Full Text

Введение Установившееся на протяжении геологических времен равновесное состояние пород претерпевает изменения начиная с этапа разведки и освоения месторождения (рис. 1). На каждом этапе разработки на пласт оказывается воздействие различными физическими (изменение/поддержание пластового давления, перфорация, гидравлический разрыв пласта и пр.) и химическими (применение химических методов увеличения нефтеотдачи и пр.) факторами, так или иначе влияющими на фильтрационно-емкостные и физико-механические свойства коллектора [1-2]. Рис. 1. Основные этапы разработки месторождения Влияние поверхностно-активных веществ при бурении скважин определялось в целях увеличения скорости бурения и снижения давления при гидроразрыве пласта [3-9]. Однако ввиду сложности процессов, протекающих в пласте, эффекта снижения прочности пород от применения растворов поверхностно-активных веществ на практике зачастую не наблюдается [10-11]. В работах [12-13] изменение свойств пород связывается с химическим составом, диэлектрической проницаемостью и электропроводностью насыщающих жидкостей. Минерализация воды, используемой в системе поддержания пластового давления, может оказывать влияние на проницаемость породы [14-18]. Влияние эффективного давления на сжимаемость пор и изменение проницаемости подробно рассмотрено в работах [19-31]. Для повышения точности проектирования разработки рекомендуется использовать все имеющиеся данные о месторождении и коллекторе, а также постоянно отслеживать их изменения во времени. Пористость и проницаемость пласта как функция пластового давления Основная составляющая напряженного состояния складывается из веса вышележащей толщи пород и почти не изменяется за время разработки месторождения. При наличии связи пласта с поверхностными водами давление в нем будет соответствовать гидростатическому давлению столба жидкости, выходящему на земную поверхность. Если при формировании залежи у пластовой жидкости не было возможности оттока, то такая залежь будет обладать аномально высоким пластовым давлением. В обоих случаях должно поддерживаться оптимальное пластовое давление, чтобы не допустить необратимых деформаций пласта, которые повлекут за собой значительное уменьшение фильтрационно-емкостных свойств и резкое падение дебитов. В работе [19] описана методика расчета изменения проницаемости и пористости по методу нагружения при поддержании неизменного порового давления. Деформация при одноосном сжатии в условиях дренирования изменяется по формуле где - фиктивные напряжения, МПа; - пористость, доли ед.; - сцементированность пористой среды; - пластовое давление, МПа; - эффективное давление, МПа; , где - соответственно первый и второй параметры Ламе. Соотношение называется механической характеристикой горной породы - критерием степени уплотнения грунта или степени сцементированности горной породы. Чем ближе показатель сцементированности к единице, тем труднее переупаковываются частицы, тем жестче они связаны друг с другом [19]. Эффективное давление определяется по формуле где q - полная приложенная нагрузка, МПа. Авторами [32] утверждается, что в силу малых величин капиллярного давления его влиянием на эффективное давление можно пренебречь. Коэффициент показывает, какую долю порового давления необходимо учитывать. В статье при расчетах использовалось значение n = 0,8, что соответствует рассчитанному значению коэффициента сцементированности [19, 33-43]. Из уравнений неразрывности и обобщенного закона Гука устанавливается связь между приращением пористости , объемной деформацией образца и приращением порового давления [19]: Коэффициенты сжимаемости пор, среды и скелета породы определяются по формулам где - сжимаемость пор, МПа-1; - сжимаемость среды, МПа-1; - сжимаемость скелета породы, МПа-1; - начальный объем образца; - изменение его полного объема; - изменение объема пор; - фиксируемая (одновременно с поровым давлением) величина приложенной нагрузки (эффективное давление), МПа. График зависимости пористости от эффективного давления с высокой точностью описывается экспоненциальной зависимостью [19] где - коэффициент пористости при давлении ; - коэффициент пористости при начальном давлении ; - коэффициент сжимаемости пор, МПа-1. Расчет проницаемости производится как функция пористой среды: где - проницаемость и пористость при эффективном давлении; - коэффициенты изменения проницаемости и сжимаемости пор соответственно, МПа-1, для песчаных пород. Результаты экспериментальных исследований Для определения влияния насыщенности породы на свойства терригенных пород были проведены исследования прочностных и упругих характеристик [44-46]. В качестве материала использовались образцы пород (в основном песчаник) месторождений Западной Сибири, залегающих на глубине около 1800 м. На рис. 2 представлены результаты определения предела прочности и модуля упругости при одноосном сжатии. По результатам исследований зависимости между водонасыщенностью образца и коэффициентом Пуассона установить не удалось. Приняты следующие обозначения: группа 0 - образцы в воздушно-сухом состоянии; группа 1 - образцы, полностью насыщенные керосином; группа 2 - образцы, насыщенные на 25 % водой и на 75 % керосином; группа 3 - образцы, насыщенные на 50 % водой и на 50 % керосином; группа 