Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011
Подождите немного. Документ загружается.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПО ПАРАМЕТРАМ ВОЛНЫ СТОУНЛИ С УЧЕТОМ
ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО СОСТАВА
Успенская Л.А. (СЖЖ Восток), Беломестных А.А (ГПБ Нефтегаз Сервисиз Б.В), Калмыков Г.А
(МГУ им. М.В. Ломоносова)
Введение
Информация о проницаемости горных пород служит одним из ключевых параметров при освоение
месторождений нефти и газа. В
тоже время, она является и одним из наиболее трудно определяемых
параметров. Стандартные методы определения проницаемости, такие как гидродинамические
исследования скважин, испытание пластов, исследование керна и т.п. позволяют получить
информацию о проницаемости только в нескольких точках скважины. Поэтому получение
непрерывной кривой проницаемости на сегодняшний день является одной из самых актуальных
проблем
. Наиболее часто непрерывную кривую проницаемости получают путем настройки
соответствующих зависимостей на керновых данных. Однако на поисковой стадии, особенно при
исследовании малоизученных территорий, такие зависимости как правило отсутствуют.
Использование же зависимостей с соседних месторождений, как показывает практика, не всегда
корректно. Одним из современных подходов при определении проницаемости межзерновых
коллекторов является ее
расчет по данным исследований методом ЯМК с применением
общеизвестных моделей – Вилли-Роуз (Willie-Rose), Тимур (Timur) и др. В случае же отсутствия
записи ЯМК, в качестве альтернативы расчет проницаемости может быть выполнен на основании
анализа параметров волны Стоунли. Именно этому подходу и посвящена данная работа.
Возникновение волны Стоунли можно объяснить следующим образом: на низких
частотах скважину
можно рассматривать как узкую трубу, и какой бы излучатель не создавал в ней гармоническое
акустическое поле, на некотором расстоянии от излучателя будет распространяться одномерная
(параметры зависят только от расстояния от источника z и времени t) волна с плоским фронтом,
практически перпендикулярным к стенке трубы. Если пласт проницаем, то расхождение фронта
и
фильтрация жидкости из областей сгущения в пласт и из пласта в области разряжения, приводит к
возникновению продольной волны второго рода, что выражается в заметном снижении амплитуды
волны Стоунли. На этом явлении и основано выделение проницаемых пластов [1].
Оценка проницаемости по параметрам волн Стоунли одна из наиболее новых задач, решаемых по
материалам волнового акустического каротажа (ВАК). В последние годы преобладают работы,
предлагающие упрощенный алгоритм для определения проницаемости, который представляет собой
нахождение разницы между расчетной и измеренной кривой волны Стоунли. Но как показывает
практика, полученные значения могут служить лишь качественным критерием для выделения
проницаемых зон и, что самое важное, требуют дополнительной настройки
на данные керна.
В 1997 г. Лиу и Джонсон (Liu and Johnson, 1997) разработали модель, учитывающую влияние
глинистой корки при определение проницаемости по параметрам волны Стоунли. Кимбал и Эндо
(Kimball and Endo, 1998) использовали эту модель и предложили мульти-частотный метод инверсии
для расчета параметра проницаемости. Помимо прочего, входными параметрами данной модели
являются упругие модули (объемный модуль – K; сдвиговый модуль -
μ) минералов или их
ассоциаций. Очевидно, что в случае мономинеральной породы с пренебрежимо малым содержанием
глинистого вещества определить искомые модули не составляет большого труда. Увеличение же
объемного содержания глинистого материала приводит к тому, что задача определения упругих
модулей матрицы породы существенно осложняется. В данной ситуации может помочь построение
акустической модели среды
на основе теории эффективных сред. Применение такой модели в
частности широко используется для решения задач определения эффектов влияния флюидов,
литологии и фильтрационно-емкостных свойств на упругие свойства горных пород.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Таким образом, основной целью данной работы является уточнение методики расчета входных
параметров для расчета проницаемости за счет решения следующих задач:
1. создание объемной петрофизической модели (расчет объемного содержания компонентов
матрицы, пористости, насыщения);
2. построение упругой модели среды и ее верификация (моделирование на ее основе упругих
свойств с привлечением объемной петрофизической модели
);
3. расчет кривой проницаемости на основе созданной упругой модели среды.
