CC BY
38
УДК 624.131.4
Г.А. Голодковская, И.В. Калииичеико, Ю.Л. Филимонов, В.Г. Хлопцов
ИЗМЕНЕНИЕ ДЕФОРМАЦИОННЫХ И ЕМКОСТНО-ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПЕСЧАНО-АЛЕВРИТОВЫХ ПОРОД ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
В статье рассматриваются вопросы снижения емкостно-фильтрационных свойств песча-но-алевритовых пород в результате изменения их пористости при длительной эксплуатации подземных хранилищ газа. Анализ многолетней эксплуатации резервуаров и расчеты показали, что при определенных условиях функционирования подземных резервуаров активная емкость хранилища постепенно уменьшается. Для подтверждения предположения о снижении емкост-но-фильтрационных параметров в результате изменения величины и структуры порового пространства проведена серия экспериментов на модельных образцах. Исследования показали, что циклическая нагрузка и разгрузка в песчано-алевритовых породах при длительной эксплуатации подземных хранилищ газа может существенно уменьшить емкостно-фильтраци-онные параметры резервуаров, создаваемых в отработанных газоконденсатных месторождениях. Лабораторные исследования на модельных образцах, отвечающих по составу, пористости и прочности полевошпатовым песчаникам, подтвердили, что при реально существующих в подземных резервуарах пластовых давлениях происходит значительное уменьшение их пористости. Испытания, проведенные на песках, в условиях, близких к эксплуатационным, также показали, что в ходе циклически меняющегося эффективного давления происходит постепенное уменьшение их проницаемости.
Введение. Подземное хранение газа (ПХГ) в России имеет более чем 50-летнюю историю и на данный момент является неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения страны и важнейшим объектом энергетической безопасности России [Казарян, 2006]. К настоящему времени на территории РФ в ОАО "Газпром" создано и эксплуатируется 24 объекта подземного хранения газа с активной емкостью около 62,6 млрд м3. Система газохранилищ, созданных исключительно в пористых коллекторах, охватывает различные регионы России и обеспечивает около 15% годового потребления внутри страны и 7% объема экспортных поставок газа. Организация подобных хранилищ позволяет снизить пиковые нагрузки на транспортно-распределительную сеть; создать резервы безопасности, предназначенные восполнить технические нарушения снабжения; создать стратегические запасы [Левыкин, 1973]. К преимуществам ПХГ также относятся герметичность, возможность практически полного опорожнения, небольшие затраты на строительство, перспектива создания дополнительных резервуаров либо увеличение объемов уже существующих, малая площадь занимаемой поверхности, экологическая и технологическая безопасность.
В мире наиболее распространены резервуары, создаваемые в истощенных месторождения нефти и газа, на их долю приходится 60% мировых подземных хранилищ. Любое месторождение в конце эксплуатации обводняется, поэтому есть техническая возможность создать в них хранилища путем вытеснения воды природным газом (или другим хранимым продуктом). Экономически сооружение таких
ПХГ крайне выгодно, так как они характеризуются большой вместимостью и минимальными (по сравнению с другими типами хранилищ) затратами на создание (при проектировке можно использовать данные, собранные при разведке месторождения, а также некоторую инфраструктуру старых месторождений). Их основное достоинство заключается в том, что ловушка — это хранилище, уже созданное природой. Наиболее серьезные проблемы возникают при дополнительной герметизации резервуаров, а также в связи с тем, что в процессе откачки возможно подтягивание воды или остатков углеводородов. Недостатком их является достаточно большой буферный объем газа (объем неизвлекаемого газа, всегда остающегося в резервуаре). Подобные хранилища распространены в США, Канаде, Нидерландах [Leclerc, 1995; Mujadin, 1995; Young, 1995] и других странах. Столь широкое распространение подобных хранилищ связано не только с простотой создания, экономической выгодностью эксплуатации, но и с достаточно широким распространением перспективных для создания ПХГ участков.
Инженерно-геологические особенности создания и функционирования ПХГ. Изначально предполагалось, что газохранилище — это тот же газовый промысел на месторождении, только на ПХГ осуществляется еще и цикл закачки газа. Основные технологические процессы на газовых месторождениях и ПХГ базируются на одних и тех же законах природы, но условия реализации этих законов различны. Основное отличие подземного хранения газа от разработки месторождения — скоротечность процессов на ПХГ [ВНИИГАЗ..., 2003].
