CC BY
43
УДК 622.02:531+622.83
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСЕДАНИЙ ЗЕМНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ШЕРШНЁВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
НЕФТИ
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КОМПРЕССИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ ОБРАЗЦОВ КОЛЛЕКТОРА
В. Б. Терентьев. Научный руководитель С. В. Гладышев
Пермский государственный технический университет
В работе выполнена оценка возможных оседаний земной поверхности при разработке месторождения нефти на основе модели одномерного уплотнения коллектора.
Экспериментальному изучению поведения нефтегазовых коллекторов в термобарических условиях их залегания, которые меняются при разработке углеводородов, посвящено большое количество работ отечественных и зарубежных исследователей, в том числе [1], [2] и др. Наиболее полная сводка состояния исследования проблемы оседаний земной поверхности в стране и за рубежом, а также при комплексном освоении Верхнекамского месторождения калийных солей и подсоле-вых месторождений нефти приведена в работе [1]. В широкомасштабных исследованиях авторов по данной проблеме представлены численное моделирование и модели крупнейших в стране газовых залежей Уренгойского и Астраханского газоконденсатных месторождений, а также нефтяных месторождений на территории Пермского края.
Нефтегазовая залежь является сложной динамической естественной системой, формирование и геологическая история которой продолжалась миллионы лет. В этой связи данная система находится в состоянии динамического равновесия, вблизи которого деформации остаются практически полностью упругими. В то же время при разработке залежей углеводородов зачастую наблюдается значительное нарушение естественного баланса, что приводит ко все большему необратимому (неупругому) изменению свойств пород - коллекторов нефти, газа, воды. Необходимым условием эффективной и безопасной разработки является определение интервала снижения пластового давления для конкретных пород. Кроме того, восстановить в определенной мере фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) можно применяя
метод гидроразрыва в призабойных зонах пласта (ПЗП), а также поднимая пластовое давление в залежи выше начального [2].
Геологические запасы нефти определяются емкостными свойствами пород-коллекторов - открытой пористостью, которая представляет сумму свободного от минеральной фазы пространства. Размеры пор, трещин, каверн изменяются в широких пределах, но определяющую долю составляют межзерновые, межфрагментарные пространства, диаметры которых составляют 0,01-0,1 мм. Извлекаемые запасы углеводородов зависят от сообщаемости пор, т. е. определяются проницаемостью пород-коллекторов. Поровые каналы, соединяющие поры, еще меньше по размеру, в разы и на порядки. Если изменения объема поро-вого пространства составляют 1-2 % абсолютных в пластовых условиях по сравнению с разгруженными породами, то изменения проницаемости существеннее, поскольку этот параметр определяется наименьшим «живым» сечением в чрезвычайно сложном переплетении поровых каналов в объеме пород, деформация которых приводит к ещё большему усложнению и уменьшению этого сечения.
Основные закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных объектов в процессе падения пластового давления выявляются на основании гидродинамических исследований скважин и на образцах керна в соответствующих опытах. Очень важным моментом при этом является методика проведения эксперимента и используемое оборудование. В работе представлены экспериментальные результаты, полученные на высокоточной компьютеризированной установке УИК-1 («Гло-Бел нефтесервис», Россия). Ступенчатое нагружение по заданной программе позволяет получать информацию для решения конкретных практических задач. На каждой ступени измеряется 5 параметров, характеризующих ФЕС, электрические и акустические свойства, на базе которых рассчитывается еще 9 параметров.
Установка УИК-1. Назначение и характеристики
Установка УИК-1 фирмы «Гло-Бел нефтесервис» (Россия), разработана и сконструирована по техническому заданию лаборатории исследований пород ООО «ПермНИПИнефть» и предназначена для изучения основных петрофизических параметров пород-коллекторов в условиях, моделирующих естественные термобарические условия залегания продуктивных пластов. Результаты, получаемые в ходе экспериментов на данной установке, могут использоваться для решения
многих практических задач, связанных с интерпретацией данных про-мыслово-геофизических исследований скважин, при подсчете начальных и текущих запасов нефти, при выборе технологий интенсификации работы скважин и повышения нефтеотдачи пластов.
