Моделювання допоможе спрогнозувати і послабити техногенні землетруси від закачування води

Геофізики показали на прикладі нафтового родовища Валь-д'Агрі в Південній Італії, як техногенна тригерна сейсмічність в зонах нафтовидобутку залежить від швидкості закачування відпрацьованої води в пласт. Аналіз стану геологічного середовища на родовищі був проведений на основі двоступеневого структурного моделювання, що враховує як динаміку нагнітної рідини, так і геомеханічні характеристики пласта. Отримані результати дозволяють не тільки прогнозувати техногенні землетруси, а й керувати їх силою, регулюючи швидкість нагнітання води. Про це повідомляє стаття, опублікована в журналі.

Нафтовидобувна діяльність, поряд з іншими прикладами масштабного втручання людини в стан природного середовища, такими як видобуток твердих корисних копалин або гідротехнічні роботи, служить джерелом підвищення антропогенної сейсмічної активності і пов'язаних з нею ризиків. Техногенна сейсмічність може виникати і як реакція гірського масиву на викликані діяльністю людини деформації (так звана вимушена, або індукована сейсмічність), і як результат вивільнення власної надлишкової енергії, запасеної в масиві. У цьому випадку техногенний вплив лише провокує стрибкоподібне скидання напруженого стану геологічного середовища або змушує спрацювати вже існуючий сейсмічний осередок. Таку сейсмічність називають тригерною, або ініційованою. Її небезпека полягає в тому, що навіть незначні впливи можуть викликати сильний землетрус.

Прикладом виникнення триггерної сейсмічності може служити найбільше в Західній Європі наземне нафтове родовище Валь-д'Агрі, розташоване на півдні Італії, в області Базиліката. Родовище площею близько 300 квадратних кілометрів було відкрито в 1991 році, а з 1993 року ведеться розробка його нафтових запасів, які оцінюються приблизно в 500 мільйонів барелів, або 68 мільйонів тонн. Наразі на Валь-д'Агрі діють 24 видобувних свердловини, а середній обсяг видобутку становить 75000 барелів (близько 10,2 тонни) сирої нафти і чотири мільйони кубічних метрів газу на добу. Зі свердловин Валь-д'Агрі щодоби надходить чотири тисячі кубометрів пластової води, з яких близько двох тисяч кубометрів з червня 2006 року повторно нагнітається в пласт.

Нафтогазоносний резервуар Валь-д'Агрі, складений щільними тріщинуватими карбонатами, лежить у западині під четвертичним осадовим басейном, обмеженим з південного заходу і з північного сходу системами розломів в карбонатних платформах Апулії і Апеннін. Скидовими розломами і тріщинами пронизаний також і сам басейн. Вся область Валь-д'Агрі знаходиться в регіоні з підвищеною сейсмічністю. Найбільш сильний історично зафіксований землетрус, магнітуда якого, за оцінками, могла досягати 7,0, стався тут в 1857 році. Всього з 1600 року в межах 100 кілометрів від сучасної нагнітальної свердловини Коста-Моліна 2 (CM2) сталося 15 сейсмічних подій магнітудою не менше 5,5, тобто приблизно чотири землетруси за століття. Останнє з них було зареєстровано на початку 1980-х років, але починаючи з червня 2006 року в районі свердловини CM2 сейсмічні станції стали відзначати слабку (в межах магнітуди 2,2) активність. Її аналіз показав, що причина землетрусів криється в тригерному ефекті від нагнітання в пласт відпрацьованої води. Цей ефект виникає в невідомому раніше розломі, який отримав назву Коста-Моліна.

Дослідники з Італії та США на чолі з Бредфордом Хагером (Bradford H. Hager) з Массачусетського технологічного інституту провели моделювання стану геологічного середовища на родовищі. Вчені використовували статистику сейсмічного моніторингу у Валь-д'Агрі, результати спостережень за станом поверхні за допомогою GPS і дані про тиск у свердловинах за період з 1993 по 2016 рік, об'єднавши їх з інформацією про будову родовища і властивості складових його порід. Робота проводилася в два етапи зі створенням спочатку регіональної моделі, що описує загальний геодинамічний стан масиву, а потім - локальної моделі, сфокусованої на області, де проводиться закачування води в пласт.

