Физико-механические свойства горных пород пластов-коллекторов нефти и газа

Содержание

 

Введение…………………………………………………………………………………..3

1. Коллекторские свойства трещиноватых пород…………………………………3
2. Удельная поверхность горных пород……………………………………………9
3. Физико-механические свойства горных пород………………………………..12
1. Напряженное состояние пород в условиях залегания массива…………..13
2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок……………..15
3. Деформационные и прочностные свойства горных пород……………….17
4. Упругие изменения коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений………………………………………20
5. Влияние давления на коллекторские свойства пород…………………….24

Заключение…………………………………………………………………...................25

Список использованной литературы…………………………………………………..26

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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).

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 к м . 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 м к м , 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 Δn, секущих нормаль их плоскостей, к элементу длины ΔL 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;

α — 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;

μ— 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 δ и углу падения ω или же по направляющим косинусов единичного вектора нормали к плоскости трещины (cosα₁, cosα₂, cosα₃, где α₁, α₂ и α₃ – 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;

ω_i— угол падения трещин данной системы;

φ_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

Удельная поверхность  горных пород.

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 фиктивногогрунта, 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)

или

.         (2.5)

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

.         (2.6)

или

.

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.

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.

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;

ρ — 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;

ν — 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 ν = 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.

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.