба- гатьма дослідниками, головним чином, для вивчення екранувальних власти- востей порід-покришок. Як зазначає В. Федишин (2005), щодо порід-колек- торів цієї проблеми не порушували. Введення до процесу фільтрації поняття перепаду тиску було зумовлене тим, що численними дослідженнями пара- метрів фільтрації флюїдів через низькопористі та низькопроникні породи за- фіксоване їхнє відхилення від закону Дарсі в діапазоні малих швидкостей потоку. До чинників впливу на фільтрацію зараховують: прояв капілярних і поверхневих сил, що викликають гістерезис кута змочування та адсорбцію молекул газу, набухання глинистої складової порід тощо (Федишин, 2005). У низькопористих породах з переважанням порових каналів розміром 10-6 –10-8 м поровий простір значно (до 50 % і більше) заповнений зв’язаною (залишко- вою) водою, яка утримується дією капілярних сил, що зумовлює специфічні ефекти, спричинені дією цих сил і подолання яких потребує наявності пев- ного пластового тиску. Капілярний тиск описується відомим рівнянням Лап- ласа. Величина капілярних сил тим більша, чим тонші капіляри, що утриму- ють рідину: де РК – капілярний тиск; σ – поверхневий натяг на межі взаємонерозчинених фаз; θ – крайовий кут змочування; r – радіус порового каналу. Зростання капілярних сил, а також поверхневої активності породи нега- тивно впливає на її здатність фільтрувати флюїди. У процесі витіснення по- лярних флюїдів фільтрація настає лише після створення певного перепаду тиску, достатнього для подолання опору цих сил (Федишин, 2005). Уперше такі висновки зробив М. Маскет (1949), який наголошував, що в зцементо- ваних породах з низькими пористістю і проникністю капілярні сили мають , θcosσ2 К r P � � 9 відігравати вагому роль. Пізніше цю тезу постулювало багато авторів (Оркин, Кучинский, 1956; Котяхов, 1956; Линецкий, 1974), однак, як справедливо за- значає В. Федишин (2005), переважно апріорно. Зацікавленість до вивчення фільтраційних ефектів у низькопроникних породах зросла з потребою осво- єння покладів нафти і газу в нетрадиційних колекторах та переходом на ве- ликі глибини, де їхня частка збільшується. Підсумовуючи відомості щодо цього параметра, зазначимо, що перепад тиску прориву, або тиск прориву, – це найменший перепад тиску, потрібний для витіснення взаємонерозчинених флюїдів. Він є суто гідродинамічним ефектом, зумовленим поверхневими силами, що діють на межі розподілу фаз, і за значенням майже дорівнює капілярному тиску в найбільших поро- вих каналах породи (Федишин, 2005). Перепад тиску характеризує екрану- вальну здатність гірської породи і визначає необхідність перевищення плас- тового тиску над капілярним для початку процесу руху флюїду через поро- вий простір низькопроникних порід. У високопористих і відповідно високопроникних породах значення тис- ку прориву дуже малі. Прорив газу в них настає за умови перепаду тиску менше ніж 0,01 МПа, і навіть насичення породи водою не є перешкодою для відновлення фільтрації газу (Федишин, 2005). Тому в породних зразках з абсолютною газопроникністю понад 10 · 10-15 м2 надлишковий тиск для про- риву газу через водонасичені породи майже не фіксується, натомість у менш проникних породах він може бути істотним. До прикладу, у роботі (Фильтра- ционные..., 1985) наведено дані щодо тиску прориву порід з абсолютною газопроникністю 10-20–10-19 м2, який перевищує 10 МПа і, як правило, знахо- диться в межах 14–32 МПа. Там само зазначається, що перепади тисків по- над 10 МПа у природних умовах поодинокі або майже не трапляються. Тому з позицій актуалізму пояснити механізм