Геофізики дослідили причини сплеску техногенної сейсмічності в нафтоносному басейні Делавер (штати Техас і Нью-Мексико), що має великі запаси сланцевої нафти. За допомогою моделі розподілу напруженості в пластах вчені показали, що скупчення відокремлюваної від свердловинного флюїду води, незважаючи на малу глибину утилізації, здатні породити відносно глибокі сейсмічні обурення. Механізм поширення обурень виявився пов'язаний з пороупругими властивостями порід басейну Делавер, повідомляє стаття в журналі.
Басейн Делавер, розташований в Західному Техасі і на південному сході Нью-Мексико, займає близько 26 тисяч квадратних кілометрів і являє собою частину більш великого Пермського басейну, який, у свою чергу, входить до складу великої Середньо-континентальної нафтогазоносної провінції, складеної різними пластами і що містить нафту декількох типів. Делавер - це осадовий басейн зі складною стратиграфією і тривалою геологічною історією: він формувався протягом всієї палеозойської ери і включає як морські, так і терригенні відкладення від кембрійських до верхньопермських включно. Його нафтові запаси зосереджені в щільних пісковиках і тріщинуватих глинистих сланцях на глибині від двох до п'яти кілометрів.
Розробка басейну почалася в 1920-х роках і активно велася протягом півстоліття, потім нафтовіддача родовищ Делавера і всього Пермського басейну впала. Відновлення видобутку на початку XXI століття було пов'язано з широким впровадженням технологій горизонтального буріння і кластерного багатостадійного гідророзриву пласта. В результаті за період з 2005 по 2019 рік кількість свердловин, націлених на піщаники Боун Спрінг - найбільш продуктивної формації Делавера - збільшилася з 436 до 4338, а середній добовий видобуток сирої нафти на свердловину в перші шість місяців експлуатації зріс з 670 до 770 барелів.
Але активізація нафтовидобутку призвела до різкого зростання числа техногенних землетрусів. Застосування технології гідророзриву може спричинити зростання сейсмічної активності, проте з набагато більшою ймовірністю це відбувається через утилізацію пластових вод, що видобуваються, оскільки їх нагнітання значно змінює напружено-деформований стан гірських порід. Для відкладень басейну Делавер характерний високий вміст евапоритів - мінералів, що утворилися при випаданні з пересичених розсолів, - і пластова вода несе багато солей. Багато свердловин виробляють на кожен барель нафти 5-10 барелів солоної води, непридатної для повторного використання при гідророзриві і підлягає утилізації. З 2017 року в межах басейну зареєстровано 446 сейсмічних подій з магнітудою 2.0 і вище, а 26 березня 2020 року стався рекордний землетрус магнітудою 5.0. Вважалося, що вони виникають через підвищення гідравлічного тиску в порах гірських порід при дифузії відпрацьованої води в поглинаючому пласті.
Механізм виникнення сейсмічних обурень у басейні Делавер досліджували Гуан Чжай (Guang Zhai) з Каліфорнійського університету в Берклі і його колеги. Вчені звернули увагу на невідповідність між локалізацією осередків землетрусів і глибиною закачування утилізованої води. Велика частина сейсмічних подій сталася на глибинах п'ять кілометрів і більше, тобто нижче розроблюваного нафтоносного горизонту. Але на нафтопромислах басейну Делавер вода, що відокремлюється від пластового флюїду, закачується в горизонт, складений щільними низькопористими пісковиками і залягає на невеликій глибині (як правило, вона не перевищує двох кілометрів). За останні 10 років лише в дев'яти випадках з 478 воду закачували на глибину нижче 4,5 кілометрів.
Дослідники промоделювали поширення напруженості у водопоглинаючому горизонті і в підстилаючих його пластах і встановили, що в умовах басейну Делавер сейсмічність не можна повною мірою пояснити проникненням води на великі глибини. Щільний пісковик, в який нагнітають воду, має занадто низьку проникність. Тому провідна роль у механізмі виникнення землетрусів належить, на думку вчених, пороупругим процесам, тобто деформаціям пористого середовища (гірської породи) під гідравлічним навантаженням.
Пруга деформації низькопористої породи призводить до зростання механічної напруги. Воно поширюється вертикально вниз, в глибокі пласти через сланцевий нафтоносний горизонт, в якому в результаті гідророзриву утворилася система зв'язкових тріщин. При цьому зони напруженості переносяться в менш тріщинуватий підстилаючий пласт і утворюють тут осередки землетрусів. Як відзначають автори дослідження, подібного ефекту можна було б уникнути, закачуючи воду в субстрат з більш високою пористістю.
Результати моделювання, проведеного американськими вченими, допомагають прояснити питання про те, як особливості будови нафтоносного басейну впливають на походження і характер техногенної сейсмічності. У разі басейну Делавер вони показують, що неглибока утилізація стічних пластових вод може індукувати сейсмічну активність на відносно великій глибині.
Раніше геофізики розповіли, як за коливаннями швидкості сейсмічних хвиль можна оцінити величину приливних деформацій породи, а про те, як цифрові технології допомагають нафтовикам оптимізувати розвідку і видобуток, можна дізнатися з матеріалу «Так буде нафта!».