CC BY
80
УДК: 622.276.031.011.43:53.091
В.А. Вавилин, Ю.К. Романов, Т.Р. Галиев, Р.Ф. Сулейманов
ООО «КогалымНИПИнефть», Когалым couteug@nipi.ws.lukoil.com
ОБ АЛЬТЕРНАТИВНОМ СПОСОБЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРЕДЕЛА УПРУГОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД В УСЛОВИЯХ,
АДЕКВАТНЫХ ПЛАСТОВЫМ
Предложена альтернативная методика определения предела упругости - по измерению изменения объема пор, коэффициента пористости и сжимаемости образцов горных пород в адекватных пластовым условиях, при одноосном и объемном сжатии пород на установках типа УИК. Приведены некоторые результаты исследования изменения объема порового пространства на образцах керна из скважин месторождений ООО «Лукойл-Западная Сибирь».
Ключевые слова: напряжение, деформация, сжимаемость, геостатическое и эффективное давления, модуль Юнга.
1. Введение
Пластовые флюидные системы в реальных условиях характеризуются фазовыми равновесиями, в той или иной степени определяющими напряженно-деформированное состояние пород-коллекторов. В зависимости от характера отложений уплотнение пород может быть в основном упругим, восстанавливающимся при увеличении забойного давления (подъеме уровня), или преимущественно пластическим, связанным с необратимой перестройкой зернистой структуры пород. В определенной ситуации (глубины залегания, фазовые разделы, стадии разработки) породы могут претерпевать необратимые деформации. Так, с изменением глубины залегания породы испытывают вследствие происшедшей деформации наибольшее уплотнение в диапазоне глубин 800 - 1200 м. Аналогичное по характеру изменение, обусловленное переупаковкой зерен породы, наблюдается в переходных (прикон-тактных) зонах (так называемые «плотняки»), а также может инициироваться неадекватной разработкой нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений.
Как правило (Добрынин, 1965), эффективное (дифференциальное) давление характеризует напряженное состояние скелета горной породы под действием геостатического - Р и пластового - Р давлений и определяется по выражению
Р^ = Р - п Р ,
эфф г пл?
где п - коэффициент разгрузки, который для приближенных расчетов принимается равным 1. Изменение геостатического давления приводит к изменению Р . При этом несоответствие в изменениях значений геостатического и пластового давлений будет тем значительнее, чем выше сжимаемость порового флюида, которая, в свою очередь, определяет сжимаемость пор. В общем случае геостатическое давление для конкретного пласта распределяется между скелетом породы и поровым флюидом, причем на долю твердой фазы приходится та часть Рг, которая не передается поровому флюиду (Добрынин, 1963):
Р= Р = Р- Р = Р- Р • 1 = Р (1-1),
Т эфф г пл г г^ г4-"'
где ) - коэффициент передачи геостатического давления на поровый флюид через твердую фазу (скелет); Р - напряжение, действующее в скелете породы.
Очевидно, что при ) = 1 (в порах пласта находится однофазный флюид), скелет породы практически не нагру-
жается (Р около нуля, Р близко Р ), и все усилие от веса
Т пл г
вышележащих пород полностью затрачивается на уплотнение порового флюида. Именно в подобной ситуации формируются зоны АВПД, технология освоения запасов которых должна быть основана на применении минимальных репрессий на пласт, чем обеспечиваются и довольно высокие дебиты, и целостность ПЗП.
При значениях коэффициента передачи давления, близких к нулю, большая часть геостатического давления идет на нагружение скелета породы, вследствие чего инициируются процессы необратимых деформаций в виде уменьшения объема пор и возникновения трещин. Уменьшение величины коэффициента передачи геостатического давления непосредственно связано с увеличением коэффициента сжимаемости пор, спровоцированным появлением нового компонента во флюидной системе, например, вследствие разгазирования пластовой нефти.
В силу разгазирования пластовой нефти, которое предшествует ее дегазации, происходит аномальный рост сжимаемости жидких УВ и, следовательно, самих пор, причем первоначально в пределах ПЗП, а в последующем - и в межскважинном пространстве. В этом случае вес столба горных пород разгружается на стенки пор пласта, вызывая деформацию зерен, их разрушение и переупаковку (уплотнение породы) (Добрынин, 1965).