міграції газу через такі покришки неможливо. В. Федишин (2005) також наводить дані Я. А. Пилипа, за якими тиск прориву для порід-колекторів не перевищує 0,2 МПа, а порід-покри- шок становить 10 МПа і більше. Екстраполюючи ці дані в межі 10-18–10-17 м2, спостерігаємо, що перепад тиску прориву для порід-покришок і колекторів відрізняється приблизно на порядок. За законом Дарсі, можлива витрата флюїду Q при фільтрації розрахо- вується за формулою: де КПР – проникність породи; F – площа фільтрації; ∆PФ – перепад тиску при фільтрації; μ – в’язкість флюїду; L – довжина шляху фільтрації, яка в цьому випадку відповідає товщині покришки. Відповідно перепад тиску при фільтрації визначається: , μ K ФПР L PF Q � � � Коли перепад тиску ∆P більший за перепад тиску, який необхідний для початку фільтрації, його можна розглядати як тиск прориву. Очевидно, що чим менша проникність породи, тим більшим має бути тиск для подолання . K μ ПР Ф F LQ P �� (1) 10 капілярних сил та прориву флюїду через покришку. Значення тиску прориву зворотньо пропорційне коефіцієнту проникності. Справедливість цього по- ложення підтверджена експериментальними даними (Ханин, 1969; Тульбо- вич, 1979; Фильтрационные…, 1985; Федишин, 2005). На підставі експери- ментів встановлено емпіричну залежність, яка безпосередньо характеризує зв’язок перепаду тиску прориву та коефіцієнта абсолютної газопроникнос- ті (Визначення..., 2005): де РПР – тиск прориву, МПа; КПР – проникність породи, 10-12 м2 (Д). Формула (2) використовується для розрахунку орієнтовного значення тиску прориву у відповідному нормативному документі (Визначення..., 2005) при визначенні тиску прориву вуглеводневих флюїдів через породи- покришки в лабораторних умовах. На рис. 1 наведено графік цієї залежнос- ті. Вона дозволяє оцінити екранувальні властивості порід з різною абсо- лютною проникністю. Так, породи з проникністю 10-16 м2 (0,1 мД) здатні витримувати надлишковий тиск до 2,0 МПа, 10-17 м2 (0,01 мД) – до 4,4 МПа; для порід з абсолютною проникністю 10-18 м2 (0,001 мД) тиск прориву по- винен становити не менше ніж 9,8 МПа (див. рис. 1). Перетворення формули (2) дозволяє вирішити зворотну задачу – вико- нати розрахунок значень абсолютної проникності, що відповідають певному тиску прориву: КПР = (12,82 · РПР) -2,857. Для оцінки екранувальних властивостей гірських порід потрібно ви- значити параметри тиску прориву в реальних умовах. У газонасиченому ма- , К 1 078,0 35,0 ПР ПР � � � � � � � � ��P (2) 0 5 10 15 20 25 0,0001 0,001 0,01 0,1 1 Абсолютна проникність, 10 -15 м 2 Т и с к п р о р и в у , М П а Рис. 1. Залежність тиску прориву гірських порід від абсолютної проникності 11 сиві гірських порід виникнення надлишкового тиску можливе за умови пе- ревищення пластового тиску над нормальним гідростатичним. Для характе- ристики аномальності пластових тисків у тій або іншій точці осадової товщі земної кори застосовується поняття коефіцієнта аномальності, який є безроз- мірною величиною і чисельно дорівнює відношенню значення початкового пластового тиску в породному масиві до гідростатичного на відповідній гли- бині. Аномально високим пластовим тиском (АВПТ) вважається тиск, коефі- цієнт аномальності якого перевищує значення 1,20. Тиски, що відповідають коефіцієнту аномальності від 1,00 до 1,20, вважаються, у цілому, нормальни- ми, а тиски, менші від гідростатичного, зараховуються до аномально низьких (Орлов и др., 2008). Природу АВПТ тут не розглядаємо, оскільки цьому пи- танню приділено достатньо уваги в роботах К. Анікієва (Аникиев, 1964), Б. Хеншоу і Д. Бредехофта (Hanshow, Bredehoeft, 1968), Р. Новосилецького (1969), А. Леворсена (1970), В. Добриніна і В. Серебрякова (Добрынин, Се- ребряков, 1978), В. Пламлея (Plumley, 1980) та інших дослідників. Апріорі слід визнати, що, мабуть, існує декілька різних чинників виникнення АВПТ. Одним з них є випадок, коли загальний пластовий тиск віджимної водона- пірної системи складається з нормального гідростатичного тиску та прирос- ту тиску внаслідок надмірного надходження води з порід, які ущільнюються (Быков и др., 1981). Так чи інакше, виникнення пластових тисків обумовлене цілком закономірними природними явищами і з урахуванням цього укоріне- ний термін АВПТ є не зовсім вдалим. Його слід замінити на термін “над- гідростатичний пластовий тиск” (НГПТ) (Быков и др., 1981). Особливо в тих випадках, коли коефіцієнт аномальності пластового тиску не перевищує зна- чення 1,20. У межах загального завдання – обґрунтування можливості існування га- зових покладів у локальних антиклінальних структурах – особливе зацікав- лення викликають дослідження О. Орлова, присвячені питанню впливу ін- тенсивності складкоутворення на аномальність пластових тисків. У роботах (Орлов, 1978, 1980) у вигляді графіків та аналітичних рівнянь були показані залежності значень коефіцієнтів пластових тисків у природних резервуарах від інтенсивності рухів складкоутворення у рухомих поясах земної кори, а також в авлакогенах платформ на ділянках прояву соляної тектоніки. Резуль- тати цих досліджень стали підґрунтям геодинамічної концепції природи аномально високих пластових тисків у рухомих поясах осадової оболонки земної кори (Орлов, 20071, 20072). Механізм внутрішньорезервуарної мігра- ції флюїдів під час складкоутворення та формування аномальних пластових тисків наведено в роботі (Орлов и др., 2008), у якій наголошується, що така міграція під час складкоутворення призводить до формування і переформу- вання гідродинамічних систем у тектонічних структурах з певними значен- нями пластових тисків. Якщо нормальні до поверхні шарів деформувальні сили на крилах складок значно більші, ніж у склепінних частинах, пластові рідини та гази, які насичують породи-колектори, рухатимуться в поровому просторі від крил складок до їхніх склепінь, тобто від ділянок з високим тиском до ділянок з меншим. Внутрішньорезервуарна міграція флюїдів під час складкоутворення значно інтенсифікується через розвиток тріщинуватос- ті. Флюїди, що спрямовуються до склепінь складок, розущільнюють гірські 12 породи в призамкових частинах антиклінальних структур і скупчуються з високим тиском у колекторах під підошвою покришок. При створених висо- ких значеннях тиску флюїдів у колекторах у склепінних частинах складок відбувається їхнє часткове відтиснення в породи-покришки (Орлов и др., 2008). Передбачається, що відбувається розущільнення останніх, яке супро- воджується формуванням ореолів вторгнення з аномальними внутрішньопо- ровими тисками. Такі ореоли утворюються, коли пластовий тиск у колекторі, у момент інтенсивного руху флюїдів до склепіння складки, що формується, стає більшим, ніж внутрішньопоровий тиск у покришці. Формування роз- ущільненої зони припиняється при вирівнюванні тисків. Видавлювання флюїдів у покришку відбувається, коли перепад тиску ∆P перевищує тиск прориву чи гідророзриву. Таким чином, ∆P є тиском прориву флюїдів через покришку товщиною L. Проте за великих товщин покришок флюїди прони- кають у них тільки на деяку відстань від колектора, утворюючи ореол вторг- нення. Прориву напорних флюїдів не відбувається, оскільки флюїди, що просочувалися в покришку, залишаються