Full Text

Введение Процесс разработки и эксплуатации нефтяных месторождений включает в себя комплекс разнообразных технических и технологических мероприятий. Принято разделять четыре основные стадии разработки месторождений нефти. Первая стадия характеризуется интенсивным и постоянным увеличением добычи нефти, быстрым ростом действующего фонда скважин, резким падением пластового давления. Порода, находящаяся на протяжении длительного времени в равновесном состоянии, подвергается деформированию при начале разработки месторождения и строительстве наземных сооружений, подземных выработок и хранилищ газа. Деформация породы сказывается на ее фильтрационно-емкостных и физико-механических свойствах. Отбор жидкости из пласта-коллектора и снижение пластового давления приводит к увеличению нагрузки на скелет породы, который ранее поддерживался пластовым (поровым) давлением [1-12]. Напряженное состояние, в котором находятся коллекторы нефти и газа, характеризуется эффективным давлением [13-17]: (1) где - внешнее давление вышележащих пород; - пластовое давление (внутреннее); n - коэффициент, характеризующий величину пластового давления, идущего на разгрузку внешнего давления [18-23]. Процессы перераспределения давления, деформирования и изменения структуры пустотного пространства (уплотнение поровой матрицы, смыкание трещин и каверн) носят механический характер [24, 25]. Для второй стадии разработки месторождений нефти характерно увеличение количества скважин, добычи нефти и начало роста обводненности продукции. Исследователями [24, 25] отмечается важность химических явлений при добыче углеводородов. Авторы отмечают, что при использовании систем поддержания пластового давления с нагнетанием воды, в пласте возможно возникновение химических реакций, выпадение солей, растворение или выщелачивание пород-коллекторов в зонах проникновения нагнетаемой воды. Третья стадия характеризуется снижением объемов добываемой нефти, существенным уменьшением числа функционирующих скважин, постоянным ростом обводненности добываемой продукции. Для четвертой стадии характерны малые темпы добычи нефти, высокая обводненность, дальнейшее уменьшение количества работающих скважин. На описанных стадиях разработки месторождений нефти в целях увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности добываемой продукции применяются различные геологотехнические мероприятия - кислотные или щелочные обработки призабойной зоны пласта (увеличение проницаемости и устранение загрязнений), использование поверхностно-активных веществ (увеличения коэффициента извлечения нефти), применение гидроразрыва пласта и др. Все используемые методы интенсификации притока нефти в скважину влияют на состояние пород-коллекторов. Таким образом, с начала и до окончания разработки нефтяного месторождения вмещающие горные породы подвергаются механическому и химическому воздействию, изменяются их напряженно-деформированное состояние, фильтрационные и прочностные свойства. Все изменения, претерпеваемые пластами-коллекторами, являются а б в Рис. 1. Образцы породы, предварительно насыщенной керосином: а - зависимость предела прочности от содержания пресной воды в образцах; б - зависимость модуля упругости образцов породы от содержания пресной воды в образцах; в - распределение значений коэффициента Пуассона от содержания пресной воды в образцах взаимосвязанными. Задачей исследований авторов данной статьи является разработка рекомендаций по эксплуатации нефтяных месторождений на любой стадии их разработки с учетом полученных зависимостей прочностных, упругих и фильтрационных свойств горных пород от вида насыщающего флюида. Проведение экспериментов Для моделирования различных стадий разработки нефтяного месторождения была проведена серия экспериментов на образцах мелкозернистых песчаников. Состав породообразующей части аркозовый - полевые шпаты (45-50 %), кварц (35-40 %), а также кремнистые, кварцевые, кварц-слюдистые и эффузивные разности (около 15 %). Цемент глинистый, основные глинистые минералы каолинит и хлорит. 