CC BY
53
Ключевые слова:
горная порода,
эффективное
давление,
пористость,
газопроницаемость,
скорость упругих
волн,
пластовые условия.
Keywords:
rock,
effective pressure,
porosity,
gas permeability,
velocity of elastic
waves,
in-situ conditions.
УДК 622.02
В.С. Жуков, П.Ю. Иванов
Изменение физических свойств коллектора как результат роста эффективного давления в процессе разработки месторождения (моделирование на примере Южно-Киринского месторождения)
Известно, что разработка месторождений нефти и газа, как правило, сопровождается снижением пластового давления, что в свою очередь изменяет физические свойства коллекторов [1, 2]. Давление вышележащих пород (горное давление) при этом не изменяется, но происходит перераспределение напряжений, т.е. часть нагрузки, которую принимал на себя содержащийся в порах горных пород флюид, начинает воспринимать матрица горной породы. Таким образом, снижение пластового (порового) давления и повышение эффективного давления являются основными причинами изменения физических свойств коллекторов, сопровождающего разработку месторождений углеводородов [3, 4]. Под эффективным давлением в данном случае понимается разница между геостатическим, или всесторонним, давлением Рвс и поровым (пластовым) давлением Рш [5]:
Р = Р — кР
1 эф 1 вс ^ пю
где величина Рвс определяется мощностью и плотностью вышележащих горных пород; к - коэффициент, зависящий от свойств скелета породы и слагающих ее минералов (обычно к = 1).
Исследования изменения физических свойств коллектора при моделировании роста Рэф проводились на образцах горных пород Южно-Киринского нефтегазо-конденсатного месторождения (НГКМ). Южно-Киринское НГКМ открыто в 2010 г. в Охотском море на северо-восточном шельфе о. Сахалин на расстоянии 35 км от берега и в 6 км на юго-восток от Киринского месторождения. Глубина моря на месторождении меняется в интервале 110-320 м.
Объектом исследований служила коллекция образцов горных пород дагинской свиты Южно-Киринского НГКМ. Моделировались пластовые условия, и в этих условиях определялись основные физические свойства каждого образца, такие как: пористость, сжимаемость порового пространства, удельное электрическое сопротивление с расчетом параметра пористости, скорость распространения упругих волн с расчетом упругих коэффициентов (коэффициента Пуассона, модулей Юнга, сдвига, объемного сжатия). В общей сложности были исследованы более 170 образцов терриген-ных отложений дагинской свиты, представленных различными песчаниками и алевролитами, из 6 скважин (глубина отбора 2600-2900 м). Диапазон пористости исследованных образцов горных пород составляет от 2,90-33,4 %, диапазон газопроницаемости - 3-1600 мД в атмосферных условиях.
Исследования изменений физических свойств горных пород проводились с помощью моделирующей пластовые условия установки ПУМА-650. Процесс разработки месторождения моделировался путем повышения Рэф с 37,0 до 47,0 МПа (такой рост наблюдается при снижении Рпл на 10,0 МПа). Данные, полученные при исследовании кернового материала для каждого петрофизического параметра, в процессе обработки были сгруппированы по соответствующим давлениям. Далее из всего массива результатов измерения петрофизических параметров выделялись максимальные, минимальные и рассчитывались средние значения, после чего были построены графики
зависимости средних значении исследуемых физических своИств от изменения Рэф в диапазоне 2-37,0 МПа (см. далее рис. 1-8). Рэф, равное 37,0 МПа, условно принято началом разработки (значения параметров, или физических своИств, при Рф = 37,0 МПа приняты за 100 %). Затем аппроксимацией зависимости изменения средних значений каждого параметра (физического свойства) от Рэф получены значения параметров при Рэф = 47,0 МПа, т.е. наглядно отображены их ожидаемые величины при снижении Рпл на 10,0 МПа. Несмотря на единый принцип построения всех графиков, полученные зависимости уникальны в отношении каждого петрофизического параметра.
На рис. 1 представлены изменения коэффициента пористости Кп при увеличении Рэф. Показано, что при Рэф = 47,0 МПа среднее (Ки.ср) значение Кп уменьшится на 0,049 абсолютных процентов, или на 0,24 %, относительно значения Кп при Рэф = 37,0 МПа.
Рассмотрим зависимость изменения объемной плотности р от Рэф (рис. 2). Ожидаемый рост среднего (рср) значения р при снижении Рш на 10,0 МПа составил 0,00071 г/см3, а относительное изменение - 0,034 %.
