Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Коллекторские свойства трещиноватых пород

2. Удельная поверхность горных пород

3. Физико-механические свойства горных пород

3.1 Напряженное состояние пород в условиях залегания массива

3.2 Напряженное состояние пород в районе горных выработок

3.3 Деформационные и прочностные свойства горных пород

3.4 Упругие изменения коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

3.5 Влияние давления на коллекторские свойства пород

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Россия - уникальнейшая страна на планете Земля. Наши земли богаты недрами и тем, что в них хранится, дарованное нам природой. Основным источником дохода для нас, на данный момент развития, являются нефти и природные газы. Для более тщательного изучения места хранения и изучения способов добычи этих ресурсов, прежде всего, необходимо изучить свойства тех горных пород, которые и слагают данное месторождение - коллектора. В основном своем количестве они представлены осадочными породами (терригенные, глинистые, хемогенные, биохемогенные, а также смешанные породы).

1. Коллекторские свойства трещиноватых пород

Вследствие совершенствования методов исследования коллекторов нефтяных месторождений и накопления богатого промыслового материала в последние годы стало известно, что во многих залежах коллекторские свойства пластов характеризуются не только обычной межзерновой пористостью, но в значительной степени также и наличием большого количества трещин. Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти в нем определяются преимущественно объемом трещин. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным породам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) и к терригенным отложениям. Пласты этих месторождений сложены плотными породами, очень часто не способными практически фильтровать сквозь себя жидкости (т. е. обладающими низкой межзерновой проницаемостью). Вместе с тем из них получают значительные притоки нефти к скважинам, что обеспечивается наличием разветвленной сети трещин, пронизывающих эти коллекторы.

Существуют различные мнения о том, что составляет емкость трещиноватого коллектора. По мнению некоторых исследователей, емкость трещиноватого коллектора определяется только объемом трещин, а по мнению других -- она обусловливается пустотами трех видов.

1. Межзерновым поровым пространством. Величина пористости блоков обычно невелика (2-10%).

2. Кавернами и микрокарстовыми пустотами. Пористость, слагаемая пустотами этого вида, характерна для карбонатных пород, где она составляет значительную часть (13-15%) полезной емкости

трещинного коллектора.

3. Пространством самих трещин, составляющих трещинную пористость. Пустоты этого вида составляют десятые и сотые доли процента относительно объема трещиноватой породы. Пока известно мало залежей, где трещинная пористость оказалась бы соизмеримой с объемом добываемой из них нефти. Чаще всего трещины, по-видимому, играют в основном роль путей фильтрации нефти и газа, связывающих воедино межзерновое пространство блоков, пустоты каверн и микрокарстов.

Исходя из основных коллекторских свойств, обусловливающих емкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные виды.

1. Коллекторы кавернозного типа. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и скважинами системой микротрещин. Приурочены в основном к карбонатным породам. Фильтрация жидкостей и газов в них осуществляется по микротрещинам, соединяющим мелкие каверны.

2. Коллекторы трещиноватого типа. Емкость коллектора определяется в основном трещинами. Коллекторы такого типа приурочены к карбонатным породам, а также к плотным песчаникам, хрупким сланцам и другим плотным породам. Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью свыше 5-10 м км. Такие виды коллекторов пока мало распространены.

3. Коллекторы смешанные, представляющие собой сочетания и переходы по площади и по разрезу трещиноватого или кавернозного коллекторов с нормальными. Коллекторы этого вида имеют широкое распространение.

Установлено, что закономерности развития трещиноватости в горных породах связаны с тектоникой и направлением дизъюнктивных дислокаций и трещиноватость, как правило, выражена правильными геометрическими системами трещин.

По результатам исследований Е. М. Смехова и других сеть трещин обычно состоит из двух основных систем вертикальных нарушений сплошности, обладающих двумя взаимно перпендикулярными направлениями. Иногда сетка представляется одной системой горизонтальных трещин по отношению к плоскостям напластования (тонкослоистые и сланцеватые породы) или системой трещин с различной ориентацией (глины). Значительная же часть систем трещин имеет падения, близкие к вертикальным (относительно слоистости пород).

Часто наблюдается ориентированность трещиноватости по странам света. Простирание систем трещиноватости в общем согласуется с основным направлением крупных тектонических деформаций. В отдельных районах основные системы трещиноватости совпадают по всей толще осадочных пород независимо от их возраста.

Все это дает основание полагать, что ориентированность величины проницаемости отдельных участков продуктивных пластов относительно залежи, по-видимому, объясняется ориентированной системой трещин и зависимостью между направлениями основных систем трещиноватости и простираниями складок. Это подтверждается совпадением линий, соединяющих скважины с относительно большими дебитами, с направлением простирания основных систем трещиноватости.