Система УИК-1 в процессе проведения лабораторных исследований обеспечивает: поддержание стабильной температуры узлов установки; поддержание заданной температуры керна (до 90 оС, ±0,1 оС); прецизионное поддержание заданных давлений (±0,4 %): горного Ргорн (мах Ргорн = 55 МПа), пластового Рпласт (мах Рпласт = 35 МПа) и эффективного Рэфф = Ргорн - Рпласт (мах Рэфф = 45 МПа); поддержание заданного расхода жидкости либо перепада давления при фильтрации флюида через керн; поддержание заданной пропорции и общего расхода жидкостей при двухфазной фильтрации; высокоточное измерение расхода жидкостей (±0,001 мл); электрическую изоляцию керна от шунтирования элементами подводящего трубопровода и минерализованной жидкостью и измерение его сопротивления; возбуждение в образце горной породы упругих продольных и поперечных акустических волн и измерение скоростей их распространения.
Обеспечение вышеуказанных режимов позволяет с высокой точностью на стандартно подготовленных образцах (ГОСТ 26450.0-85) определять следующие петрофизические параметры пород-коллекторов в условиях, моделирующих пластовые: коэффициент открытой пористости Кп; коэффициент сжимаемости пор рп; коэффициент проницаемости по жидкости Кпрж, в том числе по двум фазам (жидкость/ жидкость), с возможностью как стационарной, так и нестационарной фильтрации; удельное электрическое сопротивление; интервальные времена распространения продольных Т и поперечных Тр волн; модули упругости (коэффициент Пуассона ц, объемного сжатия Ксж, модули Юнга Е и сдвига С; а также изменения всех вышеперечисленных параметров в зависимости от изменения эффективного давления.
Управление установкой производится с помощью персонального компьютера, что позволяет управлять процессом исследований и производить съем экспериментальных данных в режиме реального времени с последующей обработкой и визуализацией полученных результатов.
Постановка задачи и описание расчетов
Разберем случай расчета уплотнения нефтенасыщенного коллектора в одномерной задаче, по результатам компрессионных испытаний образцов коллектора на установке УИК-1, для Шершнёвского
месторождения нефти, находящегося на территории ВКМКС. Уплотнение рассчитаем для пород возраста Бб, Фм, Мл, Тл.
Для нефтенасыщенной части уплотнение находится по следующей формуле:
(- \
, (1)
АН = Н-^ 1п 1 + е
ст»,1
где ов>2, ов>1 - начальная и конечная вертикальная нагрузка (эффективное давление) на пласт, МПа. к - мощность пласта, м; X - индекс компрессии, МПа- ;
е - начальный коэф. пористости коллектора, доли ед.
е = --, (2)
1 - п
где п - пористость коллектора, доли ед.
Но величина уплотнения состоит как из пластической (необратимой), так и из упругой (обратимой), частей. Для упругой части деформации выражение будет иметь вид:
к (" Л
Аке1 = к--1п
1 + е
(3)
где к - индекс декомпрессии (учитываем в том случае, если проводились испытания на разгрузку образца, в данном случае к, а значит и Дке1 принимаем равным нулю).
Рассчитаем по экспериментальным данным величину индекса компрессии X. Для определения индексов компрессии или декомпрессии необходимо задать функцию линейного вида, как зависимость коэффициента пористости от натурального логарифма эффективного давления, то есть перевести функцию нелинейного вида е—р в удобный логарифмический вид е-1п(р). В этом случае коэффициенты к и X будут выглядеть (рис. 1).
МР)
Рис. 1. Общий вид компрессионной зависимости Таким образом, задача сводится к нахождению аналитической зависимости X и к от коэффициента пористости. Наглядно продемонстрируем линеаризацию функции при замене абсциссы Р на 1п(Р). Другими словами, для решения поставленной задачи необходимо, чтобы все точки с координатами (1п(Р); е) лежали на данной логарифмической прямой. Возьмем, к примеру, результаты одного из проведенных экспериментов над образцом коллектора Шершнёвского месторождения № 121594. Увеличение эффективного давления производилось с шагом 5 МПа. Результаты представлены в табл. 1:
Таблица 1
Экспериментальные данные образца № 121594
Коэф. пористости е, Эффективное давление
доли ед. Р, МПа 1п(Р), МПа
0,08165 1 0
0,07424 9,997 2,302
0,0729 15,003 2,708
0,07172 19,991 2,995
0,07102 24,996 3,218
0,07014 32,996 3,496
0,06971 36,993 3,611
Наглядно результаты линеаризации функции можно увидеть при сравнении графиков на рис. 2 и рис. 3.
