книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие

лотнения и цементации их в течение длительного геологического времени. Песчаники в большинстве случаев мелкозернистые и тонкозернистые. Размер их зерен изменяется от 0,1 до 0,05 мм. Газ, добываемый из них, как правило, не содержит сероводорода.

Пески и песчаники в основном состоят из двуокиси кремния. Цементирующий материал песчаников различен по составу; он может быть глинистый, железистый, гипсовый, карбонатный и др.

к нему. По данным исследований М. Маскета, проницаемость пе­

в большинстве случаев располагается зонально. Геолого-физиче­ ские параметры песчаников (коэффициенты пористости, проница­ емости, упругоемкости и др.) при глинистом цементирующем материале изменяются незначительно по площади газоносности, при карбонатном изменяются очень резко.

Состав и свойства цементирующего материала имеют важное значение при проектировании систем разработки, установлении технологических режимов работы скважин и поверхностного обо­ рудования, выборе метода интенсификации работы скважин, ка­ питальном ремонте. В глинистом цементирующем материале могут содержаться монтмориллонит1*, каолинит, бейделлит, хлорит, иллит. При соединении с водой объем этих минералов увеличива­ ется и, как следствие, уменьшается коэффициент проницаемости.

1 Монтмориллонит НБЮгАЬОз-НгО)— минерал, играющий основную роль в составе монтмориллонитовых глин и придающий специфический характер физико­ химическим свойствам глинистых суспензий.

12

цементирующего материала в % от объема пор.

При содержании карбонатно-глинистого цемента в породе бо­ лее 2% от объема пор коэффициент проницаемости резко умень­ шается. При содержании цемента, равном 10—15% от объема пор, коэффициент проницаемости меньше 10 мД. Если в поровом пространстве газонасыщенного песчаника объем цементирую­ щего материала превышает 15% от объема пор, то коэффициент проницаемости незначителен, и газовая залежь не может иметь промышленного значения.

Известняки и доломиты, как правило, имеют сложную струк­ туру порового пространства, неоднородны по площади и разрезу. Они имеют много отдельных трещин, каналов, каверн и даже изолированных блоков. Газ, добываемый из газонасыщенных из­ вестняков и доломитов, в большинстве случаев содержит серово­

При проектировании систем разработки залежей в процессе их эксплуатации важное значение имеют пористость, проницаемость, крепость (прочность) и упругоемкость пород, средний радиус каналов пористой среды, величина удельной поверхности.

Г е о л о г о-ф и з и ч е с к и е с в о й с т в а г о р н ы х

по р о д

Вбольшинстве случаев в горных породах, сложенных грану­ лярными породами (песками, песчаниками), пустоты имеют не­ большой размер и называются порами.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости то называ­

на поверхности твердой фазы, часть остается в мелких поровых каналах. Вода удерживается на поверхности твердой фазы по­ верхностными молекулярными силами, в поровых каналах — ка­ пиллярными силами. Эту воду называют реликтовой, погребен­ ной или связанной, остаточной и выражают в долях от коэффици­ ента абсолютной пористости.

13

(k0 — мД; m0— в %).

На рис. 1 показана зависимость объема связанной воды в пе­

14

миллидарси (мД). Коэффициент проницаемости имеет размер­ ность площади.

Различают коэффициенты абсолютной и эффективной прони­ цаемости при фильтрации однородной жидкости сквозь сухую и с остаточной водой пористую среду соответственно. При фильт­

симости коэффициента эффективной проницаемости kn от объема связанной воды SB.п для несцементированных песков

Из зависимостей (7) и (8) видно, что при наличии связанной воды в несцементированных песках существенно снижается коэф­ фициент эффективной проницаемости, в песчаниках — практи­ чески не уменьшается.

Фазовая проницаемость зависит от общей насыщенности порового пространства жидкой фазой, структуры и литологического

где Sr — относительная доля порового пространства, насыщенного подвижной фазой; S —общая насыщенность пористой среды жид­ кой фазой (связанной и подвижной водой, водой и нефтью, водой и углеводородным конденсатом) в долях единицы; а — объемная газонасыщенность обводненной зоны при данном давлении в до­

лях единицы.