Обычно строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по элементам структур, к которым приурочены нефте- и газосодержащие залежи, не наблюдается, так как предполагается, что, кроме тектонического фактора, на распределение систем трещин на структуре влияют в некоторой степени и свойства самих пород. Вообще же наиболее трещиноваты те участки структуры, где изменяются углы падения пород -- периклинали на пологих складках и своды на структурах с крутыми крыльями.

О раскрытости трещин на глубине также существуют различные мнения. В шахтах, по сравнению с нефтяными скважинами, имеющими незначительную глубину, иногда встречаются трещины с раскрытостью до 10 см. Большинство исследователей, однако, считают, что при значительных величинах горного давления на больших глубинах зияющие трещины не могли сохраниться. Раскрытость трещин нефтесодержащих пластов обычно составляет 10-20 мкм, и лишь иногда она возрастает до 30 м к м . В породах же, подверженных процессам растворения и перекристаллизации минералов, встречаются каверны и карсты значительных размеров.

Методика исследования коллекторских свойств трещиноватых горных пород имеет свои особенности. Их качества как коллектора характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную наличием в породе трещин.

Здесь следует подчеркнуть, что понятие "раскрытость" включает в себя некоторую условность. Существование трещин на больших глубинах в условиях проявления горного давления возможно только при наличии многочисленных контактов между стенками трещины. Площадь контактов по сравнению с поверхностью стенки мала и поэтому наличие их существенно не влияет на емкость и фильтрационные свойства трещин. На этом основании вводят понятие раскрытости трещин как преобладающей величины расстояний стенок трещин между контактами.

Подавляющее большинство трещин, по-видимому, имеет тектоническое происхождение и объединяется в ориентированные системы. Поэтому далее будем рассматривать трещиноватость, характеризующуюся системами трещин, стенки которых можно принять за плоскости.

Исследованиями Е. М. Смехова и других установлено, что интенсивность растресканности зависит от литологических свойств пород. Растресканность у карбонатных пород обычно больше, чем у аргиллитов и песчано-алевритовых пород, песчаников и солей.

Раскрытость трещин также зависит от литологического состава пород и их происхождения. Величина раскрытости трещин различных пород колеблется в пределах 14 ч- 80 мкм.

Интенсивность растресканности горной породы, рассеченной совокупностью трещин, характеризуется объемной Т и поверхностной Р плотностью трещин, которые определяются следующими соотношениями:

, (1.1)

где S -- площадь половины поверхности всех стенок трещин, секущих объем V породы;

I - суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F.

В качестве меры растресканности породы одной системой трещин служит густота трещин Г, представляющая собой отношение количества трещин Дn, секущих нормаль их плоскостей, к элементу длины ДL этой нормали:

.(1.2)

Для однородной трещиноватости, т. е. когда трещины находятся на равном расстоянии друг от друга, густота трещин

.(1.3)

где L -- расстояние между трещинами в системе.

Наиболее представительной величиной является объемная плотность Т -- с ее помощью можно охарактеризовать трещиноватость с любой геометрией. Очевидно, поверхностная плотность Р зависит от ориентации площадки измерения (рис. 1.1,2) относительно направления трещин (рис. 1.1, 1), а густота Г их характеризует только выделенную систему трещин.



Плотность трещиноватости пород может изменяться в широких пределах. Объемная плотность трещин девонских отложений Южно-Минусинской впадины (по наблюдениям в обнажениях на дневной поверхности), например, изменяется в пределах 1/м.

Между Т, Р и Г существует следующая связь:

; ; (1.4)

Где N -- число систем трещин;

б -- угол между перпендикуляром к плоскости i-й системы трещин и площадкой, на которой измеряется величина Р (см. рис. 1.1).

Трещинная пористость для одной системы трещин

(1.5)

Где - раскрытость трещин.

Для системы трещин имеем

.

При b_i = const = b

.(1.6)

Зависимость проницаемости пород от трещинной пористости и величины раскрытия трещин можно получить при помощи уравнения Буссинеска, согласно которому расход жидкости, приходящийся на единицу протяженности щели,

,(1.7)

где b - раскрытие трещины;

м - динамическая вязкость жидкости;

- градиент давления.

Следовательно, расход жидкости через площадь фильтрации породы

.(1.8)

Приняв действительным равенство , получим

.(1.9)

По закону Дарси расход жидкости через эту же породу

.(1.10)

Здесь k_T - проницаемость трещин.

Приравнивая правые части уравнений (1.9) и (1.10), получим

,(1.11)

где b -- раскрытие трещины в мм;

k_T -- проницаемость в мкм²;

m_T -- трещинная пористость в долях единицы.

