2. Влияние глинистости на экранирующие свойства

Глинистые флюидоупоры, способные играть роль экранов, называются покрышками газовых и нефтяных залежей. Экранирующая способность глин зависит от их состава, мощности, сплошности, отсутствия литологических окон и проницаемости.

Связанная вода, находясь в упруго сжатом состоянии, благодаря молекулярно-поверхностным силам, обладает аномальными свойствами. Доказана повышенная вязкость гидратного (диффузного) слоя вокруг глинистых частиц, который затрудняет движение воды в поровых каналах. При повышении градиента давления в движение вовлекаются слои рыхло связанной воды, расположенные на периферии диффузного слоя и способные участвовать в капиллярных явлениях. Чтобы газ (нефть) мог пройти по тонким капиллярным ходам менее 2 мкм в диаметре, заполненных жидкостью, необходимо превысить капиллярное давление системы. Оно скажется на вытеснении капиллярно-удерживающейся жидкости и части рыхло связанной воды.

Давление прорыва соответствует вектору давлений, состоящему из суммы капиллярного давления и давления сдвига, позволяющих прорваться газу (нефти) через водонасыщенный образец породы. Давление прорыва определяется экспериментальным путем.

При малом размере поровых каналов глинистых пород-покрышек (меньше 0,01-0,1 мкм) требуются большие давления для вытеснения насыщающих их вод. В очень тонкой глине (зерна диаметром 10^-4 мм), насыщенной водой, для проталкивания нефти необходимо давление вытеснения около 4 МПа, а в глине менее тонкой (зерна диаметром 4•10^-3 мм) – давление более 0,1 МПа.

Глины по мере увеличения глубины их погружения претерпевают структурные изменения, сказывающиеся в отдаче части свободной воды, увеличении плотности и уменьшении пористости. В случае однотипности глин по составу и при одних и тех же глубинах залегания, но различии в возрасте изменение плотностей характеристики глин не будет одинаковым. Время уплотнения имеет огромное значение.

Мезозойские глины-покрышки дифференцированы на две группы: глины, не содержащие карбонатных солей, и глины карбонатные. Уплотнение глин, содержащих карбонатные соли, до глубины 3000 м происходит более интенсивно.

Ниже 3000 м геостатическое давление оказалось достаточно большим и глины вне зависимости от содержания в них карбонатных солей уплотнены более или менее одинаково. В интервале глубин 1000-2000 м глины характеризуются плотностью в среднем 2,05 - 2,34 г/см³, на глубине 3000 м плотность возрастает до 2,55, на глубине 4000 м - до 2,65 и на глубине 4500 м - до 2,70 г/см³.

Сравнение плотностной характеристики различных по составу глин показывает, что при прочих равных условиях глины с каолинитом и отчасти с гидрослюдой уплотняются более интенсивно, чем глины со смешанно-слойными минералами, в особенности глины с монтмориллонитом.

10.3. Влияние термодинамических условий

Давление. Жидкости и газы, заключенные в порах коллектора, находятся под определенным давлением, которое называют пластовым. Оно характеризует то давление, которое существует в пласте в равновесных условиях перед началом эксплуатации или после устано­вления ее режима. Пластовое давление повышается почти линейно с увеличением глубины залегания пласта.

В ряде случаев еще до вскрытия залежей их пластовое давление (в МПа) приблизительно можно подсчитать путем умножения глубины залегания на 0,01. Однако встречается много исключений из этого правила, особенно на глубинах более 2100 м, что связывают с пластической деформацией части горных пород.

Нефть и газ, образующие залежи, обычно находятся под высоким давлением, которое создается напором краевых или подошвенных вод, а также давлением вышележащих горных пород.

Давление, оказываемое весом породы (при средней плотности осадочных пород 2,3 г/см³), составляет примерно 23 кПа/м. Такое давление называют геостатическим. Оно передается породами, а внутри породы – слагающими их зернами (скелетом). Давление, возникающее как следствие деформации пород, называют геодинамическим давлением (тектоническим, геотектоническим, горным).

Горное давление - следствие суммарного воздействия на пласт геостатического и геодинамического давлений. Геостатическому давлению противодействует пластовое давление, которое образуется и передается жидкостью. Горное давление передается через составные элементы породы, воспринимающих нагрузку. Если объем поровой системы, заполненной жидкостями, изменяется под действием горного давления, то последнее передается на жидкости. Давление нефти и газа в зале­жах всегда меньше горного.

Гидростатический напор является причиной подъема воды в водоносном горизонте над его кровлей, когда последний вскрыт скважиной. Вода в стволе скважины поднимается до определенного уровня, пока столб воды не уравновесит пластовое давление. Скважина играет роль водяного манометра.

Поверхность равновесия воздушно-водяного зеркала при 0,1 МПа, изображенная графически для одного и того же водяного горизонта, называется пьезометрической, а наблюдательные скважины – пьезометрами. Если пьезометрическая поверхность выше кровли водоносного горизонта, пробуренная скважина окажется артезианской.