Объектом исследований явилось одно из месторождений нефти Западной Сибири, коллектора
которого представлены полимиктовыми (кварц-полевошпатовыми) песчаниками, алевролитами и их
переходными разностями, содержащими различное количество глинистого материала.
Интерпретация данных ГИС
Моделирование акустических свойств среды с применением теоретических моделей подразумевает
наличие
в качестве входных данных не только пористости, но и объемного содержания компонентов
матрицы во всем интервале исследования. На основе анализа данных исследований керна была
принята двухкомпонентная модель матрицы породы – песчаник, глина. Для учета влияния каждой
компоненты горной породы на измеряемые физические параметры, с целью максимально точного
определения фильтрационно-емкостных свойств
горной породы, нами была построена объемная
петрофизическая модель. Для создания такой модели потребовалось выполнить расчет объемного
содержание компонентов матрицы, общей пористости (К
п
), коэффициентов водо- и
нефтенасыщенности (К
в
, К
н
).
Моделирование упругих свойств
Для моделирования нами была принята аппроксимирующая модель Xu-White [6]. Информация о
свойствах пластовых флюидов, температурном режиме залежи, пластовых давлениях использовалась
при расчете упругих модулей флюида согласно методике Batzle and Wang [3]. Петроупругое
моделирование выполнялось в скважине, отобранной по принципу полноты выполненного комплекса
ГИС в пределах изучаемого интервала, в том числе в ней
выполнен комплекс ВАК. Привлекались
результаты петрофизической интерпретации в составе набора параметров: объемного содержания
глинистого вещества (К
гл
), объемного содержания песчаника (К
песч.
), общей пористости (К
п
),
коэффициентов водо- и нефтенасыщенности (К
в
, К
н
). В результате были подобраны упругие модули
для каждого из компонентов породы. Критерием качества подобранных параметров является
сопоставление измеренных и смоделированных кривых акустических методов (рисунок 1 – рисунок
2).
Расчет проницаемости горной породы
Расчет кривой проницаемости можно произвести несколькими способами: 1) с помощью зависимости
«проницаемость-пористость», полученной по данным керновых исследований; 2) по упрощенному
алгоритму
нахождения разницы между расчетной и измеренной кривой волны Стоунли [2]; 3) по
методике [4] с учетом петроупругой модели среды.
Очевидно, что первые два способа являются наиболее простыми в исполнение, но первый требует
хорошей статистической выборки, что не всегда возможно, а второй не несет дополнительной
информации о природе наблюдаемого явления. Учет же литологического состава требует
высокого
качества входных параметров и значительных затрат времени. Тем не менее, конечный результат
является более точным и теоретически обоснованным.
Технология расчета проницаемости подробно изложена в [4]. Параметры упругой модели среды
непосредственно использовались для расчета параметров медленной волны Био (угловая частота и
волновое число) и модуля сдвига слагающих минералов породы (М
мин
), что используются в данной
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
методике. Оценка качества расчетной кривой проницаемости осуществлялась путем сопоставления ее
с кривой, рассчитанной по зависимости Кпр=f(Кп), полученной по данным исследований керна.
Результаты расчета приведены на рисунке 3.
Рисунок 1. Результаты моделирования акустических свойств в скважине 1
Рисунок 2. Сопоставление измереой и модельной кривых упругих свойств в скважине 1
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 3. Результат расчета проницаемости по разным методам в скважине 1
Результаты и выводы
Результат сравнения расчетной кривой с кривой, полученной по зависимости, настроенной на керне,
показывает хорошую сходимость.
Кривая проницаемости, полученная по упрощенному алгоритму нахождения разницы между
расчетной и измеренной кривой волны Стоунли менее детально отражает изменение проницаемости
по разрезу
, а также имеет существенные различия в показаниях с Кпр, определенным по зависимости,
настроенной на керне. Расчет прост в исполнении, но в конечном итоге не несет никакой
дополнительной информации о разрезе, и может быть использована лишь для оценки искомого
параметра на качественном уровне.
Учет литологического состава при расчете проницаемости очевидно, при
соответствующем подходе
способен дать более достоверный и теоретически обоснованный результат, а также привнести
дополнительную информацию в интервалах с малой освещенностью керном. Однако его реализация
требует высокого качества входных данных и приложения значительных усилий, что не всегда
возможно.
Литература:
1. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин. М., Недра, 1990
2. Batzle, M., Wang, Z. Seismic properties of pore Fluids. Geophysics’57, 1992
3.