В процессе разработки нефтяных залежей коллекторы могут претерпевать необратимые деформации как в результате сжимающих нагрузок (вследствие снижения Р и/ или разгазирования порового флюида), так и в силу развития напряжений растяжения при нагнетании в пласт воды.
Согласно ВНИИКРнефть предельная депрессия на пласт не должна превышать расчетное значение:
АР = к (Р - Р ),
г пл
где к - коэффициент, посредством которого комплексно учитываются степень совершенства вскрытия пласта, составляющая бокового горного давления, тип и качество бурового раствора.
Однако при использовании данной формулы не учитываются релаксация напряжений в породе (ПЗП) в ходе эксплуатации скважин. Следовательно, при контроле разработки месторождений УВ с целью прогноза поведения горного массива и обоснования соответствующих мероприятий по регулированию важно иметь информацию по коэффициенту сжимаемости пор породы.
Для практических целей обычно нет необходимости исследовать все деформационные характеристики, в большинстве случаев достаточно точного определения изменения объёма пор, коэффициента пористости, коэффициента сжимаемости пор и предельного давления Р^"5, при котором начинаются пластические деформации. В работе предложена альтернативная методика определения предела упругости - по измерению изменения объёма пор, коэффициента пористости и сжимаемости образцов горных пород в термобарических условиях на установках серии УИК. Точность определения порового объёма порядка 0,001 см3, что достаточно для достоверного измерения контролируемых параметров в условиях, близких к пластовым, при одноосном и объемном сжатии образцов.
2. Оборудование и особенности методики исследований
В ходе исследований использовались модернизированные установки отечественного производства серии УИК фирмы Гло-Бел нефтесервис, предназначенные как для массовых измерений, так и для научной работы (Рис. 1). Для того, чтобы точно и в полном объеме определить все деформационные характеристики, особенно в области пластических деформаций, эксперимент должен проводиться не менее чем в девяти точках, при стабилизации всех параметров на каждом этапе измерений, поэтому в зависимости от свойств образца время выполнения одного эксперимента варьирует от нескольких суток до месяцев.
Исследования проводились в термобарических условиях при равномерном всестороннем сжатии образца, результаты приводились к условиям одноосного сжатия (Добрынин 1965; Галиев и др., 2006; Зубков, Вокин, 2006). Одновременно (в том числе для контроля стабилизации процессов) измерялось электрическое сопротивление образца в пластовых условиях двухэлектродным методом. Осуществлялся выбор режимов достижения термобарических условий для образцов разной литологии и различных по диапазонам пористости и проницаемости.
При разработке соответствующих методик измерения использован опыт отечественных и зарубежных лабораторий, проведены консультации со специалистами ВНИГНИ, фирм CoreLab, Coretest (Добрынин, 1963; 1965; Галиев и др., 2006; Грегори, 1982; Зубков, Вокин, 2006; Ищенко, Ку-тырев, 1977; Морева, 2001; Tiab, Donaldson, 2004; Pauget et al., 2002; Nieto et al., 1990), учтены их рекомендации по измерению К в пластовых условиях, разработана методика измерений коэффициента пористости и коэффициента сжимаемости пор в пластовых условиях, а также методика определения предела упругости. Методика определения Кп и
коэффи-ц и е н т а сжимаемости пор горных пород в
Рис. 1. Внешний вид установки У И К М-(1К).
термобарических условиях подробно описана в работе (Carles, Lapointe, 2004). Здесь мы более подробно остановимся на методике определения предела упругости.
3. Определение сжимаемости пор и предела упругости пород
В качестве примера здесь приведены результаты исследования пористости К и сжимаемости пор с в термобарических условиях на образцах керна из скважин месторождений ООО «Лукойл-Западная Сибирь».
Рис. 2. Зависимость Кп от Рэфф, образец 120-2634, пласт Ю2-3, Запад-но-Тугровс-кое месторождение.