в ній. На думку авторів роботи (Орлов и др., 2008), створюється тиск всередині покришки, який запобігає подальшому проникненню в покришку флюїдів із колектора. Не розглядаючи детально процеси, що відбуваються на межі колектор– покришка чи колектор–екран, за надлишкових пластових тисків, що переви- щують гідростатичні, відзначимо, що для оцінки екранувальної здатності останніх, нас цікавлять безпосередньо значення перепадів тисків, які мо- жуть мати місце в газонасиченому масиві вугленосної товщі Донбасу. На підставі аналізу численних даних у природних резервуарах різних нафто- газоносних областей вдалося встановити генетичний зв’язок надлишкових пластових тисків із складкоутворенням та отримати ряд емпіричних залеж- ностей, які пов’язують величини цього тиску з інтенсивністю складчастості (Орлов и др., 2008). Зокрема, для Дніпровсько-Донецької западини – облас- ті, найбільш близької та подібної за геологічною будовою до Донбасу, така залежність апроксимується формулою: де РН Д – початковий пластовий тиск, МПа; H – глибина залягання пласта, м; i – коефіцієнт інтенсивності складки (безрозмірна величина, яка є відношен- ням амплітуди складки (м) до площі структури (км2) у межах відповідної ізолінії). Слід зазначити, що емпірична формула (3) отримана для складчастих структур першого порядку (Орлов и др., 2008). Проте, вважаючи механізм виникнення пластових тисків під час тектонічних процесів складкоутворен- ня, які формують вторинну складчастість, подібним до механізму, що роз- глядається в роботі (Орлов и др., 2008), наведену залежність можна застосу- вати для вирішення завдання оцінки пластового тиску в локальних антиклі- нальних структурах. У спрощеному вигляді формула (3) набуває такого вигляду: ,0102884,0 2 0003,0Д Н i eHP � �� (3) .01,0 2 0003,0Д Н i eHP � �� (4) 13 Отже, частина формули (4), а саме 0,01 · H, фактично є гідростатичним тиском, вираженим у мегапаскалях, на глибині Н, а 2 0003,0 і е � є тим самим ко- ефіцієнтом аномальності Kа пластового тиску: .K 2 0003,0 а i e � � (5) Як уже зазначалося, реальні антиклінальні локальні структури в Донба- сі характеризуються відношенням амплітуди до ширини складки (коефіці- єнтом вигину складки λ), близьким до 0,01–0,03. Співвідношення розмірів структур у плані по короткій та довгій осях, як правило, є близьким до 1 : 2. За такого співвідношення головних параметрів максимальні площі струк- тур у плані приблизно дорівнюють: Smax = 752 · πh2, де Smax – площа структури за коефіцієнта вигину складки λ = 0,01, м2; h – амплітуда складки, м. Мінімальні площі, за λ = 0,03, і середні, за λ = 0,02, відповідно, приблизно дорівнюють: Smin = 24,752 · πh2; Sсеред = 37,52 · πh2. Тоді коефіцієнти інтенсивності, відповідно до наведених формул розра- хунку площ (6–8), становлять: (6) (7) (8) . π25,1406 10 ; π56,612 10 ; π5625 10 6 сер ед 6 max 6 min h i h i h і � � � (9) (10) (11) де imax, imin та iсеред – мінімальний, максимальний та середній коефіцієнти ін- тенсивності складчастої структури відповідно. За амплітуд локальних скла- док у склепінній частині до 10 м мінімальні коефіцієнти аномальності, ви- значені відповідно до формули (5), близькі до 1, це свідчить, що пластовий тиск відповідає гідростатичному. Середні розрахункові значення коефіцієн- та аномальності становлять 1,17, максимальні – 2,25. У природі зафіксовані подібні випадки: відомо, що в практиці експлуатації нафтових і газових ро- довищ встановлена наявність локальних зон, у яких АВПТ більш ніж удвічі перевищує гідростатичний тиск (Прошляков и др., 1987; Орлов и др., 