Формула (1.76) действительна для случая, когда трещины перпендикулярны поверхности фильтрации. В действительности трещины могут располагаться произвольно и поэтому проницаемость трещиноватой породы зависит от простирания их систем и направления фильтрации. Поэтому ориентированность трещин является важным параметром. Она определяется известными методами фиксации положения плоскости в пространстве -- по азимуту падения д и углу падения щ или же по направляющим косинусов единичного вектора нормали к плоскости трещины (cosб₁, cosб₂, cosб₃, где б₁, б₂ и б₃ - углы между единичным вектором и осями координат - см. рис. 1.2

В общем случае, если трещины располагаются произвольно, а проницаемость рассчитывается для любого горизонтального направления фильтрации, то формула для расчета проницаемости имеет вид

,

где b и Г -- раскрытость и густота трещин соответственно в см и 1/см;

щ_i-- угол падения трещин данной системы;

ц_i -- угол между задаваемым направлением фильтрации и простиранием данной системы трещин.

Параметры трещиноватости находят также по керновому материалу и по шлифам. При микроскопическом исследовании шлифа определяется раскрытие трещин, их протяженность и площадь шлифа. Параметры трещиноватых пород подсчитываютcя по формулам

;(1.12)

;(1.13)

;(1.14)

Здесь k_T-- трещинная проницаемость в мкм²;

А -- численный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе (для трех взаимно перпендикулярных систем трещин А = 2,28·10⁶; для хаотически расположенных трещин А = 1,71·10⁶);

l -- протяженность трещин в шлифе в см;

S -- площадь шлифа в см²;

m_T -- величина трещинной пористости в долях единицы;

Г -- густота трещин.

Для определения параметров трещиноватости используются геологические, геофизические и гидродинамические методы исследования трещиноватых пород [391.

При геологических методах получают достоверные сведения о плотности трещин и их ориентированности. Раскрытость же поверхностных трещин подвержена влиянию эрозии. Геофизические методы исследования трещиноватых коллекторов основаны на зависимости свойств потенциальных полей (электрических, гравитационных, упругих и т. д.) от параметров трещиноватости. Эти методы находятся в стадии развития и становления.

Все более широко применяются гидродинамические методы исследования параметров трещиноватых коллекторов. Они основаны на использовании результатов исследования скважин. Показатели работы скважин (зависимость дебита от забойного давления, скорость восстановления давления в остановленной скважине и т. д.) зависят от параметров трещиноватости коллектора. Эти методы подробно излагаются в курсах разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Многочисленные измерения показывают, что трещинная пористость составляет небольшую величину от общей пористости трещиноватой породы -- она обычно не превышает 1 % и часто измеряется величиной менее 0,1%. В противоположность этому проницаемость трещинного коллектора обычно определяется пропускной способностью трещин, ибо трещинные коллекторы, как правило, связаны с плотными и хрупкими породами, межзерновая проницаемость блоков которых редко превышает 0,1 мкм ²

2. Удельная поверхность горных пород

порода горный выработка газовый

Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Удельная поверхность пористых тел зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность норового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы.

Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Очень важно знать ее величину также в связи с большим влиянием молекулярно-поверхностных сил на процессы фильтрации нефти. Работами советских ученых М. М. Кусакова, Б. В. Дерягина, К. Зинченко, Ф.А. Требина установлено, что кроме объемных свойств жидкостей и газов (например, плотности, вязкости) на законы фильтрации влияют еще и молекулярные явления, происходящие на контактах жидкости и породы. Эти молекулярно-поверхностные явления могут существенно изменять характер фильтрации.

Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются молекулами, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости.

Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.

Таким образом, удельная поверхность представляет одну из важнейших характеристик горной породы.

Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, точное определение ее величины -- сложная задача. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами от десятков и сотен микрон (по диаметру) до величин, сравнимых с размерами молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенной величины, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул, имеющих одинаковые размеры, можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.

Для мелкопористых адсорбентов и существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул наблюдаются значительные отклонения в величинах удельной поверхности (явление это носит название ультрапористости).

Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму, то поверхность всех частиц в 1 м³ породы составит

,(2.1)

где S -- удельная поверхность в м²/м³;

m -- пористость в долях единицы;

d -- диаметр частиц в м.

Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее величины по каждой фракции гранулометрического состава

.(2.2)

Здесь Р -- масса породы в кг;

P_i -- масса данной фракции в кг;

d_i -- средние диаметры фракций в м, определяемые по формуле

,(2.3)

где и -- ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

По экспериментальным данным К. Г. Оркина при определении удельной поверхности по механическому составу в формулу (2.2) следует ввести поправочный коэффициент, учитывающий повышение удельной поверхности вследствие нешаровидности формы зерен, величина которого а = 1,2 1,4. Меньшие значения относятся к окатанным зернам, большие -- к угловатым.

Используя уравнения, связывающие параметры фиктивного грунта, аналогичные формуле (2.1), можно также установить зависимость между удельной поверхностью и другими параметрами реальных пород. Для этого при выводе соответствующих формул реальный грунт с неоднородными частицами заменяют эквивалентным естественному фиктивным грунтом. Гидравлическое сопротивление фильтрации жидкости и удельная поверхность этих грунтах одинаковые. Диаметр частиц фиктивного грунта принято называть эффективным d_ЭФ. Сопоставляя формулы (2.1) и (2.2), можно видеть, что

,(2.4)

.(2.5)

С другой стороны, удельную поверхность можно выразить через гидравлический радиус д:

.(2.6)

.

