книги / Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья

пород. Этот узкий интервал вариации можно объяснить, проводя для упругой линейной изотропной среды кривую вариации от­ ношения vp/vs в зависимости от коэффициента Пуассона v.

Несмотря на узкий интервал вариации отношения vp/vSf оно позволяет, по мнению французских специалистов, сразу же по­ лучить оценку состояния трещиноватости породы:

Vp/v5 < 0,6 (v > 0,22) - породы слаботрещиноватые или без трещин;

0. 6< vp/v s < 0,7 (0,02 < v < 0,22) - трещиноватые породы; vp/v s > 0,7 (v < 0,02) - сильнотрещиноватые породы.

Таким образом, определив методом АКШ значение коэффи­ циента Пуассона, представленные выше соотношения позволяют отнести породу к соответствующему классу трещиноватости. Следует отметить, что этот подход лишь на начальном уровне соответствует представлениям об отнесении пород к трещинова­ тым или нетрещиноватым. Тем не менее, он дает достаточно чет­ кие ориентиры. В качестве примера рассмотрим определение ме­ тодом АКШ трещиноватости по одной из скважин продуктивных разрезов АГКМ и УНГКМ, а также Сибирского и Шершневского нефтяных месторождений Пермского края.

На рис. 1.3.12 представлены графики распределения коэффи­ циента Пуассона по скв. 56Д, определенные на основе метода АКШ, из которого можно сделать следующие выводы.

1. По классификации французских специалистов, практически

весь продуктивный разрез по данной скважине не является тре­ щинным.

2. Если ориентироваться на значение коэффициента Пуассона 0,29, то практически весь продуктивный разрез по всем скважи­ нам при исходном пластовом давлении 61,5 МПа является тре­ щинным. Однако падение пластового давления должно приво­ дить к быстрому падению трещинной проницаемости и отключе­ нию из работы большей части трещинных пропластков, так как коэффициент Пуассона имеет сравнительно высокое значение.

3. Коэффициент Пуассона по скважине характеризуется весь­ ма невысокой изменчивостью, что предопределяет однородность продуктивной толщи по степени охвата ее трещиноватостью. Среднее значение составляет 0,286.

Для сравнения (см. рис. 1.3.12) представлено распределение коэффициента Пуассона по скв. Р-741 (Ач3_4), вскрывшей ачимовские отложения Уренгойского месторождения, которые ха­ рактеризуются сходными геологическими условиями. Видно, что распределение и значения коэффициента Пуассона существенно другие, нежели по скважине АГКМ. В частности, значение коэф­ фициента Пуассона составляет 0,209, т.е. разрез однозначно от­ носится к трещинно-поровому типу.

Большие работы по определению модуля упругости и коэф­ фициента Пуассона методом АКШ были проведены для скважин, работающих на продуктивные объекты месторождений Севера Пермского края, в частности Сибирского и Шершневского ме­ сторождений. Всего было обработано 30 скважин Сибирского и 12 скважин Шершневского месторождений. В итоге были полу­ чены следующие интервалы изменения модуля упругости и ко­ эффициента Пуассона, представленные в табл. 1.3.4, из которой следует весьма существенная разница в отличии физико­ механических свойств терригенных объектов от карбонатных.

Отметим, что по результатам испытаний статическими и ди­ намическими методами обнаружилось их высокое расхождение, которое объяснить трудно. Обычно динамический модуль упру­ гости, определенный по скорости прохождения упругих волн, в 1,5-2,0 раза превышает статический. Возможная причина кроется в высокой степени нарушенности образцов керна Сибирского месторождения, которые испытывались статическим методом. Некоторым подтверждением этому являются результаты опреде­ ления модуля упругости образцов керна Шершневского место­ рождения, представленные в табл. 1.3.5. Среднее значение моду­ ля упругости этих образцов составило 32,9 ГПа, среднее значение модуля упругости бобриковских объектов Шершневского место­ рождения, определенное методом АКШ, составило 40 ГПа. Эти значения являются уже сопоставимыми, при этом меньшее зна­ чение модуля упругости образцов действительно подтверждает

Таблица 13.4

Обобщенные результаты определения упругих параметров продуктивных объектов Сибирского и Шершневского месторождений методом АКШ

*В числителе для терригенных объектов, в знаменателе для карбонатных.

Таблица 13.5

Результаты определения упругих свойств образцов бобриковского продуктивного объекта Шершневского месторождения

при длительных испытаниях

'Средние значения: в числителе минимальные, в знаменателе максимальные.

их нарушенность в отличие от массива пород в окрестности скважины.