ПХГ создаются, как правило, на глубине более 1000 м, их емкость колеблется от 50 до 24 000 млн м3 (в среднем 2900 млн м3). Главная особенность при эксплуатации подземных хранилищ — их неравномерное использование в течение всего периода работы. Пористые и проницаемые породы-коллекторы постоянно находятся под влиянием разного по величине и направлению давления, периоды закачки и отбора газа сменяют один другой. Подобный режим приводит к изменению напряженно-деформированного состояния массива, возникновению и накоплению в горных породах остаточных (необратимых) деформаций, приводящих в свою очередь к необратимому изменению емкостных и фильтрационных свойств пород. Характер необратимых деформаций зависит от вида и уровня формируемого в горных породах напряженного состояния. При неравномерном объемном напряженном состоянии, которое формируется вблизи скважин в зоне их механического влияния, размер которой составляет около 10 радиусов скважины, деформирование пород может сопровождаться их разуплотнением и как следствие увеличением пористости и проницаемости. Вне области механического влияния скважины, где изменение напряженного состояния пород обусловлено изменением пластового давления, деформирование пород может сопровождаться их уплотнением со снижением пористости и проницаемости.
Помимо изменения пластового давления, на деформирование пород влияет режим эксплуатации пласта-коллектора. Режимы подразделяются по преобладающему виду энергии, приводящему в движение флюид (газ, нефть или воду). Различают газовый, жесткий водонапорный и упруговодонапорный режимы эксплуатации ПХГ [Котяхов, 1977]. При газовом режиме преобладает потенциальная энергия упругого расширения газа, причем не происходит существенного изменения геометрического объема газонасыщенной части во времени, при одинаковой скорости отбора скорость снижения пластового давления максимальна. При жестком водонапорном режиме геометрический объем газонасыщенной части залежи существенно уменьшается вследствие поступления в нее пластовой воды. В этом случае пластовая вода вытесняет газ без его существенного расширения, и начальное пластовое давление практически не изменяется во времени. При упруговодонапорном режиме геометрический объем газонасыщенной части залежи также уменьшается, но количество воды, внедрившейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества воды, при котором происходит восстановление пластового давления [Котяхов, 1977].
Создание хранилища в песчаниках, песках и других пористых средах базируется на использовании природной пористости и проницаемости отложений, оно заключается в частичном вытеснении газом воды из верхней зоны ловушки на периферию. Для создания хранилища необходимы: структура в виде свода; пласт породы, обладающий пористостью и проницае-17 ВМУ, геология, № 3
мостью, достаточными, чтобы обеспечить желаемые емкость и продуктивность; комплекс непроницаемых пород, перекрывающих и подстилающих резервуар, чтобы исключить вертикальную миграцию газа [Ле-выкин, 1973]. Около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам. Они являются основными коллекторами нефти и газа [Каза-рян, 2006].
В связи с разнообразием условий формирования осадочных пород коллекторские свойства пластов могут меняться в широких пределах. Они имеют различные гранулометрический состав, пористость, проницаемость, капиллярные свойства, удельную поверхность, механические свойства (упругость, пластичность и сжимаемость); они могут быть насыщены водой, нефтью и газом [Гиматудинов, 1982].
Основными емкостно-фильтрационными характеристиками породы-коллектора являются пористость и проницаемость. Прямой зависимости между ними для горных пород не существует. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что более проницаемые породы часто и более пористые [Бурлин, 1976]. Проницаемость зависит как от пористости, так и от размера пор, их извилистости. Помимо пористости и диаметров поровых каналов на проницаемость влияют и другие факторы: напряженное состояние, температура, взаимодействие флюидов с породой и др. [ВНИИГАЗ..., 2003].
Кроме прямых измерений проницаемости существуют варианты ее косвенной оценки, например по пористости или по скорости перераспределения давления при его изменении. Давление в пласте перераспределяется не мгновенно, а постепенно после любого изменения режима работы хранилища (смена циклов откачки—закачки) на основании существующего эффекта упругости жидкости или газа в пласте. Таким образом, по скорости перераспределения давления (при достаточно большой емкости пласта) при известных упругих свойствах пород и хранимого флюида можно судить о проницаемости и некоторых других связанных с ней параметрах.
В процессе создания резервуаров важно знать и физико-механические свойства продуктивных пластов. При увеличении давления проницаемость значительно уменьшается, несмотря на незначительное снижение пористости. Физическую сущность этого явления легко представить, если учесть, что стенки поровых каналов имеют различные выступы, которые при внешнем давлении смыкаются, усложняя структуру порового пространства. По мере увеличения пластового давления проницаемость пласта должна уменьшаться. В.Н. Николаевский и А.Т. Горбунов [Николаевский и др., 1970] утверждают, что наибольшее влияние внешнего давления на уменьшение проницаемости наблюдается при увеличении содержания в породах глинистой фракции. Кроме того, они обнаружили, что с повышением температуры в пористой среде уменьшается влияние внешнего давления на снижение проницаемости, особенно при малом
внешнем давлении. В природных условиях породы испытывают не только внешнее, но и внутреннее давление. Поэтому на фильтрационно-емкостные свойства влияет изменение разности между указанными давлениями (или эффективное напряжение).