1. Для определения зависимости прочностных и упругих свойств пород от вида насыщающего флюида образцы пород насыщались пресной водой и керосином в различном соотношении. На рис. 1 насыщенность пресной водой, равная 0 %, означает, что образец полностью насыщен керосином. Предел прочности сухого образца представлен на графиках отдельно. Определение модуля упругости Е и коэффициента Пуассона ν образцов породы проводилось одновременно с определением предела прочности образцов при одноосном сжатии. Уменьшение предела прочности образцов при полном насыщении керосином достигает в среднем 20 % по сравнению с пределом прочности образца в воздушно-сухом состоянии (см. рис. 1, а). При вытеснении нефти водой содержание воды в пласте постепенно растет, изменяется соотношение фаз «нефть - вода» в породе. При эксперименте в качестве углеводородной жидкости в образцах использовался керосин. При соотношении 50 % воды и 50 % керосина предел прочности образцов продолжает снижаться до значений около 30 % от предела прочности образца в воздушно-сухом состоянии. Увеличение содержания воды в образцах приводит к уменьшению значений предела прочности образцов до 40 % от предела прочности образца породы в воздушно-сухом состоянии. Снижение прочности насыщенных пород объясняется эффектом Ребиндера [26-30]. Гидрофильная порода взаимодействует с насыщающими жидкостями (керосином, водой), жидкость адсорбируется на поверхностях существующих микротрещин. В процессе нагружения образца проявляются силы, оказывающие расклинивающий эффект под воздействием давления жидкости. В результате происходит рост существующих трещин и развитие новых. Как следствие, прочность породы снижается, увеличивается ее пластичность [31-37]. Известны эффекты снижения прочности породы от влияния поверхностно-активных веществ [38-40] и воды различной минерализации [41, 42]. При использовании методов определения механических свойств породы нагружением сферическими инденторами [43, 44] установлено схожее снижение прочности пород с ростом водонасыщенности. Уменьшение модуля упругости образцов при полном насыщении керосином может достигать значений 10-30 % от модуля упругости образцов в воздушно-сухом состоянии (см. рис. 1, б). При соотношении воды и керосина 50/50 % модуль упругости образцов может уменьшаться до 30-35 %. При дальнейшем снижении процентного содержания углеводородной фазы в образцах модуль упругости породы снижается до 40 % по сравнению с модулем упругости породы в воздушно-сухом состоянии. Зависимость модуля упругости образцов породы от водонасыщенности можно представить в виде формулы: (1) где E - модуль упругости, 103 МПа; Sв - водонасыщенность, доли ед. На рис. 1, в, продемонстрировано распределение значений коэффициента Пуассона образцов от водонасыщенности. Из представленных данных видно, что коэффициент Пуассона сухого образца меньше, чем коэффициент Пуассона насыщенных образцов. В процессе насыщения порода взаимодействует с водой и керосином. Повышение значения коэффициента Пуассона свидетельствует, что порода в насыщенном состоянии больше подвержена необратимым пластическим деформациям и становится менее хрупкой. Анализируя полученные результаты, можно сделать заключение, что предел прочности, модуль упругости Юнга и коэффициент Пуассона исследованных пород зависит от вида и состава флюида, насыщающего породу. При определении свойств горных пород в лабораторных условиях необходимо воссоздавать состав насыщающего породу флюида согласно условиям эксплуатации месторождения. При отборе проб особое внимание уделять сохранению естественной насыщенности образцов. Изучению проницаемости пород-коллекторов посвящено много работ [45-49]. Однако для обеспечения высокой степени достоверности предлагаемых рекомендаций ввиду широкой вариативности описанных условий испытаний и уникальности изучаемых групп а б Рис. 2. Зависимость коэффициента относительного изменения проницаемости от эффективного давления: а - образец № 1; б - образец № 2 Таблица 1 Исходные параметры образцов пород для фильтрационного эксперимента № обр. Пористость, % Предел прочности образцов при одноосном сжатии, МПа Модуль упругости, 103 МПа Коэф. Пуассона 1 17,3 28,08 8,02 0,16 2 10,3 27,16 8,08 0,17 образцов необходимо определение свойств пород для каждого конкретного случая. Для определения зависимости проницаемости от эффективного давления на образцах пород были проведены фильтрационные эксперименты. При проведении фильтрации использовалась пресная вода. Основные параметры образцов приведены в табл. 1. На рис. 2 представлена зависимость коэффициента относительного изменения проницаемости k/k0 образцов пород от эффективного давления. При увеличении эффективного давления образец начинает деформироваться. Существующие фильтрационные каналы начинают смыкаться, образуются системы микротрещин, в процесс фильтрации вовлекаются закрытые ранее поровые пустоты. Несмотря на положительный эффект от создания систем микротрещин в породе, в глинистых коллекторах возможно