Гидравлический радиус, как известно, равен отношению площади порового канала к его периметру и для поры с круглым сечением с радиусом R

.

Тогда можно написать

.(2.7)

Подставляя в (2.7) значение R из формулы (), получим

,(2.8)

где к -- проницаемость в м ; S -- удельная поверхность в м²/м³ .

Если выразить проницаемость в мкм², то получим удельную поверхность в м²/м³:

.(2.9)

Из формул (2.8) и (2.9) следует, что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость породы, тем больше ее удельная поверхность.

Формула (2.9) представляет собой один из вариантов формул Козени -- Кармана, устанавливающих зависимость коэффициента проницаемости от пористости, удельной поверхности и структуры порового пространства. В общем виде формула Козени Кармана записывается в виде

,(2.10)

где т -- пористость породы (характеризующая динамическую полезную емкость коллектора);

S -- удельная поверхность;

Т -- извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна);

f -- коэффициент, учитывающий форму поровых каналов (изменяется от 2 до 3).

Величина извилистости Т может достигать 6 и более.

3. Физико-механические свойства горных пород

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность - наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Так, например, от упругих свойств горных пород и упругости пластовых жидкостей зависит перераспределение давления в пласте во время эксплуатации месторождения. Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления, может быть значительным источником энергии, под действием которой происходит движение нефти по пласту к забоям скважин. Действительно, если пластовое давление снижается, то жидкость (вода и нефть) расширяется, а поровые каналы сужаются. Упругость пород и жидкостей очень мала, но вследствие огромных размеров пластовых водонапорных систем в процессе эксплуатации значительное количество жидкости (упругий запас) дополнительно вытесняется из пласта в скважины за счет расширения объема жидкости и уменьшения объема пор при снижении пластового давления.

Не менее существенный эффект упругости жидкости и пласта заключается в том, что давление в пласте перераспределяется не мгновенно, а постепенно после всякого изменения режима работы скважины, после ввода новой или остановки старой скважины. Таким образом, при большой емкости пласта и высоком пластовом давлении с самого начала эксплуатации пласт будет находиться в условиях, для которых характерны длительные неустановившиеся процессы перераспределения пластового давления. Скорости этих процессов в значительной мере определяются упругими свойствами пород и жидкостей. Оказывается, что по скорости перераспределения давления при известных упругих свойствах пород и жидкости можно судить о проницаемости и других параметрах.

В процессе эксплуатации месторождения весьма важно знать также и прочность пород на сжатие и разрыв. Эти данные наряду с модулем упругости необходимы при изучении процессов искусственного воздействия на породы призабойной зоны скважин (торпедирование, гидроразрыв пластов), широко применяемых в нефтепромысловом деле для увеличения притока нефти.

При рассмотрении физических свойств горных пород следует учитывать, что в зависимости от условий залегания механические свойства породы могут резко изменяться.

3.1 Напряженное состояние пород в условиях залегания в массива

Горные породы, налегая друг на друга, находятся в определенном напряженном состоянии, вызванном собственным весом пород и определяющимся глубиной залегания и характером самих пород. До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от собственного веса вышележащих пород и возникающие в породе ответные напряжения находятся в условиях равновесия.

Составляющие этого нормального поля напряжений имеют следующие значения.

По вертикали

(3.1.1)

где - вертикальная составляющая напряжений;

с -- плотность породы;

g -- ускорение силы тяжести;

Н -- глубина залегания пласта.

По горизонтали (в простейшем случае)

,(3.1.2)

где п -- коэффициент бокового распора.

Величина п для пластичных и жидких пород типа плывунов равна единице (и тогда горизонтальное напряжение определяется гидростатическим законом), а для плотных и крепких пород в нормальных условиях, не осложненных тектонически, коэффициент

бокового распора выражается во многих случаях долями единицы.

Коэффициент бокового распора и горизонтального давления можно приближенно оценить из следующего [35].

Выделим элементарный объем горной породы (рис. II.1). Относительная деформация, которую это тело получило бы, например, вдоль оси х при сжатии его тремя взаимно перпендикулярными, равномерно распределенными силами, выраженными главными напряжениями (), была ровна

,(3.1.3)

где Е -- модуль Юнга;

н -- коэффициент поперечной деформации -- коэффициент Пуассона.

Если принять, что в процессе осадконакопления происходило только сжатие пород в вертикальном направлении, а в горизонтальном направлении деформаций не происходило, то

.