0,084
Р, МПа
Рис. 2. Зависимость значения коэффициента пористости от эффективного давления
Из рис. 3 видно, что все точки с координатами (1п(Р); е) лежат на
одной прямой, а это значит, что для задания этой прямой на плоскости
достаточно двух любых точек. 0,084-, 0,082
4 0,08 а 0,078
5 0,076 § 0,074 м 0,072
0,07 0,068
0 0,5 1 1,5
1п(Р)
Рис. 3. Зависимость значения коэффициента пористости от натурального логарифма эффективного давления
Теперь для нахождения индекса компрессии X можно воспользоваться известной формулой тригонометрии и выразить его из прямоугольного треугольника (рис. 4):
Рис. 4. Нахождение индекса компрессии
X = -ек_е2- ; (4)
1п( Р2) _ 1п(Р) У '
По данной методике были проведены расчеты для 21 эксперимента на компрессионное сжатие для пластов Бб, Тл, Мл, Фм. Полученные по (4) значения индекса компрессии для каждого эксперимента отображены в общей таблице (табл. 2).
Таблица 2
Сводная таблица вычисления уплотнения нефтенасьнценных коллекторов Бб, Тл, Фм
№ п/п № обр. Возраст Мощность, м Нач. порист, обр., при 1 МТГа Нач. пористость пласта, Д.ед. е начальн, Д.ед. «1, Д. ед. еъ д. ед. Р\, МПа Рг, МПа ЩРд 1п(/>2) X, 1/МПа
1 121594 Бб 6,4 0,0817 0,18 0,220 0,07424 0,06971 9,997 36,993 2,302 3,611 0,00346
2 115905 Бб 6,4 0,1292 0,18 0,220 0,12047 0,11592 9,998 29,993 2,302 3,401 0,00414
3 120430 Бб 6,4 0,1529 0,18 0,220 0,140 0,13536 9,99 34,989 2,302 3,555 0,00386
4 114016 Бб 6,4 0,1487 0,18 0,220 0,14157 0,13712 9,988 29,993 2,301 3,401 0,00405
5 120816 Бб 6,4 0,1489 0,18 0,220 0,14007 0,13369 9,992 36,997 2,302 3,611 0,00487
6 112519 Бб 6,4 0,1488 0,18 0,220 0,13998 0,13581 9,992 32,991 2,302 3,496 0,00349
7 121619 Бб 6,4 0,1622 0,18 0,220 0,15232 0,14781 10,002 36,991 2,303 3,611 0,00345
8 114020 Бб 6,4 0,1732 0,18 0,220 0,16286 0,15506 9,99 32,995 2,302 3,496 0,00653
9 121615(1) Бб 6,4 0,2317 0,18 0,220 0,22357 0,21871 10,001 37,002 2,303 3,611 0,00371
10 115828 Бб 6,4 0,152 0,18 0,220 0,1448 0,1417 9,993 33,005 2,302 3,497 0,00259
11 117399 Бб 6,4 0,0912 0,18 0,220 0,08531 0,07963 9,996 35,004 2,302 3,555 0,00453
12 115226 Тл2 3,8 0,1319 0,16 0,190 0,12273 0,11814 10,004 32,999 2,303 3,496 0,00385
13 115899 Тл2 3,8 0,1412 0,16 0,190 0,1339 0,1293 9,994 32,997 2,302 3,496 0,00385
14 114539 (Ь) Тл 3,8 0,1927 0,16 0,190 0,1858 0,1776 9,999 30,019 2,302 3,402 0,00746
15 114578 Мл 3,8 0,1017 0,16 0,190 0,09061 0,08483 9,996 35,995 2,302 3,583 0,00451
16 120922 Фм 5,7 0,0945 0,12 0,136 0,0884 0,08289 9,991 35,991 2,302 3,583 0,00430
17 112565 Фм 5,7 0,1426 0,12 0,136 0,13418 0,12977 9,995 35,993 2,302 3,583 0,00344
18 65965 Фм 5,7 0,1431 0,12 0,136 0,13787 0,13283 9,991 35,991 2,302 3,583 0,00393
19 121668(тр; Фм 5,7 0,1321 0,12 0,136 0,12168 0,11746 9,996 35,993 2,302 3,583 0,00329
20 121668 Фм1 5,7 0,1298 0,12 0,136 0,1233 0,1212 9,999 34,992 2,302 3,555 0,00168
21 112494 Фм 5,7 0,0923 0,12 0,136 0,08504 0,08118 9,992 34,992 2,302 3,555 0,00308
X по пластам У Н Горн. давл, МПа Пл. давл, МПа Эфф. давл о1 Эфф. давл 02 ДА, м ДА, мм Коллекторы
0,00589 0,023 2010 46,23 21,1 25,13 35,13 0,010698 10,698 Бб (терриг.)