одновременное развитие процесса глинонабухания, что, в свою очередь, отрицательно скажется на проницаемости породы. На рис. 2, а, значительное снижение коэффициента относительного изменения проницаемости при увеличении эффективного давления до 22-24 МПа связывается с активным развитием процесса набухания глин и ростом пластичности породы из-за взаимодействия породы с пресной водой. Дальнейшее увеличение коэффициента относительного изменения проницаемости (при эффективном давлении 40 МПа) связывается с увеличением раскрытия трещин в образце. Для образца № 2 в ходе испытания была проведена разгрузка с целью определения проницаемости образца при снижении эффективного давления на образец после реализации 50 % нагружения от предела Рис. 3. Зависимость коэффициента относительного изменения проницаемости образца № 2 от эффективного давления (кривая нагружения - разгружения) Рис. 4. График зависимости относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности Рис. 5. Положение фронта вытеснения нефти в пласте по годам Рис. 6. Распределение давления в пласте от водонасыщенности в логарифмических координатах Рис. 7. График изменения коэффициента упругоемкости пласта от водонасыщенности прочности образца при объемном сжатии (рис. 3). Разгрузка образца выполнялась ступенчато и идентично проведению эксперимента при нагружении. При снятии нагрузки проницаемость не восстанавливалась, что свидетельствует об отсутствии упругого восстановления порового пространства для испытанных образцов глинистых коллекторов. Общее снижение проницаемости достигает 50 % от первоначального значения. Снижение пластового давления приводит к росту эффективного давления и к необратимому уменьшению проницаемости глинистых коллекторов. На месторождениях необходимо использовать соответствующие системы поддержания пластового давления с начала разработки. При планировании и проведении геолого-технических мероприятий на скважинах необходимо учитывать влияние состава закачиваемых жидкостей на свойства пород, при проведении гидроразрыва пласта учитывать снижение прочности пород от текущей обводненности. Расчет распределения давления в пласте с учетом водонасыщенности Для определения относительных коэффициентов проницаемости пород использовались выражения (2): (2) где - конечное значение относительной водопроницаемости; - текущее значение водонасыщенности, доли ед.; - остаточная нефтенасыщенность, доли ед.; - насыщенность связанной водой, доли ед.; - экспоненциальное значение относительной проницаемости по нефти; - конечное значение относительной проницаемости по нефти; - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости. На рис. 4 представлены кривые относительных фазовых проницаемостей совместно с кривой по вспомогательной шкале. Рассмотрим плоскорадиальный приток в скважину. Дебит добывающей скважины определяется по формуле (3): (3) где μ - вязкость жидкости, мПа∙с; k - проницаемость, мД; - мощность пласта, м; - перепад давления, МПа; - радиус контура питания, м; r - радиус скважины, м. По методу Бакли - Леверетта [50-57] была определена насыщенность на фронте вытеснения Для определения времени прорыва фронта вытеснения в скважину можно воспользоваться формулой (4): (4) Положение фронта вытеснения в любой момент времени определяется формулой (5). Результаты вычислений представлены графически на рис. 5. Прорыв фронта вытеснения от нагнетательной к добывающей скважине происходит через 2289 суток (6 лет и 4 месяца). (5) Дополнительно был выполнен расчет распределения давления в пласте при постоянном дебите скважины от расстояния между скважинами по формуле (6): (6) где - давление на контуре питания, атм; - дебит скважины, м3/сут. Распределение давления в пласте представлено на рис. 6 в логарифмических координатах. Наибольшим снижением давления на графике обладает кривая, соответствующая 50%-ному содержанию воды и 50%-ному содержанию нефти в породе - давление на забое скважины на 25 % ниже, чем при пуске скважины при насыщенности связанной водой = 20 %. Для графика «50 % воды» минимальное давление на забое скважины объясняется зависимостью от относительной фазовой проницаемости (см. рис. 4). Темп снижения проницаемости по нефти выше, чем темп роста проницаемости по воде. Определение зависимости упругоемкости и пьезопроводности от насыщенности По результатам выполненных исследований физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств установлено, что в зависимости от насыщенности и стадии разработки происходит изменение упругоемкости. По