Тогда, исходя из уравнения (3.1.3), получим

,(3.1.4)

т. е. коэффициент бокового распора

.(3.1.5)

Если принять для пород значение коэффициента Пуассона равным н = 0,3, получим

.(3.1.6)

Формула (3.1.4) выведена для условий, когда справедливо предположение об отсутствии деформаций пласта в горизонтальном направлении и когда не учитывается пластичность горных пород. В условиях реальных пластов эти предположения не всегда справедливы, и в них поэтому возможны более сложные напряженные состояния горных пород.

При достаточно больших давлениях на значительных глубинах, по-видимому, происходит выравнивание напряжений вплоть до величин, определяемых гидростатическим законом, так как предполагается, что за длительные геологические периоды породы испытывают пластические или псевдопластические деформации. Однако чаще всего вследствие интенсивных тектонических процессов, происходивших в земной коре в течение геологических периодов, горные породы многократно деформировались, что, по-видимому, сопровождалось возникновением значительных различий между главными напряжениями. В областях, где в результате тектонических процессов происходили боковое сдавливание пород и образование надвигов, наибольшим должно быть горизонтальное напряжение, которое, по-видимому, может иногда в 2--3 раза превышать вертикальное горное давление. В зонах возникновения сбросов, не сопровождавшихся боковым сжатием, вертикальные напряжения пород должны значительно превышать горизонтальные.

3.2 Напряженное состояние пород в районе горных выработок

Призабойная зона скважин представляет собой область пласта, от характеристики которого зависит производительность скважин. Эта область самого узкого сечения потока в процессе вскрытия пласта и эксплуатации скважин подвержена воздействию раствора воды, цемента, отложения парафина, солей и смол, заиливания и т. д., в результате чего уменьшается приток нефти и газа.

Поэтому свойствам пород призабойной зоны и процессам, происходящим в этой области, уделяется особое внимание. С бурением скважины изменяется начальное напряженное состояние пород, так как происходят возмущения в естественном поле напряжений. В глубине пластов породы всесторонне сжаты, а по мере приближения к скважине они будут находиться в условиях, близких к одноосному сжатию. В результате пластичные породы (некоторые глины и глинистые сланцы) частично выдавливаются в скважину и удаляются в процессе бурения. В результате вертикальное горное давление на породы нефтяного пласта в районе скважины оказывается частично уменьшенным. При этом в простом естественном поле напряжений появляется зона аномалий. В горном деле установлено, что область аномалий, имеющая практическое значение, невелика; она только в несколько раз превосходит размеры горной выработки. Вместе с тем в этой области происходят существенные изменения условий залегания горных пород, которые могут быть причиной значительных изменений их фильтрационных свойств.

В простейшем случае (если рассматривать призабойную зону, как однородный упругий толстостенный сосуд) поиски распределения напряжений в этой зоне можно свести к решению задачи Ламе (рис. 1.4).

Как известно, напряжение в толстостенном цилиндре, сечения которого образованы концентрическими окружностями, подверженном действию равномерно распределенных сил, определяется соотношениями

;(3.2.1)

,(3.2.2)

где -- радиальная компонента нормального напряжения;

-- окружное или тангенциальное нормальное напряжение (в направлении касательной к окружности, на которой выделен элементарный объем dV на рис. 3.2.1);

r -- расстояние от оси;

C₁ и C₂-- постоянные интегрирования, которые можно определить из граничных условий:

при r = r_C; у_r = p₃ (забойному давлению);

при r = ?; у_и = у_r = сgH (горному давлению).

Для упрощения формулы (3.2.1) и (3.2.2) запишем с другими постоянными в виде

;(3.2.3)

.(3.2.4)

По этим формулам можно вычислить окружные и радиальные напряжения на разных расстояниях r от оси скважины.

Из граничных условий найдем

при r = r_c

;(3.2.5)

При r = ?

.(3.2.6)

Следовательно,

;(3.2.7)

.(3.2.8)

Из формул (3.2.7) и (3.2.8) следует:

при r = r_C

(3.2.9)

т. е. на стенке скважины могут действовать окружные сжимающие напряжения, величина которых при р₃ = 0 достигает двойного значения горного давления. Это означает, что при наличии пород недостаточной прочности в призабойной зоне, возможно, их разрушение под действием тангенциальных напряжений и ухудшение фильтрационных свойств пород вследствие их сжатия под влиянием этих нагрузок. Область аномалий, имеющая практическое значение, невелика; она лишь в несколько раз превосходит размеры горной выработки. Но последствия от нарушения скважиной начального поля напряжений могут существенно влиять на качество скважины и показатели ее работы в целом или отдельных участков продуктивного пласта.

Количественные зависимости коллекторских свойств горных пород от действующих в пласте напряжений мы рассмотрим позднее. В начале обратимся к физическим процессам, которые протекают в породе при изменении напряженного состояния.

3.3 Деформационные и прочностные свойства горных пород

Большая часть горных пород при отсутствии высокого всестороннего давления как в условиях одноосного, так и сложного напряженного состояния, при быстром нагружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений хорошо подчиняются закону Гука. По мере увеличения напряжения на сжатие усиливается и деформация (рис. 3.3.1).