4 - образцы, насыщенные на 75 % водой и на 25 % керосином; группа 5 - образцы, полностью насыщенные водой. Перечисленные группы можно связать с этапами разработки: группы 1-2 можно отнести к этапам ввода в эксплуатацию и наращиванию добычи на месторождении; группа 3 соответствует этапу стабильно высокого уровня добычи; группы 4-5 - этапам снижения добычи и роста обводненности добываемой продукции. Зависимость модуля упругости образца породы Е, ГПа, от насыщенности жидкостью можно представить в виде где Sw - водонасыщенность, доли ед. Фильтрационный эксперимент (рис. 3, а, б) был проведен при давлении обжима 40 МПа, что соответствует горному давлению на глубине 1800 м. Через насыщенный водой образец прокачивалась слабоминерализованная вода с постоянным расходом до стабилизации порового давления. После стабилизации порового давления ступенчато повышалась осевая нагрузка на образец: первая ступень нагрузки - 2 кН, далее с 10 до 50 кН с шагом 10 кН, всего шесть ступеней (см. рис. 3, а). После испытания образец был разрушен для определения предела прочности [47-49]. Коэффициент проницаемости керна k, м2 (1 Дарси = 1,02∙10-12 м2), пределялся по закону Дарси: где m - динамическая вязкость жидкости, Па∙с; L - длина керна, м; Q - заданный расход жидкости через керн, м3/с; S - площадь поперечного сечения образца керна, м2; DP - перепад давления на концах образца керна при заданном расходе, Па. а б Рис. 2. Зависимость предела прочности (а); модуля упругости (б) от вида насыщающей жидкости Эффективное давление для каждой ступени определялось по формуле где - давление обжима, МПа; - создаваемое осевое давление, МПа; - поровое давление в образце, МПа. Коэффициент изменения проницаемости вычислили с помощью выражения где - коэффициент проницаемости i-й ступени; - коэффициент проницаемости на первой ступени, мД. На рис. 3, б представлена зависимость изменения проницаемости от эффективного давления. При увеличении эффективного давления на образец с 20 до 40 МПа наблюдается уменьшение проницаемости на 20 %. При эффективном давлении 60 МПа уменьшение проницаемости составляет около 30 % от первоначального значения, процесс уменьшения проницаемости постепенно снижается. а б Рис. 3. Зависимость изменения проницаемости от осевой нагрузки при объемном сжатии (а) и от эффективного давления (б) Результаты теоретических исследований С использованием полученной экспериментальным путем зависимости модуля упругости от водонасыщенности был произведен расчет изменения относительных деформаций и проницаемости. На рис. 4, а показана зависимость относительных деформаций коллектора от насыщенности и эффективного давления. С увеличением содержания воды в коллекторе растут относительные деформации, т.е. порода становится более пластичной, предел прочности при одноосном сжатии снижается. Преобладание пластичных деформаций вызывает необратимое сжатие коллектора и приводит к снижению предела упругости горной породы. Прирост относительной деформации при увеличении эффективного давления выше у водонасыщенных образцов, что также объясняется увеличением пластичности в присутствии воды. На рис. 4, б представлена зависимость изменения проницаемости от насыщенности и эффективного давления. Наибольшее уменьшение проницаемости наблюдается при значительном уменьшении пластового давления и росте обводненности (линия 5). а б Рис. 4. Зависимости относительных деформаций (а) и изменения проницаемости (б) от насыщенности и эффективного давления Следует отметить сходимость результатов, полученных экспериментальным и расчетным путем. Расчетное уменьшение проницаемости при увеличении эффективного давления с 30 до 40 МПа составляет 6,67 % для полностью водонасыщенной породы. При проведении лабораторного эксперимента для идентичного образца было получено значение 6,6 % при увеличении эффективного давления в том же диапазоне. Заключение Полученные результаты теоретических и экспериментальных исследований доказывают необходимость изучения свойств пород в различных насыщенных состояниях. Вид насыщающей жидкости определяет деформируемость, прочностные и упругие свойства, изменения пористости и проницаемости. Снижение прочности пород и преобладание пластичных деформаций возникают не только по мере снижения пластового давления, но и из-за постепенного роста обводненности. Все это может изменить ожидаемый эффект от проведения горнотехнических мероприятий по интенсификации притока. Использованный метод оценки изменения проницаемости дал схожий с экспериментальными данными результат. Тем не менее следует отметить, что исследования проводились для гидрофильных коллекторов, необходимо выполнить аналогичные исследования для гидрофобных пород.

About the authors

Daniil A. Karmanskiy

Author for correspondence.
Email: karmanskiy.da@yandex.ru
2 21st Line, Vasilyevsky island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

Engineer of the Laboratory Physical and Mechanical Properties and Rock Facture

Dmitriy G. Petrakov

Email: petrakovdg@mail.ru
2 21st Line, Vasilyevsky island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

PhD in Engineering, Head of Oil and Gas Department

References

Statistics

Views

Abstract - 251

PDF (Russian) - 98

PDF (English) - 89

Refbacks

• There are currently no refbacks.