зависимости (7) определяется коэффициент сжимаемости пласта: (7) где β - коэффициент сжимаемости, Па-1; K - модуль объемной упругости, Па; E - модуль упругости, Па; v - коэффициент Пуассона (v = 0,17). Упругоемкость пласта определяется по выражению (8): (8) где - коэффициент сжимаемости жидкости, Па-1; - коэффициент сжимаемости породы, Па-1; - коэффициент пористости, доли ед. Для насыщенных образцов пород коэффициент упругоемкости принимался равным коэффициенту сжимаемости. На рис. 7 отображены значения коэффициента упругоемкости пласта. К усредненным значениям, полученным в результате расчета по экспериментальным данным, была проведена линия тренда. Коэффициент пьезопроводности определяется по зависимости (9): (9) где - пьезопроводность, м2/с; - проницаемость, мД; μ - вязкость жидкости, мПа∙с; - коэффициент упругоемкости пласта, Па-1. а б Рис. 8. График изменения пьезопроводности: а - от водонасыщенности; б - от расстояния между скважинами в момент подхода фронта вытеснения к скважине На рис. 8, а, изображен график зависимости пьезопроводности от водонасыщенности. Графики ограничены значениями водонасыщенности 20 и 70 %, так как в условиях решения поставленной задачи были приняты значения насыщенности связанной водой SBC = 20 % и остаточной нефтенасыщенности SOH = 30 %. Изменение пьезопроводности носит параболический характер. Используя зависимости распределения пьезопроводности пласта от насыщенности пласта водой, можно определить зависимость изменения пьезопроводности пласта в определенный момент времени от расстояния между скважинами. Снижение пьезопроводности при росте водонасыщенности объясняется снижением подвижности нефти и воды до соотношения 50/50 %, а также в связи с обратно пропорциональной зависимостью от коэффициента сжимаемости, который, в свою очередь, с увеличением водонасыщенности растет. После перехода точки, соответствующей значениям «нефть - вода» 50/50 %, наблюдается рост пьезопроводности от водонасыщенности. На рис. 8, б, приведена кривая изменения пьезопроводности от расстояния между скважинами в момент подхода фронта вытеснения к добывающей скважине. Резкий скачок обводненности и пьезопроводности здесь объясняется применением модели непоршневого вытеснения нефти водой, согласно которому перед фронтом вытеснения водонасыщенность равна насыщенности связанной водой SBC = 20 %. Значения относительной фазовой проницаемости по нефти в этой области сушественно выше значений относительной фазовой проницаемости по воде на фронте вытеснения и за ним (SВФВ = 58 %). Из проведенных расчетов видно, что пьезопроводность в обводненной и необводненной зонах пласта отличается примерно в 2 раза, а следовательно, скорости перераспределения давления в этих зонах будут разными. Эту разницу необходимо учитывать при внедрении систем поддержания пластового давления, чтобы не допускать снижения давления в отдельных зонах и, таким образом, не уменьшить их проницаемость. Заключение Согласно результатам теоретических и экспериментальных исследований, можно сделать следующие рекомендации: 1. При отборе проб на месторождении особое внимание уделять сохранению естественной насыщенности образцов. 2. При нарушении герметичности упаковки отобранных для испытания в лабораторных условиях образцов необходимо воссоздавать состав насыщающего породу флюида согласно стадии разработки месторождения, так как от этого зависят прочностные, упругие и фильтрационные свойства породы. 3. С начала разработки месторождения необходима компенсация отбора жидкости из пласта закачкой с помощью систем ППД. Увеличение эффективного давления на породу-коллектор в процессе разработки месторождения нефти приводит к необратимой потере проницаемости глинистых пород. 4. При выборе давления закачки воды в системе ППД учитывать физико-химическое воздействие воды на пласт и связанное с ним снижение прочностных и упругих свойств, чтобы не допустить эффекта авто-ГРП и прорыва воды в нежелательные участки пласта. 5. При планировании и проведении геолого-технических мероприятий на скважинах необходимо учитывать влияние состава закачиваемых жидкостей на прочностные, упругие и фильтрационные свойства пород. 6. При проведении гидроразрыва пласта учитывать снижение прочности пород от текущей обводненности призабойной зоны пласта.

About the authors

D. A. Karmanskiy

Saint Petersburg Mining University

D. G. Petrakov

Saint Petersburg Mining University

References

Statistics

Views

Abstract - 138

PDF (Russian) - 67

Refbacks

• There are currently no refbacks.