Endo, T. Evaluation of Formation Permeability from Borehole Stoneley Waves, Journal of Geography,
383-399, 2006
4. Kimball, C.V. Endo, T. Quantitative Stoneley Mobility Inversion. Expanded Abstracts, 68th Annual
Conference and Exhibition, Soc. Expl.Geophys., New Orleans, 15 September, 17, 252255, 1998
5. Liu, H.-L., Johnson, D.L. Effects of an Elastic Membrane on Tube Waves in Permeable Formations. J.
Acoust. Soc. Am., 101, 33223329, 1997
6. Mavko G, Mukerji, T., Dvorkin, J. The Rock Physics Handbook. Cambridge University Press. Second
Edition, 2009
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ПРОБЛЕМЫ И РЕШЕНИЯ
Докладчик И.Г. Шнурман (ООО «НК «Приазовнефть»),
Соавтор Керимов А.-Г. Г. (ГОУ ВПО СевКавГТУ)
На примере нижнемеловых отложений Зимнее-Ставкинско-Правобережной зоны
нефтегазонакопления Восточного Предкавказья, показана петрофизическая модель
коллектора и способы ее уточнения.
Восточное Предкавказье к которому приурочен объект исследования является одним из
основных районов обеспечивающих добычу нефти и газа в Ставропольском крае.
Геологоразведочные работы и добыча углеводородов проводятся, начиная с 50-х годов прошлого
века. В настоящее время большинство месторождений находятся в заключительной стадии
разработки, а достаточно старый фонд скважин требует значительных капитальных
затрат на их
восстановление. В этих условиях сохранение рентабельных уровней добычи возможно на основе
поиска и ввода в эксплуатацию пропущенных интервалов, пересмотра геологических моделей
продуктивных горизонтов и последующего прироста запасов. Рассмотрим вопросы методического
обеспечения, используемого для геологической интерпретации материалов ГИС.
Поисково-разведочные работы на нефть и газ в Ставропольском крае
получили широкое
развитие после открытия в 1953 г. Озек-Суатского месторождения, где из скважины 1 был получен
первый фонтан нефти дебитом 100 т/сут. Добыча нефти в крае была начата в 1955 году. На
территории Восточного Ставрополья в нижнемеловом терригенно-карбонатном комплексе выделяется
тринадцать пластов – I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X, XI, XII, XIII, залегающих на глубинах 2400 – 3800
м. Основные запасы нефти связывают с нижней
частью нижнемелового разреза – IX пластом
барремского яруса и VIII пластом аптского яруса. IX пласт является регионально нефтеносным и
литологически представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками и алевролитами,
сцементированными глинистым, либо глинисто-карбонатным цементом. Подобные терригенные
образования имеют высокие показатели коллекторских свойств (пористость до 28%, проницаемость –
1·10
-3
÷ 1 мкм
2
). IX песчаный пласт присутствует на всей исследуемой территории, кроме
Максимокумской площади. На северо-восток толщина пласта увеличивается до 20 – 25 м. IX пласт
продуктивен на месторождениях Белозерское, Величаевское, Колодезное, Восточно-Безводненское,
Зимняя Ставка, Правобережное, Озек-Суат, Русский Хутор Северный и других. Пласт VIII представлен
в разрезе четырьмя песчаными прослоями, разделенными глинами, обозначенными снизу вверх: VIII
4
,
VIII
3
, VIII
2
, VIII
1
. Наибольшей выдержанностью в литолого-фациальном отношении отличаются
прослои VIII
4
и VIII
3
, которые часто, сливаясь, составляют единый комплекс VIII
4
+ VIII
3
. Средняя
пористость коллекторов VIII пласта составляет 16 – 26%, проницаемость 10·10
-3
– 700·10
-3
мкм
2
. Зона
наибольших толщин (до 20 м) проницаемой части пласта протягивается полосой с северо-запада на
юго-восток, захватывая площади Озек-Суат, Курган-Амур и Русский Хутор Южный. Основные запасы
нефти выявлены на месторождениях Величаевско-Колодезное, Восточно-Безводненское, Зимняя
Ставка, Правобережное, Поварковское, Пушкарское, Подсолнечное, Русский Хутор Северный и
других. Этаж нефтеносности достигает 43
м.
По материалам анализа и обобщения материалов петрофизических исследований керна С.В.
