ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГИЯ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ДАВЛЕНИЕМ

В бассейнах третичного возраста (менее 80 млн. лет), заполнен­ных обломочными отложениями (песок, глина или аргиллит), породы на глубинах более 1800 - 3000 м обычно недоуплотнены. Давление внутрипоровой жидкости частично противодействует давлению верх­
них покрывающих пластов, и в таком случае говорят, что месторож­дение находится под геостатическим давлением. Системы водоносных пластов внутри такого находящегося под высоким давлением участка разделяются разломами на блоки и занимают площади от десятков до сотен квадратных километров. Залегающие между пластами глина или аргиллит (глинистый сланец) обычно имеют пористость, на 6 - 8% превышающую пористость полностью уплотненной породы на таких же глубинах.

Отношение давления жидкости к давлению покрывающих пластов обычно составляет в зоне высокого давления, распространяющейся вниз до зоны метаморфизма,0,7 - 0,9. Зоны высокого давления прониза­ны тысячами пор и более нагреты, чем области с нормальными дав­лениями, так как в течение миллионов лет содержащиеся в них воды не были связаны с поверхностью. Вода является плохим проводником тепла (ее теплопроводность составляет примерно 0,2 от теплопровод­ности породы), а недоуплотненная глина представляет собой очень хо­роший теплоизолятор. Кроме того, удельная теплоемкость воды в

Раз превышает теплоемкость породы. Таким образом, месторож­дения высокого давления имеют значительно меньший тепловой поток к поверхности и содержат большее количество тепла.

Геотермический градиент резко возрастает вблизи верхней гра­ницы зоны, находящейся под геостатическим давлением (т. е. гидрав­лической границы), и в таких месторождениях протекают процессы, близкие к процессам, происходящим в автоклаве. Термический диа­генез глины, сопровождающийся увеличением ее объема, приводит к выделению связанной и внутрикристаллической воды, количество ко­торой может составлять до 30% первоначального объема глины. Эта вода является пресней. Попадая в прилегающие песчаные водоносные слои, она вытесняет более соленую воду вверх к границе зоны ано­мально высокого давления. Вода в водоносных слоях, расположенных на несколько сотен метров ниже верхней границы зоны, обычно со­держит менее 10 г/л растворенных солей. В некоторых местах эта вода является питьевой (содержание солей менее 1 г/л).

Системы с песчаными водоносными слоями имеют проницаемость порядка 0,025 дарси, вязкость воды обычно составляет 0,2 — 0,3 мПа • с, а сама вода является хлоридно-бикарбонатной с показате­лем рН, равным 7,5 - 8,5. Так как растворимость газообразных уг­леводородов в воде резко возрастает с уменьшением растворенных в ней твердых веществ, а высокие температура и давление приводят к естественному крекингу нефтяных углеводородов, ТО В 1 Л ВОДЫ в

Месторождениях высокого давления содержится 0,004 м3 природного газа. Растворенные газы могут оказатьоя ценным побочным продук­том при извлечении воды.

История освоения месторождений с аномально высоким давле­нием (в основном для получения природного газа) свидетельствует о том, что извлекаемая жидкость замещается водой из недоуплот - ненных аргиллитов, окружающих месторождение. Не существует оп­ределенной зависимости между объемом извлекаемой жидкости и ре­зультирующим давлением в месторождении. После прекращения экс­плуатации происхрдит частичное восстановление давления. Вполне очевидно, что при извлечении воды для получения геотермальной энергии будет эффективно происходить отбор воды из недоуплотнен- ных аргиллитов, окружающих водоностный пласт. В то же время дав­ление в месторождении заметно падает лишь по истечении продолжи­тельного времени такого извлечения и, конечно, при условии, что площадь месторождения не меньше нескольких сотен квадратных ки­лометров.

Температуры извлекаемой воды достигают 150 - 180° С, давле­ние на устье скважин составляет 30 - 40 МПа, а производительность каждой скважины - несколько тысяч тонн воды в сутки.

Район западною побережья Мексиканского залива. Здесь пред­полагается пробурить опытную геотермальную скважину. Этот район выбран по следующим причинам: а) здесь имеются участки с разви­тием мощных толщ третичного возраста, аналогичных образовав­шимся во многих осадочных бассейнах мира; б) в северной и запад­ной частях прибрежной равнины Мексиканского залива интенсивно осуществлялась добыча нефти на берегу (а в последнее время и в море) и поэтому имеется много данных по глубинным параметрам; в) зоны аномально высокого давления во многом повторяют друг дру­га как стратиграфически, так и регионально, что упрощает задачу выбора расположения опытной установки. Полагают, что информация, полученная при изучении прибрежного района Мексиканского залива, окажется полезной при построении общей модели геотермальных ме­сторождений аномально высокого давления.

В пределах данного района были выбраны три участка с целью определения их пригодности для бурения опытной скважины. Эти участки (Себастиан, Порт-Мансфилд и Корпус-Кристи) показаны на фиг. 7.1.

Глубинные температуры и солености в северной части графства Камерон, где расположен участок Себастиан, уже изучались Геоло­гической службой США [2]. Установлено, что здесь очень высокие температуры и низкие солености. Графство Уилласи, в котором рас­положен участок Порт-Мансфилд, согласно данным этой службы, яв­ляется одним из мест побережья Мексиканского залива, где изотер­ма с температурой 149° С очень близко подходит к поверхности зем­ли (~3,9 км). Участок Корпус-Кристи был включен в программу ис­следований, поскольку проведению работ здесь могло способствовать присутствие авиабазы Военно-морских сил США.