10.4. Влияние внешнего давления

В связи с поисками залежей газа и нефти большое народнохозяйственное значение имеет освоение больших глубин (свыше 5000-7000 м). Известно, что обычно с глубиной погружения емкость и проницаемость пород с межзерновой пористостью уменьшается. Глинистые породы, играющие роль экранов между пластами, с определенных глубин обычно превращаются в хрупкие тела в силу потери воды и, как следствие, коллоидных свойств. Возрастает роль трещинных пород как возможных коллекторов газа.

Влияние внешнего давления сказывается также и на проницаемости горных пород, что важно учитывать в теории и практике разработки нефтяных и газовых залежей. Влияние эффективного давления на фильтрационные свойства в особенности ярко проявляется применительно к породам-коллекторам трещинного типа. Имеются многочисленные примеры, когда отбор жидкости или газа из пластов, сложенных трещинными коллекторами, влияет на изменение проницаемости. Наблюдается снижение проницаемости призабойной зоны в процессе фильтрации скважин за счет уменьшения просветности трещин. Экспериментальные исследования, связанные с изучением проницаемости пород при повышении и постепенном уменьшении эффективного давления, показывают, что после разгрузки проницаемость не достигает своей прежней величины, в особенности у пород со значительным содержанием глинистых частиц. Это свидетельствует о развитии остаточных деформаций в породах.

Изучение образцов карбонатных и глинистых горных пород, поднятых из глубины 4-5 тыс. м показало, что необходимо учитывать критическую точку, характеризующую порог статического уплотнения, за пределами которого наблюдается накопление необратимых изменений. Учет критического напряженного состояния позволяет более точно переносить результаты исследований в области средних давлений на поведение пород в области высоких давлений. Для этого проводят изучение упругого поведения породы и устанавливают зависимости относительного изменения пористости от давления, что позволяет привести данные, полученные на разгруженном керне, к условиям естественного залегания. Одновременно с этим проводится изучение влияния пре­вышения эффективного давления на характер деформации и физические свойства породы: выявление порога статического уплотнения или необратимых и обратимых изменений при его превышении. Подобные исследования имеют также важное значение в нефтегазопромысловой практике, когда для установления оптимального процесса эксплуатации требуется выбрать такой перепад давлений, который не смог бы привести к необратимым деформациям с ухудшением коллекторских характеристик.

Деформация скелета пористой среды под воздействием давления может происходить в результате следующих изменений в его структуре: 1) деформации зерен обломочного материала; 2) деформации и уплотнения материала, цементирующего отдельные зерна; 3) изменений во взаимном расположении или смещения отдельных зерен в общей структуре скелета; 4) сглаживания неровностей и скалывания выступов отдельных зерен и частиц.

Проницаемость пород в пластовых условиях ниже проницаемости этих пород в атмосферных условиях для хорошо проницаемых образцов на 12-40% и для слабопроницаемых, содержащих значительное количество глинистых частиц, на 40-80%. Возможное изменение коэффициента пористости сцементированных песчаников при изменении эффективных давлений от 0 до 140 МПа (глубина около 9000 м) находится в пределах от 0 до 10%. Однако пределы изменения пористости могут быть и большими в случае своеобразий в составе, текстуре и структуре пород. Под воздействием всестороннего давления может происходить сужение и усложнение конфигурации поровых каналов, что уменьшает проницаемость коллектора.

На больших глубинах породы испытывают воздействие высоких давлений и температур, в результате чего они деформируются и изменяют физические свойства. Изменение пористости и проницаемости под действием давления определяется деформациями, изменяющими объем порового пространства. Величина деформации зависит от состава породы и ее текстурно-структурных свойств.

Три основные литологических группы осадочных пород: глинистые, песчаные и карбонатные.

Глинистые породы. Глинистые породы наиболее подверженных гравитационному уплотнению. Глины различного состава уплотняются по-разному. Наиболее хорошо уплотняются каолиновые глины, затем маршалит и в меньшей степени бентонит. Пористость глин изменяется с глубиной по логарифмическому закону и на глубине 2400 м достигает 75% теоретически возможного уплотнения.

При первичном уплотнении глин отделяется свободная вода. Глубины, на которых в основном заканчивается удаление из глин свободной воды, не превосходят 400-800 м.

Процесс вторичного уплотнения глин называется пластическим периодом осадки. На глубине 1500-2000 м в нефтематеринском осадке содержится лишь прочно связанная вода. Наибольшее количество связанной воды характерно для монтмориллонитовых глин (10-24%), наименьшее — для каолинитов каолинитовых глин (1-6%).

Глинистые породы-экраны монтмориллонитового состава обладают наиболее высокими флюидоупорными свойствами по сравнению с глинами другого минералогического со­става. Однако с глубиной по мере потери воды монтмориллонит переходит в гидрослюды. На глубине 10-15 км трещиноватость глинистых пород уменьшается и возрастает герметичность покрышек.