На рисунке 2 показано изменение Кп от Рэфф, определённое в барических и термобарических условиях, для одного образца. Начальные значения пористости определены в барических условиях при комнатной температуре (20 °С). Одновременно, с увеличением эффективного давления с 10 до 15 МПа, была увеличена температура с 20 до 59 °С. Такой режим создания термобарических условий позволяет более точно, в течение относительно небольшого промежутка времени (2 - 3 суток), оценить К на начальном и конечном этапах, то есть с большей достоверностью определить К и сжимаемость пор в при больших значениях Р ,,. С ростом Р ,,,при появлении пласти-
эфф Г эфф7 г
ческих деформаций, изменение коэффициента сжимаемости пор отклоняется от степенного закона, наблюдается перегиб и гистерезис (при уменьшении Рэфф), образец
Рис. 3. Зависимость коэффициента сжимаемости пор от Рэфф, образец 177-735349/1.
необратимо изменяет деформационные и коллекторские характеристики (Рис. 3). Поэтому важнейшей задачей является определение области давлений, при которых порода испытывает только упругие (обратимые) деформации, то есть, определить предел упругости.
Достоверно предел упругости горных пород в пластовых условиях можно определить, подробно исследуя деформационные
Рис. 4. Диаграмма «Деформация -Напряжение».
^научно-техническим журнал
Георесурсы
свойства пород в переходной области упругих и пластических деформаций. При изучении деформационных свойств пород обычно строят диаграмму «Деформация -напряжение» или зависимость механических напряжений от относительных деформаций (с) (Рис. 4).
Если образец породы имеет форму кругового цилиндра, и его сжимают вдоль оси, то механическое напряжение c(s) = F/S, где: F - сила, приложенная к образцу вдоль оси цилиндра, H; S - площадь сечения образца, перпендикулярно оси, м2; с - механическое напряжение, Па; s = Al/l0 - относительное удлинение (сжатие) образца; Al -абсолютное удлинение (сжатие) образца, м; l0 - начальная длина образца, м (Рис. 5).
Область обратимых (упругих) деформаций на графике этой зависимости соответствует линейному изменению о(е), на этом участке диаграммы «Деформация - напряжение» выполняется закон Гука:
а = Е-б,
(1)
Рис. 5. Деформация образца при одноосном сжатии в пластовых условиях.
где Е - модуль Юнга, МПа.
Предел упругости (Р упр) в термобарических условиях, начиная с которого перестает действовать закон Гука и появляются необратимые пластические деформации, достоверно можно определить только при условии использования современной аппаратуры, новейших методик и рекомендаций:
1. Аппаратура должна обеспечивать непрерывные (с возможностью изменения скорости приложения нагрузок) измерения всех параметров под управлением компьютера в течение, по крайней мере, нескольких суток, высокую точность определения прикладываемых сил, давлений, всех деформаций образца и температуры.
2. Должна быть предусмотрена возможность независимого приложения к насыщенному водой и (или) нефтью образцу аксиальной нагрузки, горного давления, пластового давления и температуры, то есть возможность определения свойств насыщенной породы в истинных пластовых термобарических условиях.
3. Необходимо методически обоснованно выбирать режимы исследований, скорость и длительность приложения нагрузки.
Горные породы (например, алевролиты, песчаники) при увеличении напряжений редко испытывают только упругие деформации, обычно поведение этих пород даже на начальных стадиях приложения нагрузки смешанное (при
Рис. 7. Влияние температуры и характера насыгщения образцов на кривые деформации (Tiab, Donaldson, 2004).
преобладании упругих деформаций, вплоть до предела упругости, после предела упругости наблюдается нелинейная зависимость напряжения от деформации) - «упругое - вязкое - пластичное» (Рис. 6) (Tiab, Donaldson, 2004).
Песчаники, алевролиты, сланцы и другие породы испытывают также такой вид деформации, как «ползучесть». Этот вид деформации отличается от других тем, что при достижении определённого напряженно-деформированного состояния, порода некоторое время продолжает деформироваться без увеличения нагрузки. Это время может быть очень значительным (до нескольких часов, дней, месяцев) в зависимости от свойств породы. В течение данного времени происходит изменение структуры породы и даже возможно её значительное уплотнение и упрочнение (при необратимом уменьшении Кпо и К ). В реальных условиях пласта явление ползучести вносит большой вклад в изменение деформационных и коллекторских свойств горных пород, происходящих в процессе разработки.