При горизонтальной пьезометрической поверхности движения воды в пласте не наблюдается, и преобладают гидростатические условия. Наличие наклонной поверхности указывает на существование гидродинамического градиента давления, обеспечивающего движение воды из области с большим напором в область с меньшим напором. Гидродинамический градиент выражается в метрах падения напора на 1 км. При отборе жидкости из скважины вокруг нее происходит падение пластового давления. Депрессионные воронки, образовавшиеся вокруг скважин, смыкаются друг с другом до момента. Падение пласто­вого давления при отборе нефти и газа распространяется по залежи с различной скоростью и на различные расстояния в зависимости от проницаемости пород-коллекторов и условий их залегания.

Статическое давление на забое действующей скважины обычно ниже начального пластового давления в залежи. Разность между начальным пластовым давлением и давлением в закрытой скважине соответствует степени па­дения пластового давления. При значительных углах наклона газового и нефтяного пласта начальное пластовое давление в различных его частях различно, причем в сводовой части залежи оно будет наименьшим, а на крыльях – наибольшим. Значительное превышение начального пластового давления над гидростатическим называют аномальным. Различия в величине давлений обусловлены рядом факторов – тектоническими процессами воздействия на уже сформировавшиеся залежи, тектоническим сжатием горных пород, уплотнением пород, резким изменением литологии пласта и коллекторских свойств и др.

Установление кривой падения давления в пласте в начале разработки залежи дает возможность судить об оценке запасов и продуктивных возможностях пласта. Если падение давления на единицу объема нефти или газа, извлеченных из недр, происходит быстро, то объем продуктивных пластов мал. При медленном падении давления можно предполагать больший объем залежи.

Давление газа в газовых залежах обусловливается в боль­шинстве случаев напором краевых вод. Если известна абсолютная отметка контакта газ-вода и напор контурных вод, то можно с большей степенью точности определить давление газовой залежи, применив для этого формулу:

Р_пл = Нρ / 10,

где Р_пл —давление в водоносном пласте; Н — высота подъема воды над контактом газ-вода; ρ — плотность воды в скважине.

Высота столба воды в скважине над контактом газ-вода, которая определяет напор воды, равна отметке статического уровня воды над уровнем моря минус отметка контакта газ-вода. Если статический уровень пластовых вод выше уровня моря, а контакт газ-вода ниже уровня моря, то абсолютные значения отметок складываются.

Различают два случая равновесного состояния газа, нефти и воды в пласте: пластовая вода не движется или находится в движении. В первом случае напор воды продуктивного пласта этой залежи одинаков, при этом газо-водяной контакт будет горизонтальным.

Упругие свойства горных пород. При передаче давлений на формирующиеся осадочные породы в результате геостатического давления могут произойти деформации, выражающиеся в изменении пористости и влажности породы. При больших геостатических давлениях может измениться и дисперсность составляющих породу зерен.

По своему характеру деформации разделяются на упругие и остаточные. Остаточные деформации характерны для дисперсных горных пород (глин) и связаны со значительным перемещением частиц и с разрушением отдельных структурных включений.

Пластическое уплотнение в песчаниках определяется по сжатым и деформированным мягким минералам, перераспределению и более плотной упаковке зерен, по обломанным граням зерен. Порода, деформированная пластически, не восстанавливается в исходном объеме. При упругом уплотнении при снятии нагрузки происходит частичное восстановление первоначального объема. Этот процесс возможен в сцементированных породах, в плотных песчаниках и др.

Приток нефти, газа и воды к скважинам осуществляется в результате гидростатического давления, так как упругое сжатие пород пласта как источника давления по сравнению со сжатием жидкостей ничтожно. Остаточные деформации в песках и слабо сцементированных песчаных породах обусловлены разрушением самих частиц при небольшом их перемещении относительно друг друга.

Исследование изменение дисперсности песков различного минералогического и гранулометрического со­става и изменение влажности при сжатии под давлением 20, 50, 100 и 300 МПа показало, что интенсивность дробления песчаных частиц зависит от минералогического и гранулометрического состава песков и их влажности. Чем больше в песках содержится физически прочных минералов, тем меньше происходит изменение их дисперсности под нагрузками. Чем крупнее песчаные частицы, тем больше степень их разрушения под одним и тем же давлением, что объясняется различным характером напряжений, испытываемых отдельными частицами. Это явление объясняется тем, что в крупнозернистых песках количество контактов между частицами на единицу объема значительно меньше, чем в мелкозернистых, поэтому в первом случае нагрузка передается на меньшую площадь, чем во втором.

Пески, содержащие зна­чительное количество кварца, наиболее интенсивно дробятся в сухом состоянии. Во влажном состоянии обломочным зерном легче перемещаться и принять состояние наиболее плотной упаковки, при которой разрушение частиц происходит менее интенсивно.