При нагрузке, соответствующей пределу прочности образца у_сж, происходит его разрушение. Характер зависимости между напряжением и деформацией определяется продолжительностью действия нагрузки на образец -- при медленном нагружении деформация почти всех горных пород отклоняется от закона прямой пропорциональности (кривая с t=?). Рассматривая кривые t = 0 и t = ? (рис. 1.5), можно заметить, что при напряжениях, меньших у_s, остаточной деформации не наблюдается как при мгновенной нагрузке (t=0), так и при нагрузке и разгрузке с длительной выдержкой (t =?). У большей части пород необратимые пластические деформации при медленном нагружении появляются при напряжениях у_S, составляющих 10 -- 15% от разрушающих. Пластические деформации при многократной нагрузке и разгрузке постепенно уменьшаются в каждом цикле. При длительном действии постоянной нагрузки на образцы горных пород обнаруживается ползучесть (если нагрузка в течение длительного времени остается постоянной, то горная порода продолжает деформироваться). Твердые же горные породы сохраняют упругие свойства при нагружении до напряжений, составляющих 70-75% разрушающих.

При изучении причудливого строения складок осадочных пород возникает вопрос: как могут твердые породы изменять свою форму без появления видимых трещин и какие процессы при этом происходят внутри породы?

Горные породы условно разделяются на твердые, пластичные, сыпучие и т. д. Однако хрупкость или пластичность не является их постоянным свойством. Почти все породы при различных условиях приложения нагрузки могут вести себя и как хрупкие и как пластичные тела. При растяжении, изгибе и одноосном сжатии пластические свойства горных пород почти не проявляются. Разрушение пород происходит без заметной пластической деформации. При всестороннем сжатии многие горные породы, хрупкие при простых деформациях, приобретают значительные пластические свойства. Правда, горные породы, как правило, ограниченно пластичны.

В процессе лабораторных испытаний таких пород, как песчаник, глинистый сланец и другие, не обнаружен переход в пластическое состояние при всестороннем сжатии с давлением, соответствующим глубине залегания более 3000 м. Вместе с тем практика горных работ показывает, что часто и на меньших глубинах происходят деформации этих пород, похожие на пластические.

В зависимости от состава и свойств пород, условий их залегания и действия нагрузки механизм пластических деформаций может быть различен. Иногда пластические деформации пород происходят вследствие межзерновых и трансляционных движений и явлений перекристаллизации. Если сжимать породы типа песчаников, известняков н др., состоящие из сцементированных зерен кварца или мелких сросшихся кристаллов кальцита, отдельные зерна могут двигаться независимо друг от друга. Каждое зерно под нагрузкой движется и вращается около соседних. В результате такого перемещения зерен, которое можно рассматривать как межзерновое, порода приобретает ограниченные пластические свойства.

Большое значение в пластической деформации материалов имеют трансляционные движения, происходящие под воздействием внешней нагрузки, смещающие атомы внутри отдельных кристаллов вдоль плоскостей, известных под названием плоскостей скольжения. Такая природа пластических деформаций присуща, по-видимому, каменной соли и некоторым другим минералам, обладающим кристаллическим строением.

Иногда пластической деформации пород, по-видимому, способствуют явления перекристаллизации минералов. Часто пластичность горных пород проявляется под действием длительной нагрузки, вызывающей изменение структуры породы.

«Плавные» изгибы большинства нефтесодержащих пластов, сложенных упруго-хрупкими минералами, по-видимому, объясняются их псевдопластической деформацией, так как вследствие сравнительно небольшой глубины их залегания горное давление недостаточно для перевода большинства горных пород в истинно-пластическое состояние. По-видимому, лишь глины и глинистые породы и небольшое количество минералов типа каменной соли могут претерпевать значительные пластические деформации. Пластические деформации пластов песчаника, известняков, доломитов и других пород часто происходят в результате возникновения многочисленных микротрещин, позволяющих отдельным участкам пластов скользить и перемещаться вдоль плоскостей трещин. При этом происходят незаметные для глаза ступенчато-образные опускания отдельных участков пород, создающие впечатление плавных изгибов пластов.

Какова бы ни была природа ползучести и пластических деформаций пород, она происходит даже на сравнительно небольших глубинах. Установлено, что с течением времени нарушенное поле естественных напряжений вокруг горных выработок и нефтяных скважин в значительной мере восстанавливается и давление на крепь выработки и на обсадные трубы нефтяных скважин после окончания бурения длительное время возрастает, что объясняется проявлением ползучести и пластичности некоторых пород.

Пластические свойства горных пород еще недостаточно изучены. Вместе е тем эти свойства весьма важно знать при проектировании процессов искусственного воздействия на призабойную зону скважин. Поэтому изучению пластических свойств пород в последние годы уделяется возрастающее внимание.