Рис. 8. Графики изменения пустотного отношения от логарифма Р
эфф.
ЩРэфф)
Очень часто экспериментаторы не могут определить явления ползучести из-за слишком больших выбранных ими темпов роста нагрузки. Вследствие такой довольно распространённой ошибки экспериментаторы получают слишком завышенные значения предела упругости и совершенно недостоверные диаграммы «напряжение-деформация» (Зубков, Вокин, 2006). Многие экспериментаторы (Зубков, Вокин, 2006) исследуют деформационные свойства только сухих (не насыщенных моделью пластовой воды или нефти) образцов. Кривые деформации, полученные в ходе таких исследований, значительно отличаются от истинных, причем и качественно, и количественно (Рис. 7). Пределы прочности тоже, как правило, завышены. Использовать такую информацию недопустимо. Появление пластических деформаций наглядно иллюстрируется на графике зависимости пустотного отношения от логарифма РЭфф (Зубков, Вокин, 2006; Carles, Lapointe, 2004) (Рис. 8).
Данные, на основе которых построен этот график, получены при измерении изменения пористости в термобарических условиях, полностью соответствующих пластовым (всесто-Рис. 6. Основные типы диаграмм «напряжение - деформация» горных пород для насыщен- роннее сжатие) на цилиндрических об-ных образцов в пластовых условиях: алевролит, песчаник, сланец (Tiab, Donaldson, 2004). а - разцах (песчаник мелкозернистый) из
алевролиты, упругая-пластическая деформация (тип II); б - песчаники, пластическая-упру- <
^ , t- t- < \ ' „г, пласта ЮС, и (песчаник мелкозернис-
гая деформация (тип III); в - сланцы, пластическая-упругая-пластическая деформация (V). 1
0,015 dV/v
0,025
Рис. 9. Диаграмма «Деформация -
напряжение» Р
Ключевое, БВ6 146-5006-2п.
£
0,016 0,021
0,026 0,031 dV/V
0,036 0,041 0,046
тый) из пласта БВ6. Эксперимент длился более трёх дней, тем не менее, явление наблюдаемой пластичности породы всё ещё продолжалось. Следовательно, даже такой относительно «быстрый» эксперимент позволил достаточно точно определить точку перегиба на графике зависимости пористости от логарифма Рэфф.
35 30
Рис. 10. Ди-а г р а мм а «Деформация - напряжение»
0,042 0,062 dV/V
Урьевское, ЮС, 3237068-44.
Давление Р
с которого начинаются пластические
деформации, обычно выше пластового на 5 - 20 МПа и различно для различных пластов. Пределы упругости для этих двух образцов, определенные по графику (Рис. 9): Р =25 МПа, Р упе = 40 МПа. Именно значения этих дав-
пр 1 ' пр 2
лений нельзя превышать в процессе разработки, так как деформационные свойства породы уже при этих давлениях изменяются необратимо. Тангенс угла наклона первого участка (упругости) соответствует коэффициенту сжатия (растяжения) К. Тангенс угла наклона второго участка (пластические деформации) соответствует коэффициенту уп-
Область упругой деформации*""""**!
Область пластической деформации (вязкость, ползучесть)
■
Рис. 11. Зависимость пустотного отношения от эффективного давления, Урьевское, ЮС,, 323-706844.
лотнения (упрочнения) породы X (Зубков, Вокин, 2006; Carles, Lapointe, 2004). Более того, давление Р^7"5 имеет геолого-исторический смысл - это максимальное давление, которое когда-либо испытывала горная порода данного пласта, образно говоря, это - память породы. И, кроме того, известно, что определять значение Р^7"5 необходимо с учетом значительного влияния на него водонасыщения (Tiab, Donaldson, 2004). На рис. 9 показана диаграмма «Деформация - напряжение» для образца, который сразу же, после приложения эффективного давления 25 МПа, начал проявлять ползучесть. Такая диаграмма характерна для алевролитов.