Пески, содержащие глауконит, кальцит, слюды, полевые шпаты и другие минералы, снижают свою прочность при увеличении влажности, что приводит к увеличению их дисперсности при воздействии давлений 20 МПа. Экспериментальные работы с уплотнением кварцевых песков под влиянием внешней нагрузки, показали, что при уплотнении 25 МПа наблюдается резкое возрастание суммы разрушенных зерен песка, причем измельчение зерен происходит главным образом у крупных фракций. При уплотнении 45 МПа содержание разрушенных зерен песка достигает 13%. Крупные фракции по сравнению с мелкими уплотняются в меньшей степени. Под влиянием нагрузки 10 МПа модель, со­ставленная из частиц диаметром больше 0,25 мм, уплотняется на 3% , при 20 МПа – на 4% , при 40 МПа – на 5% и при 60 МПа – на 6%. Модель песка, составленная из частиц диаметром меньше 0,1 мм, при нагрузке 10 МПа уплотняется по отношению к первоначальному рыхлому состоянию на 5%, при 20 МПа —на 7%, при 40 МПа – на 12% и при 60 МПа – на 15%.

Горные породы малой пористости с небольшим содержанием жидкой и газообразной фаз при напряжениях, не превышающих предела упругости, ведут себя как однородные упругие среды, полностью восстанавливающие свои размеры и форму после удаления деформирующих сил. Эти породы условно называют идеально упругими в отличие от дифференциально упругих пород, содержащих жидкую и газообразную фазы в объемах, заметно сказывающихся на их упругих свойствах. К дифференциально упругим относится большинство пород-коллекторов.

В условиях всестороннего сжатия кристаллы большинства минералов по-разному изменяют свои упругие, пластические и прочностные свойства, в зависимости от строения их кристаллической решетки.

Прочность. Знание физико-механических характеристик горных пород весьма необходимо при проведении различных мер воздействия на призабойную зону скважин и на процесс бурения пород.

Под механической прочностью горных пород понимают их способность сопротивляться внешним силам, которые стремятся разрушить не только существующие связи между зернами, но и сами зерна. Горные породы испытывают на механическую прочность по отношению к сжатию, растяжению, изгибу, скалыванию и удару. Прочность на сжатие характеризуется временным сопротивлением породы сжатию, иначе пределом прочности на сжатие.

Механическая прочность горных пород определяется минералогическим составом слагающих их зерен и цемента, характером связей между ними и степенью выветрелости отдельных минералов.

Величина временного сопротивления сжатию у магматических пород колеблется от 100 до 500 МПа, у метаморфических – от 80 до 300 МПа и у сцементированных осадочных – от 2 до 400 МПа. Наличие сланцеватости у метаморфических пород обусловливает их механическую анизотропность. Прочность магматических и метаморфических пород изменяется в зависимости от степени их выветрилости. Среди магматических пород большую стойкость против выветривания имеют эффузивные породы (андезит, базальт, диабаз, и др.), характеризующиеся мелко- или скрытокристаллическим строением.

Породы интрузивного происхождения (гранит, габбро, диорит, сиенит и др.), имеющие крупнокристаллическое строение, подвергаются более интенсивному выветриванию, которое возрастает с содержанием слюд и полевых шпатов.

Ослабление кристаллизационных связей у вышеприведенных типов пород способствует возникновению трещин. Став трещиноватыми, магматические и метаморфические породы приобретают свойства коллекторов. Большой глубины и протяженности достигают тектонические трещины, сопровождающиеся различными перемещениями пород и мелкой трещиноватостью, переходящей в раздробленность в зонах наибольшей сдавленности. Наибольшее развитие тектонических трещин наблюдается у пород с жесткими связями. Трещины возникают также и у осадочных пород.

Механическая прочность осадочных и сцементированных пород и устойчивость их против выветривания зависит от состава сцемен­тированного материала и от цемента. Механическая прочность известняков изменяется в зависимости от их структуры. Мелкозернистые плотные известняки имеют предел прочности от 10 до 200 МПа, оолитовые известняки – около 20 МПа, известняки-ракушечники — обычно менее 2 МПа. Механическая прочность мела колеблется от 10 до 17 МПа. Плотные доломиты имеют большую механическую прочность, превышающую 200 МПа. С увеличением пористости и содержания в доломите кальция механическая прочность его уменьшается.

Наибольшей механической прочностью обладают кварцито-песчаники и песчаники с кремнистым цементом (150-250 МПа), минимальная механическая прочность отмечается у песчаников и алевролитов с глинистым цементом (40-50 МПа).

При трехосном сжатии образцов пород (ангидрит, доломит, известняк, песчаник, глинистый сланец, алевролит, каменная соль) при давлениях и температурах, соответствующих глубинам до 9150 м, показали следующее.

1. Во всех случаях увеличение давления при постоянной температуре увеличивает предел текучести, а повышение температуры при постоянном давлении уменьшает его.

2. Увеличение давления при постоянной температуре повышает предел прочности. Нагревание при постоянном давлении может привести к увеличению пластичности пород, характеризующихся механическим напряжением.

3. Прочность пород (за исключением каменной соли) на любой глубине превышает прочность при атмосферных условиях.

4. Прочность известняка, глинистого сланца и алевролита при комнатной температуре превышает их прочность при 300°С приблизительно на 50%, а прочность каменной соли различается приблизительно в 7 раз. Нагревание до 300 °С незначительно влияет на прочность и пластичность ангидрита, доломита, песчаника, сланца.