CC BY
14Сведения об авторе
Кислухин И.В., ассистент кафедры «Геология нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, Институт геологии и геоинформатики, тел. : (3452)251 -091
Kislukhin I.V., assistant lecturer of the department «Geology of oil and gas», Tyumen State Oil and Gas University, Institute of Geology and Geoinformation Science ", phone: +7 (3452) 251 -091
УДК 622.27
ПРОБЛЕМЫ СОХРАНЕНИЯ ПРОЧНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ ПОРОД
В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский
(ООО «ТюменНИИгипрогаз»)
Глинистость, коэффициент Пуассона, пластовое давление, коэффициент разгрузки Clay content, Poisson's ratio, reservoir pressure, discharge factor
Vhe problem of maintaining the strength characteristics of poorly cemented rocks. Pani-korovski V.V., PanikorovskiE.V.
It is known that engineering-and-technical errors in the process of exploitation of poorly cemented reservoir rocks result from neglecting the strength characteristics of such rocks related with a presence of clay constituent in the cement. The stability and strength of these rocks are determined by their clay content and are a basis for determining the elastic properties of rocks. It was found that poorly cemented rocks containing more 20% of clay possess higher strength properties as compared to rocks with a lower clay content. Fig.2, ref. 3.
Инженерно-технические ошибки в процессе эксплуатации слабосцементированных пород-коллекторов возникают из-за неучёта прочностных характеристик слабосцементированных пород, связанных с присутствием в составе цементирующего материала глинистой составляющей. К глинистым минералам, входящим в состав глинистого цемента, относят высокодисперсные водные алюмосиликаты из класса слоистых силикатов с непрерывными слоями кремнекислородных тетраэдров и алюмокислородно-гидроксильных октаэдров. В данную группу следует относить глинистые минералы монтмориллонитового, каолинитово-го и гидрослюдистого типов, а также смешанослоиные и высокодисперсные силикаты.
Основной проблемой глиносодержащих пород является адсорбция воды на поверхности глинистых частиц, в результате которой происходит образование водных кристаллогидратов. Наиболее подвержены данному процессу глинистые минералы: монтмориллонит, илит и хлорит. В результате впитывания воды происходит увеличение объёма и изменение структуры минералов, которое приводит к снижению проницаемости пород-коллекторов.
Л.Н. Кульчицким и В.Г. Ульяновым установлено, что формирование адсорбционного слоя происходит преимущественно на поверхности кремнистых тетраэдров, где сосредоточено основное количество адсорбционных центров глинистых минералов.
Основные представления о массообменных процессах в глинистых породах изложены в работах Б.В. Дерягина. Согласно его выводам, роль сил разной природы изменяется в зависимости от расстояния между поверхностями частиц, которые зависят от физико-химического взаимодействия в системе глинистая порода-насыщенный флюид [1]. При изменении в пласте первоначальной физико-химической обстановки в результате проникновения пресных водных фильтров частицы глин приобретают дополнительный химический потенциал, создающий эффект расклинивающего давления. В зависимости от физико-химической обстановки, условий залегания, литолого-минералогического состава глиносо-держащих пород влияние расклинивающего давления на физические свойства коллекторов проявляется при различных условиях.
Если силы сцепления глинистых частиц со скелетом породы превышают величину расклинивающего давления, то глина адсорбирует воду из внутреннего пространства, достигая нового равновесия.
Если силы сцепления глинистых частиц со скелетом породы меньше значения расклинивающего давления, то сцепление между частицами и скелетом породы ослабевает, части-
цы глины отслаиваются и диспергируются в поровое пространство породы-коллектора. В данном случае достижение равновесия сопровождается разрушением породы.
Исходя из определения расклинивающего давления, в поровых коллекторах существуют в равновесии объёмная фаза и адсорбированная плёнка воды, то в этом случае расклинивающее давление Р ^ , действующее на плёнку воды, равно капиллярному давлению Рк , но с противоположным знаком:
n n Cos0
Рр =- Рк ■ (1)
где R - радиус поры, м; COS 0 - конус угла смачивания.