В общем случае коллекторские свойства осадочных пород по мере увеличения глубины их залегания уменьшаются; проницаемость, пористость и величина пор уменьшаются, а плотность возрастает, что объясняется уплотнением пород, выделением минеральных новообразований в порах и трещинах. В то же время с ростом глубины повышается возможность растрескивания пород-коллекторов, в связи с чем возможно появление тенденции к увеличению проницаемости [ВНИИГАЗ..., 2003].
Анализ результатов эксплуатации некоторых ПХГ. Приведенный обзор позволяет предположить, что, зная режим эксплуатации ПХГ, исходные коллекторские свойства продуктивного пласта и глубину его залегания, можно предсказать изменение проницаемости, а соответственно и изменение активного объема хранилища. Исследования, проводимые совместно сотрудниками кафедры инженерной и экологической геологии МГУ им. М.В. Ломоносова и отдела геомеханики ООО "Подземгазпром", позволили выявить некоторые закономерности в изменении структуры порового пространства и емкостно-фильтрационных свойств ПХГ при их эксплуатации.
Анализ материалов по нескольким ПХГ России показал, что при определенных условиях функционирования подземного резервуара активная емкость хранилища постепенно уменьшается. Объектами конкретного исследования стали два ПХН в Краснодарском крае. Первое создано на базе истощенного Александровского газоконденсатного месторождения, оно разрабатывалось вплоть до 1972 г., после чего эксплуатация прекратилась. Для создания хранилища был выбран терригенный пласт зеленой (черкесской) свиты, залегающий на глубине 950—1200 м, представленный переслаиванием алевролитов и песчаников с серыми и зеленовато-серыми известкови-стыми глинами. Пористость песчаников 20—27%. Выше продуктивной толщи залегает 50 м глинистых отложений бурой и белой эоценовых свит, над ними — 200—230 м олигоценовых майкопских плотных глин с единичными прослоями алевролитов. Этими отложениями представлен верхний экранирующий пласт, предотвращающий потери газа из хранилища. Ниже продуктивной толщи (1200 м и глубже) залегает экранирующая толща, представленная палеоценовыми темно-серыми известковистыми глинами мощностью 30—60 м с прослоями алевролитов. Сам резервуар образован антиклинальной складкой небольшого размера (6x2 км) с амплитудой около 70 м. Пластовое давление на момент начала разработки составляло около 90 кгс/см2, а запасы газа — 2,6 млрд м3. За годы эксплуатации отобрано около 2000 млн м3 газа. В конце разработки пластовое давление составляло уже 60 кгс/см2 [Басарыгин и др., 1995; ГГО..., 2001].
Месторождение находилось в состоянии консервации почти 10 лет, в течение которых никакие наблюдения за состоянием пласта не велись, произошло практически полное его обводнение. Следовательно, первая закачка газа проводилась в практически полностью водонасыщенную толщу, а наличие остаточного газа снижало природные физические характеристики пласта. Кроме того, отметим аномально высокую пластовую температуру (90°С на глубине 1000 м) и отсутствие в над продуктивной части разреза проницаемых горизонтов. Практически все наблюдательные скважины Александровского месторождения при проектировании ПХГ были восстановлены, так как необходимо было получить информацию о текущем состоянии пласта (температура, давление, состав флюидов). Первая закачка газа в Краснодарское хранилище была начата в августе 1984 г. В 1995 г. активный объем Краснодарского ПХГ составлял 1200 млн м3, максимальный суточный отбор — 13,5 млн м3, пластовое давление варьировало от 50 до 150 бар [Басарыгин и др., 1995].
В течение 10-летней эксплуатации на ПХГ проводились режимные наблюдения. Ежемесячно снимались данные, показывающие активный и фактический объем, а также давление газа в резервуаре. По мере эксплуатации давление в хранилище постепенно повышалось, одновременно увеличивался буферный объем газа. Циклы откачки—закачки сменялись через 4—6 мес. Из анализа зависимостей между объемом и пластовым давлением ПХГ от времени следует, что за 10 лет работы резервуара вмещающий коллектор испытал 10 полных циклов смены режимов откачки-закачки газа, при этом разница между максимальным и минимальным активным объемом и пластовым давлением с ходом времени не изменялась, в то время как величина остаточного (буферного) газа увеличивалась.