Карагичевой [2] предложена номограмма (Рис. 1) по которой исследуемые коллектора группируются
в три характерных области: 1) проницаемые породы с высокими фильтрационно-емкостными
свойствами (проницаемость 10·10
-3
-100·10
-3
÷ > 100·10
-3
мкм
2
, содержание песчаной фракции
изменяется от 45 до 95%, крупноалевритовой компоненты – 0-40%, сумма мелкоалевритового и
глинистого материала не превышает 20%); 2) породы с низкими коллекторскими свойствами
(проницаемость 1·10
-3
÷ 10·10
-3
мкм
2
, содержание песчаной компоненты изменяется от 65 до 80%,
крупноалевритовой – 3-10%, сумма мелкоалевритового и глинистого материала составляет 20-25%);
3) не проницаемые породы – проницаемость < 1·10
-3
мкм
2
, ΣС
ал.мкз
+С
гл
≥ 25%.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 1. Сопоставление содержания песчаной фракции с суммарным содержанием мелко
алевритовой и глинистой фракции (по материалам Карагачевой С.В. [2]). Линии соединяющие оси
координат – линии равной алевритистости.
На наш взгляд, на представленном сопоставлении первую группу коллекторов необходимо
разбить на две подгруппы. Из рис. 1 отчетливо видно, что большая часть точек (первая подгруппа
)
группируется в области достаточно высокой песчанистости (более 70-80%), а другая часть (вторая
подгруппа) расположенная ниже и характеризуется достаточно умеренной песчанистостью (от 45 до
60-70%) при суммарном содержании глинистой и мелкоалевритовой фракции от 7-10 до 20%. К
первой подгруппе относятся песчано-алеврито-глинистые породы, а ко второй те же породы в
которых часть скелета заполнена карбонатным
материалом. Это подтверждается следующими
материалами.
Согласно работе [3] средняя величина объемной карбонатности нижнемеловых пород
составляет 4.2% при диапазоне от 0 до 20%. При этом 12% от всего исследуемого объема пород
имеют карбонатность более 10%. Такое же значение частости наблюдается и на распределении
минералогической плотности в интервале от 2.7 до 2.8·10
3
кг/м
3
.
Таким образом, с учетом вышеизложенного нижнемеловые отложения представлены
следующими коллекторами: 1 тип - песчано-алеврито-глинистые породы содержание песчаной
фракции в которых превышает 70-80%, а глинисто-алевритовой части не более 15-20% и 2 тип -
песчано-алеврито-глинистые породы с повышенным (до 20%) содержанием карбонатного материала.
Представленная в работе [2] 3 группа коллекторов, в которой сумма мелкоалевритовой и глинистой
фракций варьирует от 20 до 25%, является переходной от коллекторов к глинам и может быть
отнесена к субколлекторам, имеет слабо выраженные фильтрационно-емкостные свойства близкие к
глинистой части разреза и может быть исключена из дальнейшего рассмотрения.
Указанные особенности строения коллекторов нижнего мела наглядно иллюстрирует
сопоставление открытой пористости Кпо и весовой глинистости Сглм (
Рис. 2). Наблюдается
отчетливая тенденция снижения пористости с ростом глинистости. Несмотря на значительную
дисперсию точек, выделяются две характерные области, достаточно хорошо разделенные черной
линией осредняющей все поле точек. Точки расположенные выше черной линии характеризуют
породы первой группы, а те, что расположены ниже ее, относятся к породам с повышенным
содержанием карбонатного материала. Нами
проведены осредняющие линии для этих областей
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
(зеленая – для коллекторов 1 типа и красная – для коллекторов 2 типа). Интересно отметить, что
расположение фактических точек на рис. 2 не соответствует «типичной» модели песчаников с
дисперсной глинистостью согласно которой песчаники характеризуются относительно постоянной
пористостью скелета, образованной между песчаными зернами и глинистого цемента заполняющего
поры скелета [4].
0.8м
3
воды
Притока нет
0.385м
3
нефти с газом
1.2м
3
воды
с плен.нефти
1.3м
3
воды
2.42м
3
воды
4.4м
3
нефти
2.2м
3
нефти
Qн=65т/сут
Qж=50м
3
/сут
Qн=100.8т/сут
Qн=126т/сут, воды 11%
y = -0.92x + 0.3
R
2
= 0.5801
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50
Сгл.м, д.ед.