На рис. 10 приведена диаграмма «Деформация-напряжение» для песчаников. Насыщенный пластовой водой образец после прохож-
/*— Rupture
Tertiary /
Secondary^, >— D
в/ ^— С
* S А+В logt+Ct+D
Рис. 12.
дения стадии упругих деформаций (предел упругости 15 МПа), начинает уплотняться, а затем, после приложения нагрузки 25 - 27 МПа, испытывает ползучесть. Для этого же образца (Рис. 11) показана зависимость пористости от Рэфф. По графику можно точно определить предел упругости и начало области пластической деформации.
Если механическое напряжение, действующее на горную породу, превышает предел ее упругости, то порода начинает проявлять пластическую деформацию. Пластичность определяется как не упругая, не зависимая от времени, необратимая, зависящая от напряжения деформация, под действием продолжительной одинаковой нагрузки (Pauget et al., 2002).
Несмотря на то, что большинство горных пород при комнатной температуре и соответствующем давлении достигают разрушения без стадии пластической деформации, при достаточно высоких температурах и высоких горных давлениях насыщенные пластовой водой и нефтью породы деформируются пластически даже при относительно непродолжительных по времени экспериментах.
Иногда термин упруго-вязкое течение породы используется, чтобы описать «ползучесть», или медленную непрерывно длящуюся деформацию, которая наблюдается в области пластичности. На рисунке 12 показана типичная (идеальная) кривая ползучести для образцов, испытывающих четыре стадии деформаций (А - мгновенная стадия деформации, В, С и D - первичная, вторичная и третичная стадии деформации) (Tiab, Donaldson, 2004). На рис. 13 показана кривая ползучести для образца 506-106-71.
Образцы многих пород после прохождения области упругих деформаций испытывают структурные изменения неоднократно. Порода при этом уплотняется, повышается ее прочность, однако вместе с этими изменениями необратимо уменьшаются пористость и проницаемость. Явление ползучести для образца песчаника из пласта ABj 2 началось после эффективного давления 60 МПа (Рис. 14).
Образцы всех пород, испытавшие неупругие пластические деформации, необратимо изменяют свои свойства, и после снятия всех нагрузок не возвращаются в первоначальное состояние в силу гистерезиса. На рисунке 15 показан гистерезис объемной относительной деформации, отмеченной при изотропном увеличении эффективного давления с 0 до 70 МПа, и уменьшении давления с 70 МПа до 0. Необходимо отметить, что эксперимент
ДЛИЛСЯ ОТНОСИ- 10
тельно недолго, всего семь
^ТО^ явление Рис. 14. Диаграмма "Деформация — Напря-
^^у^т^ жение" Peff(dV/V).
Рис. 13. Кривая ползучести, 506-106-71.
научно-технический журнал
Георесурсы
у"р
Рис. 15. Гистерезис относительной объемной деформации.
наблюдавшееся после 60 МПа, полностью не завершилось, точнее, ползучесть только началась. Поэтому петля гистерезиса будет значительно шире, а остаточная деформация образца намного выше.
Выводы
• Разработана оптимизированная методика определения коэффициента пористости, коэффициента сжимаемости пор и предела упругости горных пород для пластовых условий. Зависимости изменения коэффициента пористости от пористости в пластовых условиях можно применить для пересчета данных в атмосферных условиях в значения при пластовых условиях. Коэффициент сжимаемости пор в пластовых условиях определен в диапазоне возможного изменения пластового давления. Для уточнения и калибровки данных необходимо проведение экспериментов в одноосных условиях на специальном оборудовании.
• Предложена новая методика определения предела упругости породы или предельно допустимого значения пластового давления, ниже которого в пласте происходят необратимые пластические деформации. Предел упругости определяет граничное значение эффективного давления и значение предельно допустимой депрессии на пласт. Необходимы дополнительные исследования по влиянию характера насыщения на величину Р ^
• Рекомендуемая методика позволяет получить важнейшую информацию, необходимую для подсчета запасов, интерпретации геофизических данных, обоснования проектов разработки месторождений, создания геолого-гидродинамических моделей пластов для оптимизации разработки и эксплуатации месторождений.