Аналогичный анализ проведен по данным эксплуатации второго хранилища — Кущевского. Оно также было создано в истощенном, ныне обводненном газоконденсатном месторождении. Породы, вмещающие коллектор Кущевского ПХГ, представлены песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и глинами альбекого возраста, общая мощность 115— 220 м (глубина 1250—1400 м от поверхности земли). Проницаемые разности продуктивного пласта газона-сыщены и разбиты на три пласта; для хранения газа используется верхний. Его пористость 23%, а общая мощность 20 м. Верхний экран хранилища представлен 90—150-метровой толщей сеноман-нижнетурон-ских отложений. Это чередующиеся мергели и неслоистые песчанистые глины. Над ними залегает еще 170—240 м маастрихтско-кампанских плотных глин с прослоями известняков, алевритов и песчаников. Под продуктивным пластом с глубины 1400 м залегают породы, формирующие нижний экранирующий пласт. Они представлены докембрийскими микрогнейсами, гранитами и амфиболитами [ГГО..., 2002].
Режимные данные позволили проанализировать изменения, связанные с постоянными перепадами пластового давления и изменением объема резервуаров в результате их циклической эксплуатации. Цикличность изменения объема газа в пласте-коллекторе и соответствующего ему пластового давления для Ку-щевского ПХГ аналогична таковой для Краснодарского ПХГ, но с тем отличием, что в течение 10 полных циклов откачки—закачки прослеживается явная тенденция к увеличению пластового давления и соответственно активной емкости хранилища, резервуар увеличивали в процессе эксплуатации.
После анализа выполнен расчет режима эксплуатации, преобладающего в процессе работы на обоих объектах [Голодковская и др., 2007]. Для этого использованы уравнения состояния. Это аналитические зависимости между параметрами, описывающими поведение простого и сложного вещества. В качестве таких параметров используются давление, объем и температура. Изначально уравнения состояния были составлены для идеального газа, поэтому для них существовали ограничения по применимости. Они удовлетворительно описывают поведение реальных газов лишь при давлении до 10 МПа (в ПХГ давление может быть около 20—30 МПа) и температуре всего лишь 283—293 К (10—20°С). В решении данной проблемы появилось два направления: введение коэффициента % в уравнение состояния идеального газа, учитывающего отклонение реального газа от идеального, или добавление в уравнение состояния идеального газа большего числа констант. В газовой отрасли общепринят первый путь, рассмотрим его подробнее. Д. Браун и Д. Катц на основании изучения результатов экспериментального измерения коэффициента отклонения реальных газов от законов идеального газового состояния установили: если приведенные параметры различных природных газов одинаковы (Р\ Т'), то они находятся в соответствующих состояниях, при которых их физические и термодинамические свойства {I, плотность и др.) одинаковы, т.е. 1 = 1(Р*,Т\ Приведенными параметрами отдельных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа больше или меньше критических [Гиматудинов, 1982]:
Р* = р/р аХ Т = Т/Т (2); У* = У/У (3);
Рассчитав приведенные пластовые давления и температуру, можно на основании номограммы, заимствованной из работы [Гиматудинов, 1982], графически определить коэффициент отклонения природного газа I от идеального, а после этого воспользоваться формулами.
Ниже приведены формулы, по которым приведенные давление рпр и температура Тпр определяются через пластовое давление р (кгс/см2) и пластовую температуру (К):
18 ВМУ, геология, № 3
Р =
49,5 -3,7р
(5); Г =
Т
93+ 176р
(6),
где р — удельный вес газа по воздуху (ед.), который принимался равным 0,6 ед.
Таким образом, после определения приведенных значений давления и температуры, а также коэффициента сверхсжимаемости I был рассчитан режим эксплуатации продуктивных пластов для обоих хранилищ на основании формул зависимости приведенного пластового давления от относительного объема отбираемого газа:
-'отб
* Р л Н
где р* = ^ир*нш = -
-С
а
приведенные текущее и
начальное пластовое давление соответственно; % — коэффициент сверхсжимаемости газа, зависящий от давления и температуры; 0отб и 0нач — объем отбираемого газа и начальный объем газа в пласте соответственно [Гиматудинов, 1982].
Режим эксплуатации пласта-коллектора можно оценить по величине коэффициента а, входящего в соотношение:
О «
■=1-а^, (7)
б.
или
р
* няч
= 1 - а
а
отб
О.