Песчаные породы. Роль трещиноватости песчаников с глубиной увеличивается. В песчаниках трещины не смы­каются при давлении до 500 МПа, соответствующем глубине до 20 км. Межзерновая фильтрация прекращается при всестороннем сжатии 400 МПа. При сжатии 200 МПа она уменьшается более чем на 60%. Из этого можно сделать вывод, что на глубине 10-15 км трещиноватость песчаников и алевролитов увеличивается.

Имеются примеры, указывающие на отсутствие зависимости изменения пористости песчаных пород с глубиной:

Эффективное давление на породы нефтяного (газового) пласта не остается постоянным в процессе разработки залежи. При падении пластового давления оно будет возрастать и может уменьшаться при искусственных методах восстановления пластового давления.

Породы продуктивного пласта, в особенности в призабойных зонах скважин, при отборах из них жидкости или газа испыты­вают постоянно возрастающие во времени нагрузки, которые могут исчезнуть при прекращении отбора и восстановлении пластового давления. Деформации, возникающие в результате сжимающих усилий вышележащих пород, могут носить упругий и необратимый характер и отрицательно влиять на коллекторские свойства пород. Изменение порового пространства пород пласта при снижении пластового давления связано с упругим расширением зерен породы и с возрастанием усилий, передающихся на скелет от веса вышележащих пород.

В отличие от пористости проницаемость песчаников изменяется с давлением в широком диапазоне. Породы с высокими значениями коэффициента максимальной сжимаемости пор (3,0•10^-5 МПа^-1 и выше) при эффективных давлениях, достигающих 140 МПа, снижают проницаемость более чем вдвое по сравнению с проницаемостью при атмосферных условиях. Однако карбонатные породы, обладающие значительной плотностью (2,45-2,65 г/см³), с преобладанием в них вторичной пористости, возникшей в основном в результате выщелачивания, могут весьма незначительно реагировать на изменение проницаемости при достаточно больших эффективных давлениях.

В опытах давление обжима изменялось от 0 до 35 МПа при постоянном давлении жидкости в образце. Для высоко проницаемых чистых песчаников первоначальная проницаемость не восстанавливалась примерно на 4%, а в глинистых образцах песчаников необратимое снижение проницаемости доходило до 60%.

Наименьшие упругие изменения коэффициента пористости наблюдаются у хорошо отсортированных песчаников и сильно уплотненных аргиллитов. Средняя величина уменьшения пористости этих пород при давлении около 150 МПа (глубина 6000-10000 м) составляет 6,2%; средняя величина уменьшения пористости при давлении около 10 МПа (глубина залегания пластов 300-500 м) равна 1,5%. Наиболее значительное уменьшение пористости отмечено у плохо отсортированных и плохо окатанных песчаников. Уменьшение пористости таких песчаников достигает 18,5% при давлениях 150 МПа. Средняя величина уменьшения пористости изученных плохо отсортированных песчаников при давлении около 150 МПа со­ставляет 13%; при давлениях около 10 МПа она равна 2,5% и при 32 МПа (глубина 1300-2000 м) – 7%.

Карбонатные породы. Карбонатные породы чаще всего обладают первичной и вторичной пористостью. На глубинах в карбонатных породах наиболее развит вторичный тип пористости, который и предопределяет их коллекторские свойства.

В карбонатных породах наблюдался широкий предел изменения пористости под действием давлений. Наибольшее уменьшение пористости (до 20%) при давлении около 100 МПа (глубина 4000-6000 м) зафиксировано у низкопористых тонко-и скрытокристаллических разностей известняка, наименьшее (около 2%) при том же давлении отмечено у более пористых доломитизированных известняков.

Наблюдается возрастание пористости с глубиной в карбонатных породах девона от 8,5 до 18% на глубинах свыше 6000 м. В породах кембрия-ордовика открытая пористость увеличивается от 2-3% на глубинах 3000 м до 8,5% на глубинах 7000 м.

Коллекторские свойства карбонатных пород таким образом, улучшаются с глубиной, что связано с растворением части карбонатов в области высоких температур и агрессивных вод. На глубинах 10 км будут встречены коллекторы как трещинно-кавернозного, так и гранулярного типа.

Необратимое изменение проницаемости в зависимости от давления обжима наблюдается у известняков, доломитов, ангидрита, гипса и пород, со­держащих глинистый цемент. Изучалось изменение проницаемости образцов, разбитых трещинами, в зависимости от давления обжима, которое изменялось от 3 до 30 МПа. При увеличении давления обжима и при постоянном давлении в жидкости проницаемость образцов пород практически снижалась до нуля.

У известня­ков и мергелей смыкание трещин начинает проявляться при давлении 300 МПа и при 500 МПа достигает 20-30%.