Широкое разнообразие условий возникновения горных пород является причиной значительных различий в механических свойствах пористых сред даже одного класса.

Горным породам характерна анизотропия механических свойств (модуль упругости при одноосном сжатии образца вдоль напластования и перпендикулярно напластованию не одинаковы). Упругие параметры пород зависят от давления. По данным М.П. Воларовича и Е.И. Баюка модуль Юнга, например, песчаников пористостью 24-26% при всестороннем сжатии может возрастать на 140%. При этом наиболее резкое изменение упругих свойств происходит при низких давлениях порядка 60-100 МПа и продолжается до давлений 150-200 МПа.

Модуль пропорциональности напряжений и деформаций, получаемый при однократном нагружении, модуль нормальной упругости, получаемый в результате исключения необратимых деформаций многократным нагружением и разгрузкой, и динамический модуль упругости (вычисляемый по скорости распространения упругой волны), как правило, не одинаковы. Модуль нормальной упругости оказывается большим модуля пропорциональности в 1,2-1,5 раза, а модуль динамической упругости больше в 2-2,2 раза.

Установлено, что имеется значительная разница в величинах прочности одной и той же породы в условиях одноосного сжатия у_сж, изгиба у_изг и одноосного растяжения. Для твердых пород у_сж > у_изг > у_рас.

При всестороннем сжатии однородные сплошные породы разрушаются лишь при больших давлениях. При этом, когда разность главных напряжений достигает некоторого значения, многие породы переходят вначале в пластическое состояние.

Результаты исследований показывают, что горные породы при изучении их механических свойств в массивах и при использовании образцов достаточно больших размеров имеют постоянные характеристики (модуль упругости, коэффициент Пуассона, прочностные показатели и т. д.).

3.4 Упругие изменения коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Важное значение в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений имеют деформации пород, происходящие в процессе эксплуатации месторождения вследствие изменения пластового давления, которое может уменьшаться со временем и вновь восстанавливаться при искусственных методах поддержания давления в залежи.

Как уже упоминалось, горная порода в пласте находится в сложных условиях напряженного состояния.

При этом вертикальные и горизонтальные напряжения в основном не равны между собой. Так как в большинстве случаев истинный характер распределения напряжений в различных направлениях остается неизвестным, напряжения в породе в глубоко залегающих горизонтах оценивают некоторой средней величиной, полагая, что на большой глубине они не зависят от направления. На этом основании средние напряжения в скелете породы оценивают по законам гидростатики.

Представим себе элемент породы (рис. 1.6), заключенный в непроницаемую эластичную оболочку и испытывающий горное давление у, а в порах пласта, насыщенного жидкостью,-- давление р. До начала эксплуатации залежи пластовое давление жидкости способствует уменьшению нагрузки, передающейся на скелет породы от массы вышележащих отложений (если кровля пласта непроницаема). Тогда давление на скелет породы (эффективное давление)

.(3.4.1)

При извлечении нефти на поверхность пластовое давление р падает и давление на скелет пород у_эф увеличивается.

Установлено, что с падением пластового давления объем порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих усилий, передающихся на скелет от массы вышележащих пород. При этом зерна породы испытывают дополнительную деформацию и пористость среды уменьшается также вследствие перераспределения зерен и более плотной упаковки их и изменения структуры пористой среды.

На объем пор влияют цементирующие вещества породы, обладающие иногда большей упругостью, чем зерна скелета, и участвующие в процессе переукладки зерен породы.

Считается, что основные изменения объема пор с уменьшением пластового давления происходят вследствие возрастания сжимающих усилий, передающихся на пласт от массы вышележащих пород.

Некоторые из упомянутых процессов, вызывающие изменение объема пор, являются обратимыми, как например, упругое расширение зерен цемента и деформации их в сторону пустот, не занятых твердым веществом, под действием массы вышележащих пород. Другие же процессы, например, перегруппировка зерен, скольжение их по поверхностям соприкосновения и разрушение и дробление зерен, -- процессы необратимые. В результате с возрастанием пластового давления должны появиться значительные остаточные деформации и пористость пород не восстанавливается. Последние деформации пород, по-видимому, характерны для глубоко залегающих пластов.

Объем V внешнего скелета пористой среды складывается из объемов твердой фазы V_T и порового пространства V_П и поэтому с изменением в породах среднего нормального напряжения а и пластового давления р происходят упругие изменения всех трех упомянутых величин. Тогда объемная деформация пород при всестороннем сжатии описывается тремя коэффициентами сжимаемости, которые целесообразно определять по следующим соотношениям:

;(3.4.2)

;(3.4.3)

;(3.4.4)

где - коэффициенты сжимаемости породы, пор и твердой фазы.

Индексы при скобках указывают на условия определения частных производных: при постоянном р или постоянной разности напряжений (у -- р).

Очевидно, что коэффициенты сжимаемости имеют размерность

.