(8)
При режиме эксплуатации пласта, близком к газовому, а» 1, т.е. зависимость между относительным приведенным пластовым давлением и относительным объемом отбираемого газа наиболее жесткая и однозначная (линия 1 на рис. 1). Объем хранилища находится в однозначной обратной зависимости от давления в резервуаре, о чем и свидетельствует график. При упруговодонапорном режиме эксплуатации а
мыми показателями существует, но она не столь однозначна, как при газовом режиме (линия 3 на рис. 1). При режиме, близком к жесткому водонапорному (а »0), зависимость отсутствует; линия 2, демонстрирующая это на рис. 1, проходит вдоль оси абсцисс (т.е. относительное приведенное пластовое давление всегда равно единице). Объем хранилища изменяется вне зависимости от перепадов давления, а только за счет движения пластовых вод.
Используя данные циклической эксплуатации (значения пластового давления и объема газа, находящегося в коллекторе), оценим изменение величины коэффициента для Краснодарского и Кущевского ПХГ.
На рис. 2 приведены зависимости коэффициента
а
Кущевского ПХГ и их линейные аппроксимации.
Рис. 1. Режимы эксплуатации пласта-коллектора: / — газовый, 2 — жесткий водонапорный, 3 — упруговодонапорный
Таким образом, анализ данных 10-летней эксплуатации двух резервуаров и приведенные расчеты показали, что в результате работы обоих хранилищ сформировался упруговодонапорный режим эксплуатации продуктивных пластов, однако в обоих случаях прослеживается явная тенденция к росту величины коэффициента а с увеличением числа циклов отбора. Это показывает, что постепенно упруговодонапорный режим эксплуатации пласта изменяется на газовый. Одной из причин этого явления (а возможно, и единственной) является изменение емкостно-фильт-рационных свойств коллектора. В связи с тем, что структура породы изменяется, т.е. вмещающий песчаник становится менее проницаемым для флюида (уменьшается как коэффициент проницаемости, так и пористость), воде становится все сложнее продвигаться по пустотному пространству. В результате этого эксплуатация пласта постепенно начинает происходить исключительно за счет изменения объема газа при изменении пластового давления, т.е. без участия движения флюида. Иными словами, начинает осуществляться газовый режим эксплуатации коллектора, в котором объем ПХ меняется прежде всего за счет энергии упругого расширения газа. Отметим, что нами анализировались данные в среднем по пласту, а не по отдельным скважинам, т.е. мы получали более достоверные результаты.
Экспериментальные исследования и их результаты. Для подтверждения предположения об изменении величины и структуры порового пространства и, следовательно, емкостно-фильтрационных параметров песчано-алевритовых пород была проведена серия экспериментов по изучению деформационных, прочностных и коллекторских свойств на модельных образцах. Эксперименты проводились на специально сконструированной установке, которая позволила максимально близко смоделировать условия, в которых находятся породы продуктивных пластов [Голод-ковская и др., 2007].
Рис. 2. Изменение величины коэффициента а, характеризующего режим эксплуатации пласта-коллектора, при циклической эксплуатации Краснодарского (а) и Кущевского (б) ПХГ
Опыты проводились на установке компрессионного сжатия в лаборатории отдела геомеханики ООО "Подземгазпром" под руководством М.Н. Тавостина. Прибор был специально разработан для изучения механического поведения пород-коллекторов специалистами ООО "Подземгазпром" и ФГУП ВНИМИ и представляет собой оригинальную гидравлическую установку для проведения механических испытаний горных пород в условиях всестороннего внешнего сжатия цилиндрического образца с возможностью создания внутри образца порового давления [Руководство.., 2005]. Величина напряжений, создаваемых установкой УКС-1 на образце при объемном напряженном состоянии, позволяет моделировать механические процессы в породном массиве, соответствующие глубине до 3000 м.
На основе приведенных выше сведений о типах ПХГ и свойствах пластов-коллекторов исследования прочностных, деформационных и коллекторских свойств при различных объемных напряженных состояниях проводили на моделях двух наиболее распространенных типов пород: дисперсных песчано-алевритовых (песках) и сцементированных песчано-алевритовых (песчаниках).
Учитывая, что самыми распространенными породами-коллекторами являются сцементированные песчано-алевритовые породы, как правило, песчаники кварцево-полевошпатовые средне- и мелкозернистые с карбонатным или глинистым цементом, с пористостью около 20—30% и прочностью на одноосное сжатие от нескольких мегапаскалей до 20 МПа и из-за отсутствия образцов такого типа пород с естественными для условий их залегания составом, структурой, влажностью и т.д., для изучения свойств этих пород при различных объемных напряженных состо-
яниях были изготовлены искусственные образцы — аналоги слабосцементированных песчаников.