2008; Углепородный..., 2008). У табл. 1 наведено розрахункові дані низки локаль- них антиклінальних структур Донбасу, які цілком узгоджуються з аналітич- ними розрахунками. Виходячи з того, що мінімальні значення площі скле- пінних частин реальних локальних структур становлять 0,3 км2, за висоти складки у склепінні не більше ніж 9,0–10,0 м, розрахункові коефіцієнти ано- мальності повинні становити 1,31–1,40. Це максимальні перевищення плас- тових тисків над гідростатичними, які можуть спостерігатися на реальних структурах у Донбасі. Отримані розрахункові значення коефіцієнтів ано- мальності тисків повною мірою узгоджуються з результатами фактичних ви- мірів АВПТ у межах Донбасу. В. Забігайло та О. Широков (Забигайло, Ши- 14 Шахта Амплі- туда, м Розмір структури, м Площа структури, км2 Коефіцієнт інтенсив- ності Коефіцієнт аномаль- ності ім. О. О. Скочин- ського ім. О. Ф. Засядька ім. В. М. Бажанова Бутовська 15,0 16,0 45,0 17,0 8,7 6,8 14,9 2000 х 1500 1500 х 1200 1300 х 1300 1800 х 1300 800 х 425 750 х 600 910 х 560 2,404 1,431 1,327 1,886 0,283 0,358 0,424 6,24 11,18 33,91 9,00 30,74 18,99 35,14 1,01 1,04 1,41 1,03 1,33 1,11 1,45 Т а б л и ц я 1. Аналіз параметрів інтенсивності вторинної складчастості (ло- кальних антиклінальних структур) Донбасу Шахта Глибина, м Визначений пластовий тиск, МПа Умовний гідростатичний тиск, МПа Коефіцієнт аномаль- ності №5 ш/у Донецьке ім. М. І. Калініна Юнком Кондратівка Холодна балка ім. А. І. Гайового 438 519 600 620 630 631 5,23 6,23 7,44 8,24 7,78 7,78 4,38 5,19 6,00 6,20 6,30 6,31 1,19 1,20 1,24 1,33 1,23 1,23 Т а б л и ц я 2. Коефіцієнти аномальності підвищених пластових тисків вугле- носної товщі деяких шахт Донбасу, небезпечних щодо газодинамічних явищ (Орлов и др., 2008) роков, 1972) зазначають, що при численних газопроявах у геологорозвіду- вальних свердловинах газовий тиск вищий, ніж гідростатичний, і його градієнт перевищує на 0,110–0,125 МПа на кожні 10 м, тобто значення кое- фіцієнта аномальності в таких випадках більше ніж 1,10–1,25. У роботі (Ор- лов и др., 2008) наведено результати визначень коефіцієнтів аномальності підвищених пластових тисків деяких шахт Донбасу, небезпечних за проява- ми різноманітних газодинамічних явищ (табл. 2). Коефіцієнти аномальності сягають значень 1,19–1,33. Пластові тиски в Донбасі можуть перевищувати гідростатичні в 1,03–1,33 раза, а максимальний коефіцієнт перевищення пластового тиску над гідростатичним, зафіксований на даний момент у вуг- леносній товщі Донбасу, становить 1,33 (Углепородный…, 2008). Виходячи з цього максимального значення та ґрунтуючись на отриманих раніше розра- хункових максимальних (1,31–1,40) і середніх (1,17) значеннях коефіцієнта аномальності, можна виконати прогноз вірогідних значень перевищень плас- тових тисків на різних глибинах в умовах Донбасу. На рис. 2 наведено графіки максимальних (коефіцієнт аномальності прийнятий рівним 1,350) і середніх (коефіцієнт аномальності – 1,175) пере- вищень пластових тисків над розрахунковими гідростатичними, які можуть мати місце на різних глибинах. На глибинах від 500 до 2500 м (див. рис. 2) середні перевищення пластових тисків над гідростатичними можуть скласти від 0,875 до 4,375 МПа, максимальні – від 1,750 до 8,750 МПа. Отже, поро- 15 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 500 1000 1500 2000 2500 3000 Глибина, м Н ад л и ш к о в и й п л а ст о в и й ти ск , М П а Середній тиск Максимальний тиск Рис. 2. Залежність можливих надлишкових пластових тисків від глибини ди-покришки (екрани) повинні мати екранувальні властивості, здатні