Литература
Добрынин В.М. Изменение физических свойств песчаников под действием всестороннего давления. M.: МИНХ и ГП. Вып. 41. 1963.
Добрынин В.М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубинныых скважинах. М.: Недра. 1965. 190.
Галиев Т.Р., Сбитнев A.B., Вавилин В.А. Методические особенности определения сжимаемости пор и коэффициента пористости горных пород в термобарических условиях. Материалыi IV Всеросс. научно-практ. конф. «Геология и нефтегазоносностъ Западно-Сибирского мегабассейна». Тюмень. 2006. 92-96.
Грегори А.Р. Физические свойства горных пород по лабораторным и промыслово-геофизическим исследованиям и их значение для интерпретации результатов сейсморазведки. Сейсмичес-
Виктор Алексеевич Вавилин
Заведующий лабораторией пет-рофизики ООО «КогалымНИ-ПИнефть». 628481, Тюменская обл., ХМАО, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, д. 15. Тел.: 8-(34667) 4-88-35.
кая стратиграфия. М.: Мир. 1982.
Зубков М.Ю., Вокин Р.Д. Исследование прочностных и деформационных свойств продуктивных отложений Покачевского, Ке-чимовского, Северо-Покачевского, Нонг-Еганского, Ключевого месторождений. Отчет по НИР. Тюмень. 2006.
Ищенко В.И., Кутырев Е.Ф. Способы учета эффективного давления при оценке пористости пород по скорости продольных волн. М.: ВНИИЯГГ. 1977.
Морева Е.В. Методика определения истинных ёмкостных свойств коллекторов нефти и газа с учётом их деформационно-напряжённого состояния при разработке залежи. Мат-лы I научно-практ. конф. Проблемы нефтегаз. комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Когалым. 2001. 24-30.
Carles P., Lapointe P. Water-weakening of under stress carbonates: new insights on pore volume compressibility measurements. Proc. of SCA Conf. V. 2004-27. 2004.
Tiab D., Donaldson E.C. Petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. Elsevier. Inc. 2004.
John A. Nieto, David P. Yale, Robert J. Evans. Core compaction correction - a different approach. Proc. of SCA Conf. V. 1990-07. 1990.
Pauget Luc, Specia F., Boubazine A. Interpretation and reliability of laboratory tests measuring porosity, pore compressibility, and velocity on unconsolidated deep offshore reservoirs. Proc. of SCA Conf. V. 2002-21. 2002.
V.A. Vavilin, Yu.K. Romanov, T.R. Galiev, R.F. Suleimanov. On an alternate technique to determine elasticity limit of the rocks under simulated reservoir conditions.
An alternate technique for elastic strength determination by means of measurement of pore volume changes, porosity and compressibility of core samples under simulated reservoir pressure during hydrostatic isotropic compaction on UIK-series machines have been suggested. Some results from a study of pore volume changes conducted on core samples from the wells of LUKOIL-West Siberia Limited are presented.
Key words: stress, deformation, compressibility, overburden (confining) and effective pressure, Young's modulus.
Юрий Кириллович Романов
Главный инженер отделения исследования керна и пластовых флюидов ООО «Когалым-НИПИнефть».
628481, Тюменская обл., ХМАО, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, д. 15. Тел.: 8-(34667) 4-88-35.
Тимур Раилевич Галиев
инженер 1 кат. лаборатории фильтрационных исследований отделения исследования керна и пластовых флюидов ООО «Когалым-НИПИнефть». 628481, Тюменская обл., ХМАО, Когалым, ул. Дружбы Народов, д. 15. Тел.: 8-(34667) 4-88-35.
Рамиль Фанисович Сулейманов инженер 1 кат. лаборатории петрофизики отделения исследования керна и пластовых флюидов ООО «КогалымНИПИ-нефть». 628481, Тюменская обл., ХМАО, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, д. 15. Тел.: 8-(34667) 4-88-35.
научно-технический журнал
Георесурсы