Газ, нефть и вода движутся сквозь пористую среду (фильтру­ ются) по каналам, имеющим криволинейную причудливую фор­ му по длине и сложную форму поперечного сечения. В некоторых случаях можно представить пористую среду как систему криво­ линейных параллельных трубок одинакового радиуса. В этом случае можно ввести понятие среднего радиуса каналов пористой среды (в см) и выразить его в виде уравнения

\т \ L0 )

15

Отношение \ = L/L0— коэффициент извилистости пористой среды. Для различных пористых сред |= 1 -у 5 и зависит от струк­ туры, литологического состава пород коллектора и объемной на­ сыщенности пористой среды жидкой фазой.

в частности на величину сопротивления потоку жидкости или газа при его движении сквозь пористую среду, на остаточную газо- нефте-конденсатонасыщенность, давление фазовых переходов идр.

Величину удельной поверхности пористой среды (песков) F

ный коэффициент пористой среды, учитывающий длину криволи­

структурного коэффициента для несцементированных песков по­ лучено следующее уравнение для определения т:

( ~ Т

Величина удельной поверхности песков и песчаников изменя­ ется от 300 до 1000 см2/см3 и более.

Прочность (крепость) горных пород характеризует их меха­ нические свойства, которые зависят от вида деформаций. Проч­ ность горных пород значительна при сжатии, весьма мала при ра­ стяжении, сдвиге, кручении.

При движении жидкостей и газов возможно разрушение гор­ ных пород в местах наибольших концентраций напряжений (гра­ диентов давлений на забоях эксплуатационных скважин). При превышении критических величин градиентов давлений на забое скважины возможно разрушение горной породы, скопление ее частиц на забое или вынос их в поверхностные сооружения газо­ вого промысла или подземного хранилища.

Большое влияние на прочность горных пород оказывают сла­ гающие их минералы и цементирующее вещество. Глинистый це­ ментирующий материал снижает прочность песчаников, а кремне­ зем и известковый цемент увеличивают ее.

Пласт и насыщающие его жидкости обладают упругими свой­ ствами. Коэффициент упругоемкости пласта р определяет величи-

16

Пороговое давление может быть велико при вытеснении воды из глин и глинистых песчаников, в которых преобладают набуха­ ющие частицы минералов весьма малых размеров, создающих большую удельную поверхность. В несцементированных песках или песчаниках с карбонатным цементирующим материалом пороговое давление имеет небольшую величину.

Область пласта, в которую попадает вода с поверхности или из другого пласта, называется областью питания. Область пласта,

100 м/год, подъем подошвенных вод в вертикальном направлении происходит со скоростью 0,5—5 м/год.

Пластовая вода является минерализованной. Содержание раз­ личных солей в пластовой воде составляет 20—300 мг/л. Содер­ жащиеся в пластовой воде соли могут выпадать на забое сква­ жины или в газовых коммуникациях, создавая дополнительные сопротивления потоку газа.

Пример 1. Определить пороговое давление для начала движения воды в не­ сцементированном песке при следующих геолого-физических параметрах пористой среды п воды: £0=17,5 Д, т0= 0,39, 0=75,1 дин/см,

Т е м п е р а т у р а и т е п л о в о й р е ж и м п л а с т а

В неразрабатываемых газовых месторождениях породы газо­ носного пласта и газ, находящийся в поровом пространстве пла­ ста в течение длительного геологического времени, имеют одина­ ковую температуру, поскольку размер поровых каналов мал, а

* В Международной системе за единицу поверхностного натяжения принят

18

поверхность контакта газа с породой велика. Температуру пласта tn приближенно можно рассчитать по формуле

Измерения температуры на различных глубинах в разных рай­ онах земного шара показали, что геотермическая ступень изменя­ ется от 20 до 60 м/° С. В расчетах обычно принимают среднее зна­

процесс фильтрации газа можно рассматривать как дроссельный, характеризующийся постоянством теплосодержания

мало. Значительное уменьшение температуры газа на забое мо­ жет произойти при эксплуатации скважин с большими депрес­ сиями, при продувках скважин в атмосферу через диафрагмы больших диаметров, аварийном фонтанировании скважины. Рез­ кие изменения температуры газа на забое скважин на большую величину могут привести к образованию трещин в цементном камне и обсадной колонне труб, потерям газа, обводнению забоя верхними водами или образованию кристаллогидратов углево­ дородных газов и закупорке забоя.

§ 5. Режимы эксплуатации газовых месторождений

Режимом эксплуатации газового месторождения называется проявление доминирующего вида пластовой энергии в процессе разработки или доминирующего вида пластовой энергии, приво­

19