Конкретную рецептуру для модельных образцов подбирали в лаборатории кафедры под руководством Н.А. Ларионовой, изготовлены образцы в лаборатории ООО "Подземгазпром". В результате выбрана 10%-ная цементная рецептура, чтобы образцы имели пористость 30—40%, прочность 3,3—10 МПа, это позволило получить качественную характеристику их изменения в достаточно короткие сроки.
Для опытов был выбран вариант контролируемых дренированных испытаний с оттоком жидкости при нагружении. Образец в герметичной оболочке подвергался равномерному всестороннему внешнему на-гружению. Осевая нагрузка примерно равнялась боковой (незначительно увеличиваясь и уменьшаясь в каждом цикле) и на 5% превосходила поровое давление. Боковое напряжение поддерживалось постоянным и равнялось 24 МПа, осевое изменялось от 25 до
29 МПа (необходимость его изменения была обусловлена мерами по предотвращению нарушения целостности оболочки, предохраняющей образец), а поровое давление варьировали от 9 до 22,5 МПа (для более полной имитации работы резервуара в циклах откачки—закачки). Число циклов в каждом эксперименте составляло 7—10, смена циклов велась достаточно быстро — полный цикл занимал не больше 30 мин.
В процессе испытаний измеряли продольные и поперечные деформации образца, что позволяло в любой момент оценить объемную деформацию в зависимости от воздействующих напряжений на образец. Всего подобным образом было испытано около
30 образцов искусственных песчаников.
Рис. 3 наглядно демонстрирует увеличение объемных деформаций с увеличением числа циклов закачки—откачки, а также постепенный рост остаточных деформаций. Это доказывает, что из-за циклического изменения порового давления происходит изменение структуры поровой среды образца. Итоговый прирост необратимой (остаточной) деформации на конец эксперимента составил 0,5%. В первом цикле заметны достаточно большие деформации (по отношению к остальным циклам). Они связаны, скорее всего, с первоначальным обжимом образца и деформациями самой оболочки.
На основании значений объемной деформации было рассчитано изменение пористости в ходе эксперимента по формулам:
V
К*
общ
где п — пористость в долях единицы, V
, У* и
пор' общ
¥ск — объем пор в грунте, общий объем грунта и объем твердых частиц соответственно. Исходя из предположения, что в ходе эксперимента скелет грунта (т.е. его твердая составляющая) остается прежним и все объемные изменения происходят исключительно за счет пористой среды, на основании формул (9) и (11) получаем формулу для расче-
Рис. 3. График зависимости объемных деформаций от циклически изменяемого порового давления
та пористости в любой момент времени и. в долях
единицы:
К(1-е)-К V
1 4 V' СК 1 ск
л/ =-V.-=1-тг
(12)
где V. — общий объем образца в любой момент времени, гу — объемная деформация.
На основании приведенных формул расчета пористости через объемные деформации образца были получены результаты, приведенные на рис. 4, где видно, что за время эксперимента пористость уменьшалась с 40 до 38%, т.е. примерно на 2% по сравнению с первоначальным значением.
Для дополнительного контроля результатов эксперимента до и после опыта была экспериментально определена пористость [Методическое пособие..., 1984]; оказалось, что изменение исследуемого показателя за счет проведения эксперимента практически совпали — итоговая пористость составила 38% (начальная была 41%).
Данные экспериментов показали, что произошли изменения поровой среды: пористость уменьшилась (на 2—3%); существенно возросла объемная деформация (до 0,028 ед.), появились остаточные деформации (0,005 ед.).
Эксперименты на дисперсных породах проводились на установке УИПК-1М, которая позволяет определять коэффициенты сжимаемости и проницаемости песков по газу и по воде. Установка предназначена для определения проницаемости горных пород в условиях, приближающихся к пластовым. На ней можно определять абсолютную и фазовую проницаемость пород в диапазоне от Ю-11 до 10~22 м2, а также при значениях давления на входе от 0,1 до 30 МПа и на выходе до 30 МПа, при геостатическом давлении от 0,1 до 60 МПа. На основе описанного выше анализа методов и результатов определения коллекторских свойств горных пород для их изучения применяли методику, в основе которой лежит принцип определения газопроницаемости горных пород, детальное описание которого приводится в широко используе-
Рис. 4. График зависимости пористости образца от циклического изменения порового давления искусственного песчаника
мой методике исследования коллекторских свойств кернов [Калинко, 1963] (в соответствии с ГОСТ 26450.2-85).