0,00476 0,023 1960 45,08 21,1 23,98 33,98 0,00543 5,430 Тл (терриг.)
0,00476 0,023 2050 47,15 21,1 26,05 36,05 0,005062 5,062 Мл (терриг.)
0,00329 0,023 2100 48,3 21,3 27 37 0,005271 5,271 Фм (карбон.)
£= 26,462
Поставим на данном этапе задачу подбора корреляционной зависимости значения индекса компрессии X от начального коэффициента пористости е для терригенного и карбонатного типов пород коллектора и, соответственно, нахождение коэффициента корреляции для разброса полученных точек с координатами (X; е). Построим график X от е для терригенного типа коллекторов и подберем функцию, наиболее точно описывающую эту зависимость (рис. 5):
.. 0,00900 -8 0,00800 -и 0,00700 -о, 0,00600 -§ Б 0,00500 -§ Ч 0,00400 -о " 0,00300 -
В 0,00200 -Э 0,00100 -8 0,00000 -о,
Рис. 5. Зависимость индекса компрессии от начального коэффициента пористости
Как видно из рис. 5, зависимость индекса компрессии от начального коэффициента пористости для терригенных пород можно приближенно описать в виде прямой:
Х = 0,0566е - 0,0043. (5)
Коэффициент корреляции Я = 0,72.
ки зфф. нач. пористости
В связи с тем, что на Шершнёвском месторождении пористость терригенных коллекторов находится преимущественно в интервале от 10 до 2 %, 4 крайние точки на графике были отброшены.
Поскольку для карбонатного типа коллектора имеется небольшое количество экспериментов, определим для него общий индекс компрессии (как среднее).
Для нахождения эффективных вертикальных составляющих напряжения, действующего на пласт овд овд, воспользуемся известными формулами:
СТи =СТгорн -СТпл , (6)
где огорн - горное давление, МПа. Вычисляется по формуле:
СТгорн = 1Н, (7)
где у - удельный вес вышележащих пород (во всех случаях примем равным 0,023 МН/м3); Н - глубина разработки, м.
Вследствие отбора флюидов из коллектора при разработке месторождения в последнем уменьшается пластовое давление. В свою очередь, на коллектор начинает действовать большее эффективное напряжение. Горное давление остается постоянным. В расчетах примем уменьшение пластового, а значит, увеличение эффективного давления на 10 МПа.
Теперь значение индекса компрессии, вычисленного по (5), и величины эффективного давления по каждому пласту (6) можно подставить в (1) и рассчитать уплотнение образца. Основные используемые исходные данные для расчетов по каждому пласту сведены в табл. 3:
Таблица 3
Основные исходные данные для пластов
Параметры Тл Бб Мл Т-Фм
Тип коллектора терриг. терриг. терриг. карбон.
Ср. глубина залегания, м 1960 2010 2050 2100
Ср. нефтенас. толщина, м 3,8 6,4 2,0 5,7
Пористость, доли ед. 0,16 0,18 0,16 0,12
Пластовое давление, МПа 21,1 21,1 21,1 21,3
После проведенных вычислений величины уплотнения коллектора по пластам составили: по Бобриковскому пласту - 10,7 мм, по Тульскому пласту - 5,4 мм, по Малиновскому пласту 5,1 мм, по Турне-фаменскому - 5,3 мм. Суммарное уплотнение равно 26,5 мм.
Список литературы
1. Кашников Ю. А. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья / Ю. А. Кашников, С. Г. Ашихмин. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 467 с.
2. Терентьев Б. В. Прогнозирование воздействия эксплуатации нефтяных залежей на состояние массива горных пород и оседание земной поверхности на территории Верхнекамского месторождения калийных солей / Б. В. Терентьев [и др.] // Технология и безопасность горных работ в калийных рудниках. Межвузовский сборник научных трудов; Перм. политехн. ин-т. - Пермь, 1985. - С. 66-76.