Объемная деформация коллекторов в реальных условиях при всестороннем сжатии зависит одновременно от разности (у -- р) и от давления в порах р. Эффективное напряжение (с у -- р) определяет деформацию внешнего скелета породы, а изменение давления р в пласте -- деформацию твердой фазы. Тогда, с учетом формул (3.4.2), (3.4.3) и (3.4.4) относительные суммарные упругие деформации скелета, пор и твердой фазы будут определяться соотношениями

;(3.4.5)

;(3.4.6)

,(3.4.7)

где т -- открытая пористость коллектора.

Между -- существует следующая связь

.(3.4.8)

Особое значение в процессах, протекающих в пластах при эксплуатации нефтяных и газовых и водоносных горизонтов, имеет коэффициент объемной упругости пласта в_С:

.(3.4.9)

Из (3.4.6) и (3.4.8) найдем

.(3.4.10)

Коэффициент в_с иногда определяют, изменяя давление жидкости в порах при у = const. В этом случае формула (3.4.10) принимает вид

,(3.4.11)

.(3.4.12)

По формулам (3.4.9)--(3.4.12) можно определить коэффициент объемной упругости пород в_c, если известен из лабораторных данных коэффициент сжимаемости пор в_п. В табл. 3.2.1 приведены значения коэффициента сжимаемости пор некоторых осадочных пород при различных величинах эффективного давления. Кроме того, указаны глубины залегания пород, соответствующие эффективным давлениям на скелет породы.

Таблица 3.2.1 Коэффициенты сжимаемости пор некоторых осадочных пород

При практических оценках в_С некоторых пород значениями коэффициента сжимаемости в_т можно пренебречь в связи с малостью величины в_т. Например, коэффициент сжимаемости кварца или кальцита мало изменяется от давления в интервале до 200 МПа и равен для кварца; для кальцита - ; для доломита -- и известняков --

Как следует из приведенных формул, для определения в_с в условиях залегания реальных коллекторов необходимо знать характер изменения напряженного состояния пород в пласте при изменении пластового давления. Эта величина зависит от глубины залегания пласта и тектонической обстановки (начального напряженного состояния горных пород), упругих свойств и т. д. В простейшем случае (если пренебречь относительными боковыми смещениями пород при деформации) величину можно определить из соотношения

.(3.4.13)

По расчетам В. М. Добрынина при значении коэффициента Пуассона н = 0,2 величина изменяется от 0,25 до 0,5, если значение находится в пределах 01.

Как следует из табл. 3.2.2, коэффициент сжимаемости пор в значительной мере зависит от эффективного давления (сжимаемость сокращается с ростом давления). В соответствии с этим коэффициент объемной упругости пород зернистых коллекторов изменяется в широких пределах в интервале внешнего давления от 0 до 100 МПа. В связи со спецификой строения пород карбонатных трещиноватых коллекторов их сжимаемость, как правило, выше, чем у зернистых пород.

Таблица 3.2. 2 Коэффициенты объемной упругости трещинных известняков и вторичных пустот (трещин)

3.5 Влияние давления на коллекторские свойства пород

В условиях залегания в пласте коллекторские свойства пород вследствие их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности. В первом приближении упругое изменение пористости пород с изменением давления в интервале можно вычислить по формуле

,(3.5.1)

где m_(у-p) и т_(у-p)1 -- коэффициенты пористости пласта при значениях эффективных напряжений соответственно (у-р) и (у-p)₁. По результатам исследований у плохо отсортированных песчаников уменьшение пористости достигает 20% при давлениях около 150 МПа, у плотных аргиллитов уменьшение пористости при том же давлении -- около 6%. Значительно более подвержена изменению проницаемость горных пород. Приблизительно, если считать, что коэффициент пористости изменяется лишь вследствие уменьшения или увеличения объема пор породы, зависимость упругих изменений проницаемости от давления можно выразить соотношением:

,(3.5.2)

где k_(у-p) и k_(у-p)1 -- коэффициенты проницаемости породы, находящейся под действием давлений (у- p) и (у-р)₁.

.(3.5.3)

Здесь б -- коэффициент, характеризующий структуру поровых каналов. Для сцементированных песчаников величина а изменяется от -1,25 до -1,8.

По результатам исследований коэффициент проницаемости при упругом деформировании, например, песчано-глинистых пород, залегающих на глубине 1300 2000 м, может уменьшаться по сравнению с данными, полученными при атмосферных условиях, на 10-40%.

Заключение

В заключение надо сказать, что свойства, перечисленные выше, являются важными и если не учесть какое-либо из них, работа попросту может встать по добыче нефти и газа. Также следует отметить, что если мы и дальше будем продолжать выкачивать нефть в таких масштабах - в будущем выкачивать уже нечего будет.

Список использованной литературы

1. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. - Л.: Недра, 1971. - 310 с.

2. Дж. Амикс. Физика нефтяного пласта

Размещено на Allbest.ru