Основными представителями слабосцементированных пород-коллекторов с различной глинистостью являются продуктивные отложения сеноманских залежей Уренгойского, Ям-бургского и других месторождений. Сеноманские отложения характеризуются значительной неоднородностью литологического состава, представляют переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пластов с проницаемостью от 100 до 1000 ■ 10-3 мкм2 и пористостью от 26,0 до 34,0 %.
Среди глинистых минералов цемента пород преобладает каолинит, встречаются гидрослюда и монтмориллонит. Глинистые минералы, формирующие цемент терригенных пород, оказывают существенное влияние на их фильтрационно-ёмкостные и прочностные характеристики. Диапазон изменения глинистости пород-коллекторов сеномана, определённой по данным геофизических исследований (ГИС), может изменяться от 10,0 до 60,0 %, хотя по основным продуктивным пластам этот параметр изменяется незначительно от 10,0 до 30,0% [2]. Поскольку керн слабосцементированных пород сеноманских отложений поступает на исследования обычно в разрушенном виде и нет представительного образца керна, из которого можно изготовить цилиндры для проведения работ по определению филь-трационно-ёмкостных и прочностных характеристик пород, то данный образец керна для проведения исследований можно сформировать из скелетной части породы - песка и глинистой части цемента, близкой по литолого-минералогическому к составу цементирующего породу вещества. Фракционный состав модели породы - коллектора можно сформировать из разрушенного керна после промывки его водой и очистки от остатков бурового раствора, которая в дальнейшем просушивается, просеивается по фракционному составу и подбирается по классам коллекторов сеноманских отложений. Содержание глинистой составляющей модели породы определяется по данным ГИС и может варьировать от 10,0 до 30,0% для каждого класса коллекторов. Исходя из основного условия, что устойчивость и прочность пород-коллекторов сеномана определяется их глинистостью, данный параметр является основой при формировании модели образца для исследования его упругих свойств.
Для проведения экспериментальных исследований подготовлена коллекция образцов, фракционный состав песка, который изменяется от 0,05 до 0,1 мм, а глинистость от 10,0 до 30,0 %. При моделировании образца проба песка смешивалась с насыщенной водой пробой глины, минерализация воды составляла 16 г/л, что соответствует минерализации пластовых вод сеномана. Объём глинистой составляющей в пробе изменялся в соответствии с данными ГИС от 10,0 до 30,0 %. Для придания образцу правильной геометрической формы смешанная проба песка и глины сжималась в цилиндрическом контейнере давлением 16,0 МПа, равным эффективному горному давлению для пород сеномана. После разгрузки контейнера в образце методом капиллярной вытяжки моделировалась остаточная водонасыщенность образца. Образцы с известной глинистостью и водонасыщенностью подвергались вертикальному сжатию в прессе, в процессе которого определялся коэффициент Пуассона и давление разрушения образца.
Известно, что напряжённое состояние горных пород в залежах нефти и газа является одним из главных факторов, определяющих фильтрационные и деформационные процессы в горных породах. Деформационные процессы в залежах нефти и газа обусловлены вертикальным и горизонтальным напряжениями. Если вертикальное напряжение определяется объёмным весом горных пород и глубиной залегания пласта, то горизонтальное напряжение
определяется через коэффициент бокового распора К и вертикальное напряжение ^ :
К =
1 - V
где К - коэффициент бокового распора, доли ед.; 8 V - коэффициент Пуассона, доли ед.
Вертикальное напряжение
8в = р-Е ■ н -10-
(2)
вертикальное напряжение, МПа;
(3)
где Е - ускорение свободного падения, м/с ; р - плотность горных пород, кг/м ; Н -глубина залегания пласта, м.