В сложившейся ситуации возникает вопрос: какими же ре­ зультатами определений модуля упругости и коэффициента Пу­ ассона следует руководствоваться при расчетах напряженнодеформированного состояния продуктивных объектов, в частно­ сти, при проектировании ГРП? По мнению авторов данной рабо­ ты следует использовать результаты определений методом АКШ или динамическим методом при эффективном давлении, соответ­ ствующем пластовому. Статический метод дает заниженные ре­ зультаты в связи с нарушением структуры образцов при их дос­ тавке на поверхность, а также при их разгрузке от напряжений вследствие длительного хранения. Кроме того, статический метод не позволяет воспроизвести пластовые условия.

Интересные результаты по определению упругих параметров были получены по бобриковскому продуктивному объекту Шершневского месторождения на основе длительных испытаний. В процессе испытаний модуль упругости и коэффициент Пуас­ сона определялись для различных изменяющихся эффективных напряжений (см. табл. 1.3.5). Отмечается рост модуля упругости в среднем в 1,2 раза при росте эффективных напряжений до зна­ чений, соответствующих пластовым. При этом не наблюдается роста упругих параметров при действии постоянного эффектив­ ного давления.

1.4. ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ

Объектом изучения в механике горных пород при разработке углеводородов являются породы-коллекторы. Коллекторами на­ зывают горные породы, обладающие такими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в их пус­ тотном пространстве. Следует отметить, что существуют коллек­ торы, которые содержат физически подвижную нефть, но не от­ дают ее при существующих в настоящее время технологиях. Также породы-коллекторы могут быть насыщены как нефтью или газом, так и водой. В рамках данного раздела остановимся только на общих представлениях о ФЕС продуктивных объектов. Более подробные сведения представлены в многочисленной как отечественной, так и зарубежной литературе.

При изучении продуктивных пластов выделяются: общая толщина - расстояние от кровли до подошвы пласта в страти­

графических границах; эффективная толщина, равная общей толщине за вычетом толщины прослоев неколлекторов; эффек­ тивная нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, равная суммарной толщине нефтегазонасыщенных прослоев коллекто­ ров. В водонефтяной зоне эффективная нефтенасыщенная (газо­ насыщенная) толщина определяется как часть разреза пласта от кровли до поверхности водонефтяного контакта (ВНК) или газо­ водяного контакта (ГВК).

Значения эффективной и эффективной нефтенасыщенной (га­ зонасыщенной) толщин в пределах залежи различаются, иногда довольно существенно. Для характеристики неоднородности пла­ стов по площади и разрезу используются различные показатели [9]. Неоднородность по разрезу характеризуют коэффициент пес­ чанистости knec и коэффициент расчлененности kp.

Коэффициент расчлененности показывает среднее число про­ слоев (пластов) коллекторов в пределах залежи:

где /, - число прослоев коллекторов в i-й скважине; п - число скважин, вскрывших залежь.

Коэффициент песчанистости показывает долю объема коллек­ тора (или толщины пласта) в общем объеме (или толщине) за­ лежи:

где Аэф, /г0бщ - эффективная и общая толщины пласта в i-Й сква­ жине; п - число скважин.

Неоднородность коллекторов по площади характеризуют ко­ эффициент литологической связанности kCB, коэффициент распро­ странения коллекторов k?SLCU и коэффициент сложности гра­ ниц ^

Коэффициент литологической связанности оценивает степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев):

kc, = Fa/F,

где FCB- суммарная площадь участков слияния; F - площадь за­ лежи.

Коэффициент распространения коллекторов характеризует степень прерывистости их залегания:

где FK - суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта (прослоя).

Коэффициент сложности границ распространения коллекто­ ров определяется следующим образом:

^сл 1 к о л /П ,

где 1кол - суммарная длина границ зон распространения коллек­ торов; П - периметр залежи.

Существуют также коэффициенты, характеризующие нерав­ номерность распространения коллекторов с точки зрения усло­ вий вытеснения из них нефти [9].

Емкостные свойства коллекторов, т.е. их способность содер­ жать нефть, газ и воду, обусловливаются наличием пустот, кото­ рые могут быть представлены порами, кавернами и трещинами. Понятие пористости и методы ее определения изложены в разде­ ле 1.2. По величине поровые каналы нефтяных и газовых кол­ лекторов условно делятся на три группы: сверхкапиллярные диаметром 0,5-2 мм; капиллярные диаметром 0,0002-0,5 мм; суб­ капиллярные диаметром менее 0,0002 мм. По сверхкапиллярным каналам движение нефти, газа и воды происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкости в природных условиях прак­ тически не перемещаются.

Кавернозность горных пород обусловливается наличием ка­ верн, к которым относят пустоты с размерами в трех взаимно перпендикулярных направлениях больше 2 мм [9]. Коэффициент кавернозности kK равен отношению объема всех каверн VK к ви­ димому объему образца Vo6?:

К = K /JW

Если порода целиком кавернозна, то kK можно найти через плотность минеральной части породы рми„ и плотность всего об­ разца Робр*

kK- 1 - Робр/Рмнн-

Если в породе имеются и поры, и каверны, то

~ 1 “ Ец.М/К>бр ~ 1 “ Робр/Рп»

где VnM- суммарный объем пор и минерального вещества поро­ ды; рп - плотность пористой части породы.