утри- мувати флюїди під надлишковим тиском: ΔP ≥ (Kа – 1) · 0,01γ · H, де γ – густина порового розчину (зазвичай, приймається рівною 1 г/см3). Середнім значенням надлишкових тисків відповідають породи з проник- ністю (0,1–0,01) · 10-15 м2, максимальним – (0,01–0,001) · 10-15 м2. Тут важли- во зазначити, що можливі значення перевищень пластового тиску на різних глибинах значно відрізняються, отже, вимоги до екранувальної здатності по- рід-покришок на різних глибинах також не однакові. Ті самі породи, з подіб- ними фільтраційними (у цьому випадку екранувальними) характеристика- ми, в умовах різних глибин за своєю екранувальною здатністю можуть оці- нюватися по-різному. В умовах малих глибин, де надмірний тиск не може досягати значних величин, придатні бути екраном більш проникні породи, які в умовах великих глибин і значного тиску в газонасиченому масиві роль екрану виконувати не можуть. Повертаючись до формули (1) та аналізуючи її загалом, можна також ді- йти висновку, що можливість прориву флюїду значно залежить від довжини шляху фільтрації, який відповідає товщині покришки або, у цьому випадку, відстані догори за піднесенням пласта, на якій непорушені шари зберігають відповідні властивості і здатні бути екраном. Збільшення довжини шляху фільтрації, наприклад, з 10 до 100 м, еквівалентне, за величини тиску, по- трібного для прориву флюїду, зниженню проникності на один порядок, від- повідно до 1000 м – на два порядки тощо. За кута падіння порід на моно- кліналі 10–12° відстань з глибини 1000 м до денної поверхні становить по- над 5 км, відповідно за 5–6° – до 10 км. Тобто, враховуючи значну відстань, на якій розвинені непроникні шари пісковику, що залягають вгору за підне- сенням, до денної поверхні або принаймні до зони газового вивітрювання, 16 де пластовий тиск дорівнює нулю, або, як мінімум, у разі наявності угору за підняттям пласта розривного порушення, яким можлива дегазація, прорив газу вгору за підняттям пласта маловірогідний, навіть за мінімальних відмін- ностей у проникності порушених та непорушених шарів. Тим більше, коли проникність у тріщинуватій зоні на два порядки і більше перевищує проник- ність непорушених шарів. Отже, непорушені під час складкоутворення ша- ри пісковику можуть слугувати екраном за мінімальних значень тиску, по- трібного для прориву флюїдів, тобто за абсолютної проникності 0,1 · 10-15 м2 (десяті частки мілідарсі). Аникиев К. А. Аномально высокие пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях.– Л. : Недра, 1964. – 168 с. Безручко К. А. Изменение газонасыщенности пород при разуплотнении гор- ного массива // Геотехн. механика : межвед. сб. науч. тр. / Ин-т геотехн. механики им. Н. С. Полякова НАН Украины. – Днепропетровск, 2007. – Вып. 73. – С. 220–223. Безручко К. А. Оценка пористости горных пород в локальных антиклинальных структурах // Там же. – 2008. – Вып. 80. – С. 77–83. Быков Н. Е., Фурсов А. Я., Максимов М. И. Справочник по нефтепромысловой геологии. – М. : Недра, 1981. – 525 с. Визначення тиску прориву вуглеводневих флюїдів крізь породи-покришки. Ме- тодика дослідження : СОУ 73.1-41-08.11.06:2005. – К. : Держгеолслужба України, 2005. – 16 с. Добрынин В. М., Серебряков В. А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. – М. : Недра, 1978. – 223 с. Забигайло В. Е., Широков А. З. Проблемы геологии газов угольных месторож- дений. – Киев : Наук. думка, 1972. – 172 с. Иофис М. А., Шмелёв А. И. Инженерная геомеханика при подземных разработ- ках. – М.: Недра, 1985. – 248 с. Котяхов Ф. И. Основы физики нефтяного пласта. – М. : Гостоптехиздат, 