Изменение Кп зависит от сжимаемости по-рового пространства Впор. Влияние роста Рэф на Впор представлено на рис. 3. Аппроксимация зависимости средних (Впорср) значений Впор по-
казала, что при снижении Ргш на 10,0 МПа можно ожидать снижения Впорср с 1,60-10-4 до 1,43 10-4 1/атм, или на 1,67-10-5 1/атм, что составляет 10,5 % от значения Впор при начальном Рэф = 37,0 МПа.
Рассмотрим влияние увеличения Рэф на удельное электрическое сопротивление (УЭС) (рис. 4), которое имеет важное значение в комплексе стандартных геофизических исследований скважин. Зависимость средних (УЭСср) значений УЭС от Рэф аппроксимируется экспоненциальной кривой. В результате аппроксимации было установлено, что при снижении Рт на 10,0 МПа ожидается увеличение УЭСср с 2,497 Омм при Рф = 37,0 МПа до 2,654 Ом-м при РЭф = 47,0 МПа, или на 0,157 Омм, что составляет относительный рост на 6,3 %.
Результатом интерпретации данных электрического каротажа является получение зависимости Кп от параметра пористости Рп. Влияние Рэф на Рп представлено на рис. 5. По зависимости средних значений Рп от Рэф было получено значение Рп при Рэф = 47,0 МПа как ожидаемое при снижении Рт на 10,0 МПа. Абсолютное увеличение Рп составило 1,264, а относительный рост - 6,4 %.
В составе методов геофизических исследований скважин важное место занимает акустический каротаж, который позволяет определить интервальное время или скорость
40
30
20
10
10
20
30
У = я2 33,84х"°,01 0,98
У = 22,23х"°,°2
1 я2 = 0,99
•К„„с • к , = 176
• к„„ У = я2 = 2,98г°,°3 0,96
40
50
Р,Ф' МПа
Рис. 1. Влияние эффективного давления на коэффициент пористости:
Я2 - достоверность аппроксимации данной зависимостью; п - число образцов, по которым получены средние значения
; 2,9
I £
2,7 2, 5 2,3 2,1 1,9 1,7 1,5
10
20
30
я2 = >,737х°,001 0,958
• Р..КС • Рср' п = 176
• Р™ У = < я2 = г,051х°,0(М 0,992
• • <
II Л ,762т0,005 0,977
40
50
Рэф, МПа
Рис. 2. Влияние эффективного давления на объемную плотность
0
0
0
у = 0,0003х-°-205 Я2 = 0,8708 1_
Рэф, МПа
% 102
2
О
О
т,
>
101
100
10-1
II » • •
1 УЭС„кс
- УЭС™я = 176
ср'
1 УЭС
у = 27,38е°-°21 Я2 = 0,93
у = 1,91е0,011 Я2 = 1,00
у = 0,94е°-° Я2 = 0,92
10 20 30 40
50
Р,ф, МПа
Рис. 3. Зависимость сжимаемости порового Рис. 4. Влияние эффективного давления пространства от эффективного давления на удельное электрическое сопротивление
0
распространения упругих волн. Рассмотрим влияние эффективного давления на скорости распространения продольных (рис. 6) (V ) и поперечных (Уии) (рис. 7) упругих волн. С помощью аппроксимации зависимости средних значений были получены ожидаемые значения Упр и Угп при снижении Рт на 10,0 МПа. Vр в среднем увеличилась на 0,070 км/с, а относительное изменение составило 2,0 %. Упп в среднем увеличилась на 0,0187 км/с, относительное изменение составило 1,045 %.
По известным значениям скоростей распространения упругих волн в горных поро-
дах и плотности этих пород можно рассчитать значения таких упругих модулей, как модуль Юнга, коэффициент Пуассона, модуль сдвига, модуль объемного сжатия.