Регіональна тривимірна структурна модель району родовища охопила площу 80 чотирьох 50 кілометрів. Вона включила дані про 22 відомі великі розломи в межах чотирьох горизонтів на глибину 10 кілометрів і про місцезнаходження всіх активних свердловин. У цій моделі родовище представлено за допомогою тетраедральної сітки. Розмір ребра її комірок варіює від 100 метрів в області CM2 до 5000 метрів біля меж родовища. Спотворення елементів сітки відображають розташування розломів і поверхонь горизонтів. Граничні умови для цієї моделі ґрунтувалися на низькій пористості порід резервуара, в якому поширення флюїду відбувається головним чином за рахунок міграції по складній мережі тріщин.

На стан порід Валь-д'Агрі, що володіють низькою проникністю, великий вплив роблять пороупругі процеси, тобто деформації пласта під дією гідравлічного навантаження. Вони значною мірою визначають поширення напружень і розвиток тріщин. Напрямки горизонтальних напружень дослідники отримали з орієнтації розривів пласта, що спостерігаються в обраних свердловинах; мінімальна величина цих напружень оцінювалася виходячи з тестів на цілісність і герметичність, а максимальна - шляхом інверсії даних. Загальна вертикальна напруга була розрахована за каротажними діаграмами щільності порід. За допомогою побудованої таким чином регіональної моделі дослідники відтворили тектонічні напруги в районі родовища.

Для більш детального аналізу сейсмічності в районі Коста-Моліна Хагер і його колеги створили другу - локальну - модель, яка охоплює область навколо свердловини CM2 площею 13 ст.113 кілометрів і глибиною 15 кілометрів. У ній сконцентровано 17 розломів. Поведінка масиву порід на цьому щаблі моделювання обмежувалася результатами, отриманими в регіональній моделі. Для врахування впливу навколишніх областей у локальну сітку ввели допоміжні комірки, насичені флюїдом, і додаткову свердловину, що імітує сумарний відтік у зовнішні області. Локальна модель дозволила вченим дослідити розподіл місцевих напружень у пласті і визначити умови зміщення по розломах.

Моделювання показало, що робота видобувних свердловин викликає зниження порівного тиску в пласті навколо них і, отже, призводить до того, що опір зміщенню в породі зростає. Навколо нагнітальної свердловини, навпаки, концентруються напруги, і запасна в них енергія вивільняється при ковзанні по розломах. В результаті в районі закачування води відбувається періодичне слабке підвищення сейсмічності. Модельне відтворення цього процесу продемонструвало відповідність з отриманими при моніторингу Валь-д'Агрі даними. Крім того, воно виявило чітку залежність тригерного ефекту від швидкості нагнітання води.

Автори роботи використовували цю залежність для прогнозування сейсмічної обстановки на родовищі до кінця 2024 року. При збереженні практикованої в даний час швидкості закачування 2000 кубічних метрів на добу помітних змін не відбудеться, і слабкі зростання сейсмічної активності будуть відбуватися близько 0,73 рази на рік. При збільшенні швидкості нагнітання до 2500 кубометрів на добу за рік можна очікувати вже в середньому 2,2 піку сейсмічності, а при нагнітанні 3000 кубометрів на добу - до 13, причому зросте і магнітуда землетрусів.

Робота Хагера і його колег показує, що за допомогою двоступеневого моделювання можна відтворити поведінку гірських масивів і на інших родовищах за умови, якщо дослідники мають великий масивом даних моніторингу. Крім того, запропонований метод дає можливість регулювати рівень тригерної сейсмічності, знижуючи швидкість нагнітання не тільки для відпрацьованої води при нафтовидобутку, але при підземній утилізації вуглекислого газу і метану.

Результати впливу рідини, що нагнітається в пласт, можуть істотно відрізнятися залежно від умов. Раніше геофізики виявили, що подача води під високим тиском в глибокі свердловини, які використовуються в геотермальній енергетиці, призводить до ослаблення техногенних землетрусів, а також розповіли, як закачування відпрацьованих вод у породи з низькою проникністю призвела до сплеску техногенної сейсмічності на нафтопромислах в штаті Техас.