В этом случае горизонтальное напряжение 8г определяется по следующему выраже-
8Г =р-g ■ Н-106
1 - V
(4)
Выражение (4) применяется только для горных пород при отсутствии в породе насыщающих флюидов. Для нефтяных и газовых залежей при наличии пластового давления [3] выражение определения горизонтального напряжения в поровом коллекторе принимает вид
8 =
V
1 - V
■8 + а ■ Р„
(5)
где а - коэффициент разгрузки доли, ед; Р - пластовое давление, МПа.
В уравнении (5) представлено боковое горное давление в породах, насыщенных флюидами и газом. Величина его зависит от коэффициента Пуассона и пластового давления. Рассмотрим пример залегания пород-коллекторов сеноманских отложений Вынгаяхинского месторождения для глубины 700 м, с объёмной массой пород - 0,021мн/м3, пластовым давлением - 14,42 МПа, вертикальным напряжением - 14,42 МПа. По данным определений коэффициентов Пуассона для слабосцементированных образцов керна его значения изменяются в зависимости от глинистости пород. С увеличением содержания глинистого материала в породе увеличивается абсолютное значение коэффициента Пуассона до 0,7, при этом более глинистые образцы оказываются более устойчивыми к вертикальным нагрузкам. Давления разрушения при глинистости от 15,0 до 29,9% изменяются от 1,1 до 1,8 МПа. При снижении глинистости до 10,0 % значения коэффициентов Пуассона снижаются до 0,23 -0,30, а давление разрушения находится в пределах от 0,4 - 0,5 МПа. Такие различия в значениях коэффициентов Пуассона связаны с различной глинистостью исследуемых образцов, которая определяет их прочностные характеристики (рис. 1).
0,2 0,3
0,4 0,5
0,7 0,8
V, доли ед.
Рис. 1. Зависимость глинистости пород Сгл от коэффициента Пуассона у:
2 .
у = 32,843x + 2,9132, R2 = 0,6891.
V
Сгл, %
35,0
30,0
25,0
20,0
15,и
10,и
5,0
0
По полученным в процессе экспериментов результатам, по определению прочностных характеристик построены зависимости бокового горного давления от вертикального горного давления и коэффициента разгрузки (рис. 2).
5г, МПа
0 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
а, доли ед.
У= 0,2 V» 0,3 V» 0,4 У= 0,5 V» 0,6 У = 0,7
Рис. 2. Зависимость бокового горного давления 8г от коэффициента разгрузки а и коэффициента Пуассона V
Рассматривая данные зависимости, можно установить, что при значениях коэффициентов от 0,2 до 0,5, увеличение бокового горного давления будет происходить в пределах 5,0 -10,0 МПа.
В отличие от слабосцементированных пород с глинистостью от 10,0 до 17,0 % у пород с глинистостью более 20,0 % упругие свойства сохраняются при более высоких нагрузках, так как давление разрушения образца может достигать 1,7 - 1,8 МПа. Для малоглинистых пород значения давлений разрушения оказываются значительно более низкими 0,4 - 0,5 МПа. Увеличение значений коэффициента Пуассона до 0,7 у глинистых разностей пород связано с особым состоянием глинистых пород их пластичностью, что способствует восстановлению упругих свойств после снятия нагрузок. Данный вывод подтверждается работами Б.В. Дерягина о природе расклинивающего давления в глинистых породах, где в равновесии существует объёмная фаза и плёнка адсорбирующей воды.
Для условий эксплуатации скважин, призабойная зона которых сложена слабосцемен-тированными коллекторами, сделаем вывод, что усиленному разрушению будут подвергаться породы с глинистостью менее 15,0 %. При увеличении водонасыщенности данного типа пород, когда сцепление между глинистыми частицами и скелетом породы ослабевает, будет происходить интенсивное разрушение ПЗП. При падении пластового давления и увеличении бокового горного давления на эксплуатационную колонну, его величина будет находиться в пределах 5,0 - 10,0 МПа при глубине скважины до 700 м.