Снижение пластового давления в процессе разработки месторождения приведет не только к уменьшению величины пористости, но и снизит значения проницаемости по газу. Выполненные экспериментальные исследования позволили получить зависимости коэффициента газопроницаемости (Кпр) от Рэф (рис. 8). Аппроксимацией зависимости средних значений Кпр были получены ожидаемые значения
103
102
101
100
.У = 2 Я2 = 04,36е°,°21 0,93
.У = 1 Я2 = 5Д9е0№ 1,00
• • <
.У = 7 Я2 = ,54е°,°01 0,89
• Р„с • Р , п = 176 п. ср' • Р™
10
20
30
40
50
Рэф, МПа
Рис. 5. Зависимость параметра пористости от эффективного давления
■-< > *у - 5,20х°'01 - 0,84
я
- • С! п - 176
- 2,66х0,08 - 1,00
У я
У я - 2,26Х>,°9 - 0,96
10
20
30
40
50
Рэф, МПа
Рис. 6. Изменение скорости продольных волн при росте эффективного давления
6
5
4
3
2
0
0
3,5
8
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
У я2 = 2,84х°,°2 = 0,94
■ • • V ' м.ср' • Упп.ш,
П = 176 У = 1,50х°,°5
к- = 1,00
У я2 = 1,14х°,09 = 0,95
10 20 30 40
50
Р,Ф' МПа
Рис. 7. Изменение скорости поперечных волн при росте эффективного давления
Ч 104
^
103 102 101
100
У = 15 Я2 = 0 27,54х"°,°5 ,96
у = 21 Я2 = 0 4,50х"°,°6 ,99
•к„„ • к™ л.ср' • к„.мнн п = 70
У = 2, Я2 = 0 94х"0,09 ,92
10 20 30 40
50
Рэф, МПа
Рис. 8. Изменение газопроницаемости при увеличении эффективного давления
газопроницаемости образцов горных пород при снижении пластового давления на 10,0 МПа.
Газопроницаемость исследованных образцов горных пород при моделировании увеличения эффективного давления на 10 МПа в среднем снизилась на 0,242 мД, а относительное изменение составило 0,144 %, т.е. закономерно газопроницаемость снижается на довольно малую величину. Наибольшие абсолютные изменения газопроницаемости происходят в образцах с высокой проницаемостью, но они не превышают 1,0 % величины газопроницаемости при 37 МПа.
В таблице представлена сводка изменений средних значений исследуемых петрофизиче-ских параметров при росте эффективного давления на 10 МПа.
В заключение необходимо еще раз подчеркнуть: моделирование процесса разработки месторождения при снижении пластового давления, сопровождаемого ростом эффективного давления на 10,0 МПа, показало, что можно ожидать снижения средней величины К„ на 0,05 абсолютных процентов, или на 0,24 %, и снижения К„р на 0,24 мД, или на 0,14 %. Все изменения петрофизических параметров рассчитаны относительно величин этих параметров при Рэф в пласте 37,0 МПа, значения которых были приняты за 100 %.
Таким образом, данные об изменениях ряда петрофизических параметров проанализированы с точки зрения их зависимости от изменения Рэф в пласте, получены в первом приближении
Абсолютные и относительные изменения петрофизических параметров при росте Рэф с 37 до 47 МПа
Петрофизические параметры Снижение (4) / рост (Т) параметра Абсолютное изменение Относительное изменение, %
К„, % 4 0,05 0,24
р, г/см3 Т 0,0007 0,03
В „ар, 1/атм 4 1,67-10"5 10,5
УЭС, Ом-м Т 0,157 6,3
Р„ Т 1,26 6,4
¥„,, км/с Т 0,07 2,0
км/с Т 0,19 1,0
К„р, мД 4 0,24 0,14
0
0
оценки этих изменений. Отмечена необходимость дополнительных экспериментальных испытаний образцов в термобарических условиях, моделирующих пластовые, для уточнения этих зависимостей, зачастую отличающихся от линейных. Полученные данные могут быть использованы как для оценки изменений пластовых условий по данным повторных геофизических исследований скважин, так и для оценки степени изменения продуктивных горизонтов в процессе разработки месторождения, сопровождающейся снижением пластового давления.
Список литературы
1. Авчян Г.М. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях / Г.М. Авчян,
A. А. Матвеенко, З.Б. Стефанкевич. - М.: Недра, 1979. - 224 с.
2. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств
и нефтегазонасыщенности горных пород /
B.Н. Дахнов. - М.: Недра, 1975. - 334 с.
3. Жуков В.С. Лабораторное моделирование снижения пластового давления при разработке месторождений нефти и газа / В. С. Жуков // Бурение и нефть. - 2006. - № 1. - С. 8-9.
4. Кузьмин Ю.О. Современная геодинамика
и вариации физических свойств горных пород / Ю.О. Кузьмин, В.С. Жуков. - М.: Из-во МГГУ, 2004. - 262 с.
5. Добрынин В .М. Деформации и изменения
физических свойств коллекторов нефти и газа / В.М. Добрынин. - М.: Недра, 1965. - 163 с.