Если порода относится к чисто каверновому типу, то методы определения коэффициентов полной и открытой кавернозности аналогичны методам определения пористости. Если порода ка­ вернозно-пористая, то необходимо определять суммарную и раз-

дельную емкости пор и каверн. Для этого необходимо опреде­ лить плотность кавернозно-пористого образца породы, плотность минеральной части и плотность пористой части породы.

Трещинная емкость горных пород обусловлена наличием в них трещин без заполнителя. Залежи, связанные с трещиноваты­ ми коллекторами, приурочены большей частью к плотным кар­ бонатным породам, а иногда и к терригенным отложениям. На­ личие разветвленной системы трещин обеспечивает значитель­ ные притоки нефти к скважинам в этих плотных породах.

Качество трещиноватой породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Густота трешин Г определяется следующим образом:

Г = я/Д1,

где п - число трещин, пересекающих линию длиной AL, перпен­ дикулярную к направлению их простирания. Также интенсив­ ность трещиноватости характеризуют объемной Т и поверхност­ ной П плотностью трещин: Т = S/V\ П = L/F, где 5 - суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; L - суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью с площадью F.

Понятие раскрытое™ трещин в некоторой степени условное. Существование трещин в условиях горного давления возможно только при наличии многочисленных контактов между их стен­ ками. Однако площадь контактов мала по сравнению с площадью стенок, поэтому контакты существенно не влияют на емкостные и фильтрационные свойства трещин. На этом основании и вво­ дится понятие раскрытое™ трещин. В нефтегазопромысловой геологии по величине раскрытое™ выделяют микротрещины шириной до 40-50 мкм и макротрещины шириной более 50 мкм. По данным исследования шлифов под микроскопом емкость трещин Ат = bL/F = ЬП, где Ъ - раскрытое™ трещин в шлифе; L - суммарная протяженность всех трещин в шлифе; F - пло­ щадь шлифа; П - поверхностная плотность трещин.

Обычно изучить всю трещиноватость по керну не удается, так как при отборе керн распадается по трещинам, влияющим на фильтрационные и емкостные свойства. Изучение макротрещи­ новатости проводят визуальным путем по фотографиям стенок скважин или с помощью специальных телекамер, а также геофи­ зическими методами и гидродинамическими исследованиями скважин.

Характерной особенностью трещин является то, что они в го­ раздо большей степени, нежели поры и каверны, реагируют на рост эффективных напряжений при падении исходного пластово­

го давления в залежах. Особенности механического поведения трещинно-поровых коллекторов рассматриваются в главе 6.

Проницаемость - это фильтрационное свойство коллекторов, характеризующее их способность пропускать нефть, газ и воду. Абсолютно непроницаемых пород нет. Однако при тех перепадах давления, при которых происходит разработка месторождений нефти и газа, многие породы практически непроницаемы для жидкостей и газов. При разработке залежей в пустотном про­ странстве пород происходит фильтрация нефти, газа, воды или их смесей. В последнем случае проницаемость породы для какойлибо составляющей смеси (называемой фазой) зависит от коли­ чественного и качественного состава фаз. Поэтому для характе­ ристики проницаемости вводятся понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, хими­ чески инертным по отношению к ней. Абсолютная проницае­ мость продуктивных коллекторов колеблется в очень широких пределах - от тысячных долей мкм2 до 5 мкм2. Наиболее распро­ странены коллекторы нефти и газа с проницаемостью 0,05- 0,5 мкм2 Для ее оценки используется воздух или газ, так как физико-химические свойства жидкостей влияют на проницае­ мость. Абсолютная проницаемость характеризуется коэффициен­ том проницаемости kn?. Значение kn? определяется по керну в лабораторных условиях на основе линейного закона фильтрации Дарси:

v = QJF = (£прц) (ApAL),

где v - скорость фильтрации; Q - объемный расход газа (жидко­ сти) через образец в единицу времени; F - площадь поперечного сечения образца; р - вязкость газа (жидкости); Ар - перепад давления; AL - длина образца. Коэффициент проницаемости имеет размерность площади. Физический смысл этого заключа­ ется в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

Фазовой называется проницаемость &пр.ф пород для данного газа или жидкости при движении в пустотном пространстве мно­ гофазных систем. Ее значение зависит не только от свойств по­ роды, но и от степени насыщенности каждой из фаз и их физи­ ко-химических свойств.

Относительной проницаемостью породы k'np называется от­ ношение фазовой проницаемости данной фазы к абсолютной проницаемости.