Кпо, д.ед.
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
Кпр <1 Кпр 1-2 Кпр 2-5 Кпр 5-10 Кпр 10-20 Кпр 20-50
Кпр 50-100 Кпр 100-500 Кпр 500-1000 Кпр >1000
·10
-3
( )·10
-3
( )·10
-3
( )·10
-3
( )·10
-3
( )·10
-3
( )·10
-3
( )·10
-3
( )·10
-3
·10
-3
мкм
2
Рисунок 2. Сопоставление открытой пористости и весовой глинистости (по материалам
Карагачевой С.В. [2])
Во-первых, наблюдается отчетливая закономерность снижения содержания песчано-
алевритового компонента с ростом глинистости пород. Во-вторых, с ростом глинистости
увеличивается пористость скелета пород, что отчетливо видно из рис. 2.
Увеличение пористости скелета песчаников с ростом глинистости отмечалось еще
Б.Ю. Вендельштейном в работе [1], что связывалось с «уменьшением компактности укладки
скелетных зерен с увеличением глинистости». Расположение красной и зеленой линий
свидетельствует о том, что часть глинистого компонента в виде цемента заполняет поровое
пространство скелета, а остальная часть замещает сам скелетный компонент, что и приводит к
увеличению пористости скелета с
ростом глинистости пород.
Таким образом, фактические материалы не согласуются с моделью [4]. Во-первых,
наблюдаются существенные вариации пористости скелета породы (от 15% до 35%). Во-вторых,
анализ шлифов нижнемеловых песчаников показал, что псамитово-алевритовая фракция
представлена примущественно кварцем и в ней отсутствуют следы пелитизации зерен породы, а
следовательно, и структурная глинистость. Очевидно, что
с ростом глинистости нижнемеловых
песчаников увеличивается не только содержание цемента, но и происходит замещение глинистым
материалом некоторого объема скелетного компонента и в результате возрастает пористость скелета
породы.
Указанные особенности определяют подход к обоснованию граничных параметров выделения
коллекторов, определения емкостных свойств и характера насыщения. Отметим, что терригенные
коллектора нижнего мела являются
низкоомными и характеризуются низкими удельными
сопротивлениями от 0.2 до 8-10 Омм и четкими отрицательными аномалиями ПС. Повышенные
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
значения сопротивлений (больше 8-10 Омм) имеют карбонатные прослои, что является надежным
признаком их выделения. Для решения задачи оценки характера насыщения пластов в работе [2]
предлагается номограмма (Рис. 3) полученная по материалам испытания скважин и исследований
керна.
·10
-3
мкм
2
( )·10
-3
( )·10
-3
( )·10
-3
( )·10
-3
80м воды
Притока нет
( )·10
-3
( )·10
-3
( )·10
-3
0.385м
3
нефти
с газом
Вода
( )·10
-3
1.2м
3
воды с
пл.нефти
4.4м
3
нефти
2.2м
3
нефти
Qн=65т/сут
·10
-3
Qн=100т/сут
Qн=126т/сут
воды 11%
Нефть
Нефть с водой
Qн=34т/сут
Qн=100.8т/сут
Qж=50м
3
/сут
Кво=Кнг.пред
Кв*
Кв.кр
Кв**
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35
Кпо, д.ед.
Кв, д.ед.
Кпр <1 Кпр 1-2 Кпр 2-5 Кпр 5-10
Кпр 10-20 Кпр 20-50 Кпр 50-100 Кпр 100-500
Кпр 500-1000 Кпр >1000
Кв*=Кво+0.33
·
(1-Кво)
Кв.кр=Кво+0.51
·
(1-Кво)
Кв**=Кво+0.8
·
(
1-Кво
)
Рисунок 3. Сопоставление водонасыщенности и открытой пористости (по материалам
Карагачевой С.В. [2])
Несмотря на то, что автором сделана попытка обосновать изменение критической
водонасыщенности К
в
, К
в
*
, К
в
**
в зависимости от пористости, отметим, что в интервале пористости
коллекторов от 21 до 31% эти значения практически постоянны.
Результаты анализа относительных фазовых проницаемостей на других терригенных
коллекторах полученных при фильтрации флюидов в условиях моделирующих пластовые
показывают, что критические значения водонасыщенности могут быть достаточно близкими в узком
диапазоне пористости, как правило, не превышающем ±1%
от среднего. В этой связи,
представленную диаграмму можно использовать только для приближенных оценок фазового состава
пластового флюида.