Экспериментальная работа велась при различных объемных напряженных состояниях на образцах песка (старооскольский горизонт среднего отдела девонской системы), отобранного с глубины 580—620 м из разведочных скважин в районе г. Тулы. Песок по минеральному и гранулометрическому составу и пористости близок к природным аналогам, слагающим продуктивные пласты реальных подземных хранилищ.
На образцах в сухом и водонасыщенном состоянии на установке УИПК-1М были проведены эксперименты по определению зависимости пористости, коэффициентов сжимаемости и проницаемости по газу и по воде от значений давления, действующего на характерной для ПХГ глубине — до 1000 м.
Результаты исследований зависимостей между коэффициентами сжимаемости и проницаемости по газу и эффективным напряжением, полученных в экспериментах при монотонном ступенчатом увеличении всестороннего сжатия сухого песка и равном нулю поровом давлении (р = 0), показаны на наиболее характерном графике (рис. 5). На нем видно, что в опыте проницаемость пород достаточно высока, при минимальном обжатии (при аЭф = 1 МПа) в среднем она составляет (1,3^1,4) Ю-12 м2 и может плавно, экспоненциально снижаться в 1,5—2 раза при его увеличении до 18 МПа.
Значительное изменение объемной деформации свидетельствует о существенном уплотнении пород и уменьшении их первоначальной пористости (30— 33%) на 7—10%. Пористость и проницаемость по газу сухих песков в этом случае становятся близки аналогичным параметрам пород на действующих ПХГ, что свидетельствует о возможности моделирования процессов, происходящих при их циклической эксплуатации.
Весьма интересно сравнить эти результаты с полученными в экспериментах при аналогичном деформировании максимально водонасыщенных песков, характер дефрмирования которых показан на рис. 6.
Рис. 5. Зависимости сжимаемости и проницаемости по газу от величины эффективного напряжения при деформировании сухого песка
Рис. 6. Зависимости сжимаемое 1 и и проницаемости по газу от величины эффективного напряжения при деформировании водонасы-щснного песка
В качестве существенных отличий характера деформирования водонасыщенного песка и изменения его проницаемости по газу по сравнению с сухим песком отметим явно нелинейное изменение этих характеристик на начальном этапе деформирования и вполне закономерное — при последующем увеличении всестороннего сжатия и соответственно эффективного напряжения. Проницаемость по газу такого грунта хотя практически на порядок ниже, чем у аналогичных сухих песков, но достаточно высока и составляет (6^6,5) • 10-14 м2.
Аналогичные эксперименты на водонасыщенных песках при использовании в качестве флюида воды позволяют отметить следующее. В частности, на рис. 7, показано, что деформирование таких песков аналогично описанному выше, а проницаемость по воде в них еще ниже. Это вполне естественно, но при этом следует учесть, что снижение проницаемости при увеличении обжатия носит существенно нелинейный характер.
Аналогичный характер сжимаемости водонасыщенных песков был получен в экспериментах при ступенчатом увеличении эффективного напряжения при р = 0 и с измерением изменения пористости. При сопоставлении наблюдаемой в этих опытах объемной деформации по датчикам измерения размеров образ-
Рис. 7. Зависимости сжимаемости и проницаемости по воде от величины эффективного напряжения при деформировании водонасы-щенного песка
Рис. 8. Зависимость между изменением пористости и проницаемостью
цов с результатами одновременного контроля изменения порового пространства по объему вытесняемой жидкости установлена их тесная взамосвязь. Результаты проведенных экспериментов показывают, что между изменением пористости и проницаемости существует ярко выраженная зависимость, как это показано на рис. 8.
После того как была установлена возможность проведения опытов, которые моделируют процессы, происходящие в реальных ПХГ, на тех же песках проведена серия экспериментов с циклическим изменением порового давления. Результаты одного характерного эксперимента приведены на рис. 9.