1956. – 361 с. Леворсен А. И. Геология нефти и газа. – М. : Мир, 1970. – 640 с. Линецкий В. Ф. Миграция нефти и газа на больших глубинах. – Киев : Наук. думка, 1974. – 134 с. Лукинов В. В. Горно-геологические условия образования скоплений свободного метана на угольных месторождениях // Наук. вісн. НГУ. – 2007. – № 4. – С. 55–59. Лукинов В. В. Прогнозная оценка извлекаемых ресурсов подвижного метана природных и техногенных скоплений на угольных месторождениях // Геолог Укра- їни. – 2009. – № 3. – С. 45–48. Лукинов В. В., Пимоненко Л. И. Тектоника метаноугольных месторождений Донбасса. – Киев : Наук. думка, 2008. – 352 с. Лукінов В. В., Безручко К. А. Чинники формування колекторських властивос- тей низькопористих теригенних порід. Стаття 2. Обґрунтування фільтраційних пара- метрів межі колектор–екран низькопористих теригенних порід // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2009. – № 3–4 (148–149). – С. 5–14. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. – М. ; Л. : Гостоптехиздат, 1949. – 628 с. Мировой опыт и перспективы применения в Украине сейсмического метода при поисках, разведке и добыче метана угольных месторождений / А. В. Анциферов, С. В. Гошовский, Н. В. Жикаляк и др. // Геофиз. журн. – 2008. – № 6. – С. 3–22. Новосилецький Р. М. Пластові тиски флюїдів у надрах України. – К. : Техника, 1969. – 163 с. 17 Оркин Г. К., Кучинский П. К. Физика нефтяного пласта. – М. : Гостоптехиздат, 1956. – 295 с. Орлов А. А. Возможность прогнозирования аномально высоких пластовых давлений в коллекторах нефтегазоносных провинций геосинклинального типа по количественным критериям антиклиналей // Докл. АН УССР. – 1978. – № 11. – С. 974–978. Орлов А. А. Аномальные пластовые давления в нефтегазоносных областях Украины. – Львов : Вища школа, 1980. – 188 с. Орлов О. О. Концепція геодинамічного походження аномальних пластових тис- ків в осадовій оболонці земної кори. Частина I // Розвідка і розробка нафтових і га- зових родовищ. – 20071. – № 3 (24). – С. 18–23. Орлов О. О. Концепція геодинамічного походження аномальних пластових тис- ків в осадовій оболонці земної кори. Частина II // Там само. – 20072. – № 4 (25). – С. 20–32. Орлов А. А., Федоришин Д. Д., Лизун С. А. Закономерность генетической связи аномальных пластовых давлений со складкообразовательными тектоническими процессами в осадочном чехле земной коры. – Ивано-Франковск : Факел, 2008. – 154 с. Прошляков Б. К., Гальянова Т. И., Пименов Ю. Г. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах. – М. : Недра, 1987. – 200 с. Триплет Д. Р., Филиппов А. Э., Писаренко А. А. Метан угольных месторожде- ний Украины : Производственный потенциал шахт Донбасса. – Киев : Логос, 2000. – 132 с. Тульбович Б. И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. – М. : Недра, 1979. – 199 с. Углепородный массив Донбасса как гетерогенная среда / А. Ф. Булат, Е. Л. Звя- гильский, В. В. Лукинов и др. – Киев : Наук. думка, 2008. – 412 с. Федишин В. О. Низькопористі породи-колектори газу промислового значення. – К. : УкрДГРІ, 2005. – 148 с. Фильтрационные особенности слабопроницаемых толщ нефтяных и газовых месторождений / В. А. Даниленко, Я. А. Пилип, В. В. Иванов, М. Н. Багнюк // Гео- логия и геохимия горючих ископаемых. – 1985. – Вып. 64. – С. 15–21. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. – М. : Недра, 1969. – 368 с. Hanshow B. B., Bredehoeft J. D. On the maintenance of anomalous fluid pressures. P. 2. Source layer at depth // Geol. Soc. Amer. Bull. – 1968. – N 9 (79). – P. 1107–1122. Plumley W. Abnormally high fluid pressure: survey of some basic principles // Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol. – 1980. – N 3 (64). – P. 414–422. Стаття надійшла 17.05.10 18 Viacheslav LUKINOV, Kostiantyn BEZRUCHKO CONDITIONS OF COLLECTOR-SCREEN LIMIT FORMING IN SANDSTONES OF DONBAS LOCAL ANTICLINAL STRUCTURES The article is devoted to the ground of forming and conservation conditions of hydro- carbons accumulations in a Carboniferous massif, with the purpose of actual scientific problem decision – prognosis estimation of low-porous terrigenous rocks perspective in the local anticlinal structures of Carboniferous strata. It has been proved that at a tension which has overrided overall significance for viola- tion of wholeness and minimum fragile deformations of break, the filtration properties which correspond to the industrial collectors of the IV class, favourable for the methane accumulation, are formed in low-porous sandstones due to crevice deformation. It is shown that formation of gas accumulations takes a place as a result of phases redistribu- tion in consequence of system “water–gas” in the rock massif aspiring to the equilibri- um. The conditions of gas accumulations formation and conservation were grounded and the parameters of screen properties were estimated, which characterize collector-screen limit and screens in carboniferous deposit. Possibility of gas accumulations existence in Donbas local anticlinal structures has been considered from the view-point of the presence of volume expansion zone and rocks with shielding ability, which can serve as cover and (or) screen. Shielding ability of rocks is considered under their absolute permeability and inrush pressure, necessary for fluids filtration. Inrush pressures values were rated in accordance with absolute gas permeability. According to calculations, rocks with absolute permeability 10-16 m2 are able to stand ex- cess pressure to 2.0 MPa, with absolute permeability 10-17 m2 to 4.4 MPa. For rocks with absolute permeability 10-18 m2 inrush pressure may be not less than 9.8 MPa. Mechanism of excess pressure initiation in fold formation process was considered. Possible layer pres- sures were estimated in local anticlinal structures. Values of layer pressures were calcu- lated with help of abnormality coefficient under empiric formula, obtained for Dnieper- Donets Depression. Abnormality coefficient is initial layer pressure ratio to hydrostatic for the proper depth. Its value depends on fold formation intensity. Fold formation intensity, in its turn, is determined under parameters of local structure – height and area. Abnor- mally high formation pressures for Donbas real structures according to calculations can be characterized by maximal values of abnormality coefficient 1.31–1.40. Mean value for Donbas is 1.17. Obtained analytical results completely coincide with actual metering of layer pressures. At depths of 500–2500 m differential pressure can make up on average from 0.875 to 4.375 MPa, maximum to 1.750–8.750 MPa. Rocks with 10-16–10-17 m2 per- meability correspond to mean value of excess pressures, maximum – 10-17–10-18 m2. The conclusion has been made that unmoved sandstones layers in the fold formation process can serve as a gas pool screen by minimum pressure values, necessary for fluids inrush. That is to say, under absolute permeability of order 10-16 m2 (tenth particles of millidar- cy).

Умови формування межі колекторів газу в пісковиках локальних антиклінальних структур Донбасу

Репозитарії

Схожі ресурси