Литература
1. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных
потенциалов. М.: Недра, 1966. с.16-21, 205с.
2. Карагачева С.В. Геолого-промысловая оценка фильтрационно-емкостных свойств терригенных
коллекторов нижнего мела Зимнее-Ставкинско
_Правобережной зоны нефтегазонакопления
Восточного Ставрополья. Диссертация на соискание степени канд. геол.-минер. наук. 153 с.
3. Шнурман И.Г. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам
геофизических исследований скважин. Краснодар: Просвещение-Юг, 2003. – 397 с.
4. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических
исследований скважин (метод. пос.) – Изд-во ГЕРС. 2001, 229 с.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ГЕОДИНАМИЧЕСКОЕ ПОЛЕ И ПРОГНОЗ ЗЕМЛЕТРЯСЕНИЙ.
Семашев А. Т. (РУП «ПО «Белоруснефть»)
Резюме. В докладе рассматривается возможность прогноза землетрясений на основе изучения
геодинамического поля Земли, а именно, исследования физического механизма накопления и
разрядки напряжений в земной коре. Метод решения поставленной задачи заключается в построении
системы отсчёта движения на поверхности Земли,
включающей систему планетарного движения и
систему движения земной коры. Описывается способ построения геодинамических карт и разрезов
земной коры на основе данных геофизических измерений и данных Международной службы
вращения Земли.
Введение. Недавнее землетрясение в Японии подняло огромную волну цунами и вынесло на
поверхность вопрос: «Каким образом изменения параметров вращения Земли связаны с
сейсмической
и тектонической активностью Земли и как это можно использовать для прогноза землетрясений?»
Все средства массовой информации сопровождали трагическую новость о катастрофе
сообщением: «Сила землетрясения была настолько велика, что вызвала смещение оси суточного
вращения Земли на 10-17 сантиметров, а земные сутки сократились на 1,6 микросекунды.» Многие
вспомнили, что подобные данные приводились специалистами
и после землетрясения на Суматре в
2004 году, и после Чилийского землетрясения в 2010 году. Однако Росстандарт опубликовал на своём
официальном сайте «Разъяснение по появившимся сообщениям об изменении параметров вращения
Земли» [1], где опровергаются подобные заявления. В одном из пунктов этого сообщения отмечается,
что: «…энергия отдельного землетрясения ничтожно мала в сравнении с энергией
всей вращающейся
Земли, а само землетрясение происходит слишком быстро. Поэтому эффект от отдельного
землетрясения, даже такого крупного, как землетрясение в Японии, не приводит к существенным
изменениям во вращении Земли».
Давайте посмотрим на графики движения полюса (рис.1) и вариаций вращения Земли по данным
Международной службы вращения Земли (IERS - International Earth Rotation and Reference Systems
Service) [2] и (рис.2).
Рисунок 1. График движения северного географического полюса с 01.01.2011г. по 19.052011г. (по
данным IERS)
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 2. График изменения скорости вращения Земли с 01.01.2011г. по 19.052011г. (по данным
IERS
Из графиков видно, что ось Земли смещается до 50 см за неделю, а земные сутки могут
сокращаться или удлиняться до 500 микросекунд за то же время. Поскольку эти цифры намного
выше упомянутых в СМИ, можно утверждать, что землетрясение и
цунами явились следствием
изменения параметров движения географических полюсов, а не наоборот. Но тогда вполне
естественно возникает вопрос: «Если существует связь между изменениями параметров вращения
Земли и тектоническими событиями, то куда и каким образом расходуется или возникает энергия, по
сравнению с которой энергия землетрясения в Японии ничтожно мала?» Ответить на этот
вопрос нам
поможет исследование геодинамического поля Земли [3].
Поле вращения Земли можно представить в виде композиции двух элементарных вращений,
описывающих суточное вращение планеты и движение географических полюсов (рис. 3). Векторное
произведение этих простых вращений даёт распределение мгновенных векторов скоростей вращений
на поверхности Земли, аналитически продолжающееся в геологическое пространство. Каждой точке
земной коры можно
сопоставить географические координаты, момент времени, связанный с
заданным положением северного географического полюса, а также векторные величины скоростей
вращений и ускорений.
Рисунок 3. Группа элементарных вращений Земли