Из приведенных результатов следует, что циклическое изменение порового давления в сухих песках при почти постоянном всестороннем обжатии вызывает заметное изменение их объемной деформации еу, т.е. их уплотнение от цикла к циклу. Этот процесс происходит, как правило, при снятии давления флюида и тем значительнее, чем больше амплитуда изменения этого давления, а следовательно, и эффективного напряжения на скелет породы. Кроме того, были проведены эксперименты в условиях значительно изменяющихся внешнего (а0) и внутреннего (р) давления при значительно меньших циклических колебаниях эффективного (а соответственно и порово-
Рис. 9. Изменение объемных деформаций при циклическом изменении порового давления (воздух) в сухом песке
го) давления. В результате получено, что в данных условиях не происходит структурных изменений и необратимого снижения пористости и проницаемости. Анализ результатов экспериментов показал, что при таком режиме деформирования, когда эффективное давление а^ изменяется незначительно и в среднем равно 2 МПа, изменение объемной деформации может быть значительным, но в основном упругим. Незначительные пластические деформации имеют место только в первых циклах синхронного изменения значений осевого и порового давления, а затем остаются практически неизменными. Тем самым было доказано, что изменение емкостно-фильтраци-онных параметров песков прежде всего зависит от колебаний эффективного напряжения.
Заключение. Проведенные исследования показали, что циклическая нагрузка и разгрузка в песчано-алевритовых породах при длительной эксплуатации подземных хранилищ газа может существенно уменьшить емкостно-фильтрационные параметры резервуаров, создаваемых на отработанных газоконденсат-ных месторождениях, свидетельством чего являются результаты анализа данных эксплуатации рассмотренных выше хранилищ газа.
Лабораторные исследования на модельных образцах, отвечающих по составу, пористости и прочности полевошпатовым песчаникам, подтвердили, что при реально существующем в подземных резервуарах пластовом давлении происходит значительное уменьшение их пористости. Испытания, проведенные на песках, в условиях, близких к эксплуатационным, также показали, что в ходе циклически меняющихся значений эффективного давления постепенно уменьшаются проницаемость и сжимаемость.
Полученные данные можно использовать для прогноза развития деформационных процессов и изменения емкостно-фильтрационных свойств песча-но-алевритовых коллекторов, они позволяют повысить достоверность данных, используемых в геологических и технологических моделях подземных хранилищ газа, понять механизмы процессов, происходящих в песчано-алевритовых коллекторах при эксплуатации ПХГ.
Авторы статьи выражают благодарность старшему научному сотруднику кафедры инженерной и экологической геологии Н.А. Ларионовой за помощь в подборе рецептуры для создания модельных образцов песчаников; заведующему лабораторией отдела геоСПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Черненко A.M., Крапивина Г.С. Технология создания ПХГ в обводненных истощенных газовых месторождениях на примере Краснодарского ПХГ // Докл. на Междунар. конф. по ПХГ, 11—15 сентября. 1995. М, 1995. С. 158-169.
2. Бурлин Ю.К. Природные резервуары нефти и газа. М.: Изд-во МГУ, 1976.
3. ВНИИГАЗ на рубеже веков — наука о газе и газовые технологии. М.: ООО "ВНИИГАЗ", 2003.
4. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1982.
5. Голодковская Г.А., Калиниченко И.В. Изменение пористости песчаных пород-коллекторов в связи с циклической эксплуатацией подземных хранилищ газа (ПХГ) // VIII Междунар. конф. "Новые идеи в науках о Земле". 10—13 апреля 2007. М., 2007.
6. Горно-геологическое обоснование застройки территории Краснодарского ПХГ по проекту реконструкции Краснодарского СПХГ. М., 2001.
7. Горно-геологическое обоснование застройки территории Кущевского ПХГ. М., 2002.
8. ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. Государственный комитет СССР по стандартам. М., 1985.
механики ООО "Подземгазпром" М.Н. Тавостину, а также М.А. Лазаревой из той же лаборатории за проведение серии опытов на установках УКС-1 и УИПК-1М.
9. Казарян В.А. Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов — необходимый элемент функционирования ТЭК. М.: ООО "Империал", 2006.
10. Калинко М.К. Методика исследования коллектор-ских свойств кернов. М.: Гостоптехиздат, 1963.
11. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных пластов и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977.
12. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах. М.: Недра, 1973.
13. Методическое пособие по инженерно-геологическому изучению горных пород. Т. 2. Лабораторные методы. М.: Недра, 1984.
14. Николаевский В.Н., Басниев К.С. и др. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970.
15. Руководство по эксплуатации гидравлической установки объемного сжатия УКС. СПб.: ООО "ЛИМИКОР", 2005.
16. Leclerc В. Alkmaar peak gas installation project // Rep. Internat, conference on underground gas storage. Poland, 11 — 15 Sept. 1995, P. 27-55.
17. Mujadin M.J. Blue lake Gas Storage — the definitive state of the art storage project // Rep. Internat, conference on underground gas storage. Poland, 11—15 Sept. 1995, P. 111—142.
18. Young A.T. Underground Diurnal Storage in the UK // Ibid. P. 78-91.
Поступила в редакцию 14.29.2007