Если глинистость пород будет более 20,0 %, то ПЗП оказывается более устойчивой в процессе эксплуатации, но при падении пластового давления боковое горное давление на эксплуатационную колонну будет более значительным, чем у слабоглинистых, достигая 30,0 - 40,0 МПа. При увеличении водонасыщенности глинистых слабосцементированных пород становится возможным интенсивный вынос песка в ПЗП скважины из-за потери прочностных характеристик породы вследствие разложения глинистой составляющей цемента породы.
Список литературы
1. Мирзаджанзаде А.К., Аметов И.М., Ковалёв А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. - Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2005 - 280 с.
2. Масленников В.В., Крылов Г.В., Маслов В.Н., Лапердин А.Н. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению. - М.: ООО ИРЦ Газпром. 2000. - 243 с.
3. Добрынин В.М., Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа - М.: Недра. 1970. - 239 с.
Сведения об авторах
Паникароеский В. В., д. т. н., ведущий научный сотрудник лаборатории вскрытия продуктивных пластов и повышения продуктивности скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.:(3452) 28-67-35
Паникароеский Е. В., научный сотрудник лаборатории по эксплуатации и ремонту скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: (3452) 28-66-97
Panikarovskii V. V., Doctor of Technical Sciences, Leading scientific worker, Laboratory of producing formations drilling and wells productivity improvement, Limited Liability company TyumenNIIgiprogas", phone: (3452) 28-67-35
Panikarovskii E. V., scientific worker, Laboratory of wells repair and operation, Limited Liability company TyumenNIIgiprogas", phone: (3452) 28-66-97
УДК 550.08
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОЙ МЕТОДИКИ ГЕОМЕТРИЗАЦИИ ПРЕРЫВИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
В.С. Дручин
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Выклинивание, замещение, геометризация коллекторов, эффективные толщины, объем пород Pinching-out, substitution, geometrization of reservoirs, net thicknesses, rock volume
A choice of optimal technique for geometrization of discontinuous reservoirs. Druchinin V.S.
A correct construction of the boundary of reservoirs spread in the conditions of heterogeneous section and insufficient study of the deposit is very important for estimation of oil reserves and reservoir engineering design. The methods of reservoirs boundaries identification and determination of discontinuous bed rocks volumes are described. These methods limitations and advantages are shown. A procedure is offered which corresponds to the mathematical, geological and logic conceptions of discontinuous strata. Fig.5, ref.4.
В процессе моделирования строения месторождений углеводородов нередко возникают сложности с геометризацией залежей, выклинивающихся продуктивных пластов. С каждым годом доля таких месторождений на балансе нефтедобывающих предприятий становится всё больше, поэтому растут требования к достоверности геологических моделей. Требуется усовершенствование применяемых при подсчете запасов методик.
Одним из ключевых вопросов при подсчете запасов является способ геометризации прерывистых пластов коллекторов для определения эффективного объема пород. В печати этот вопрос обсуждался неоднократно [1,2,4]. Авторы приходят к мнению о необходимости внесения корректив в общепринятую «классическую» методику геометризации. Несмотря на то, что большинство проблем выявлено еще в 60-х годах, за последние десятилетия методика геометризации осталась без изменения, в новых инструкциях по подсчету запасов вопросу геометризации залежи в зонах выклинивания не уделяется достаточного внимания [3].
Обсуждение данного вопроса на всех уровнях необходимо.
Во-первых, при практической работе по подсчету запасов нефти в научных и производственных организациях используют два различных метода геометризации выклинивающихся коллекторов, что приводит к значительным различиям в определении значений объемов пород-коллекторов и запасов нефти.
Во-вторых, о существовании «альтернативных методов» геометризации выклинивающихся коллекторов не уделяется достаточного внимания в литературе. В учебных программах для геологов-нефтяников у «классического» способа геометризации фактически нет альтернатив.
В настоящей работе проведен анализ существующих методик, показаны их слабые стороны, предложена новая методика, позволяющая, по мнению автора, учесть геологические и математические аспекты проблемы.
