УДК 550.832.4

А.-Ф. Косолопов, Н. М. Ахметшин,

Г.Г. Софиуллин, Р. Л. Мухутдинов

ОАО НПП ' ВНИИГИС'

НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПОИСКОВ ЦЕЛИКОВ НЕФТИ МЕТОДОМ МЕЖСКВАЖИННОГО РАЗНОАМПЛИТУДНОГО СЕЙСМОАКУСТИЧЕСКОГО ПРОСВЕЧИВАНИЯ

Предлагается новая технология, которая обеспечивает выявление менее про­ ницаемых, недренируемых зон продуктивного пласта по уникальной обратной зависимости скорости распространения продольной волны от ее амплитуды, задаваемой микросейсмоакустическим источником в нелинейной области. При очень слабом возбуждении продольной волны в нелинейной области увеличение ее амплитуды в проницаемом пласте замедляет скорость ее распространения из-за вязкоинерционного смещения порового флюида относительно скелета породы. Проведено теоретическое и лабораторное обоснование технологии. Подтверждено промысловыми испытаниями в нефтяном пласте над водонеф­ тяным контактом (ВИК) и под ВНК, то есть в нефтенасыщенной и промытой закачиваемой водой частях пласта. Вторым поисковым признаком технологии являются амплитудно-частотные спектры продольных волн.

Ключевые слова: технология, целики нефти, прозвучивание керна, продольные волны, нелинейная область, замедление скорости, межскважинное разноампли­ тудное сейсмопросвечивание, амплитудно-частотные спектры.

В настоящее время многие нефтяные месторождения России перешли в позднюю и завершающую стадии разработки. Поэтому актуальной проблемой их разработки является достижение макси­ мальной извлекаемости остаточных запасов нефти. Применяемые методы увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) из за­ лежей направлены в основном на извлечение остаточной нефти из обводненных продуктивных пластов.

В то же время в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением в межскважинном пространстве всегда остаются необвод­ ненные и не охваченные нефтеизвлечением застойные зоны - целики, обтекаемые со всех сторон потоками нагнетаемых вод. В них может оставаться (по зарубежным данным) до 20% нетронутых запасов нефти. Образование этих зон связано со структурно-тектоническими неоднородностями геологического разреза нефтяных месторождений и с латеральной литолого-фациальной изменчивостью нефтяных

пластов. Эти особенности геологического разреза обусловливают локализацию в межскважинном пространстве менее пористых и ме­ нее проницаемых и, следовательно, менее фильтруемых (застойных) участков месторождения. В таких участках формированию целиков содействует еще и более низкая фазовая проницаемость коллекторов для нефти, чем для нагнетаемой воды. К тому же латеральная ани­ зотропия проницаемости нефтяных пластов может быть обусловлена неравномерным напряженным состоянием горных пород, а в ряде случаев их вертикальной трещиноватостью, приводящих в конечном итоге к обходным путям дренирования целиков при эксплуатации месторождений с заводнением.

Поиск таких зон в практически выработанных нефтяных залежах является важной промыслово-разведочной задачей, решение которой открывает реальные перспективы вовлечения в разработку остаточных запасов месторождений. Применяемая в настоящее время технология зарезки боковых наклонно-горизонтальных стволов, направленная на интенсификацию добычи остаточной нефти из эксплуатируемых пластов, не является поисковой. А существующая за рубежом техно­ логия межскважинного 4Э-сейсмопросвечивания [5] предусматривает оценку текущего дренирования нефтяных пластов по изменению их волнового сопротивления и последующее выявление целиков нефти по зонам пониженного значения этого параметра в не охваченных дренированием нефтенасыщенных участках продуктивных пластов. Однако основным ограничением этой технологии является недоста­ точное различие объемной плотности горных пород (р) и скорости продольных волн (с) в нефтенасыщенных и обводненных частях продуктивных пластов, как правило, осложненных сильным влия­ нием их литолого-фациальной и петрофизической изменчивости. В результате, эта технология не обеспечивает надежных поисков целиков нефти. К тому же она весьма трудоемкая, так как требует многолетних 4П-наблюдений за перемещением фронта дренирования в процессе вытеснения нефти закачиваемой водой.

Предлагаемая авторами технология поисков целиков нефти в межскважинном пространстве с помощью метода межскважинного разноамплитудного сейсмоакустического просвечивания (МРСП) принципиально отличается от рассмотренной и не зависит от вы­ шеуказанных факторов. Суть технологии сводится к выявлению в межскважинном пространстве менее проницаемых участков продук-

тивных пластов, которые по законам гидродинамики не дренированы полностью или частично закачиваемой водой и, следовательно, яв­ ляются потенциальными целиками нефти. Технология обеспечивает более достоверные результаты за счет применения нового метода оценки проницаемости пласта по уникальной обратной зависимос­ ти скорости распространения продольной волны от ее амплитуды, задаваемой скважинным микросейсмоакустическим источником. В установленном эффекте нелинейности при слабом возбуждении продольной волны увеличение ее амплитуды в проницаемом пласте замедляет (уменьшает) скорость распространения ее из-за фильтраци­ онного вязкоинерционного смещения порового флюида относительно скелета породы [2].

Проведем анализ смещения порового флюида, происходящего в пористой флюидонасыщенной горной породе при возбуждении в ней продольной волны [4]. При этом представим, что поровая жидкость смещается в порах проницаемой породы со скоростью, связанной с

где grad Р - перепад давления; v - вектор скорости перемещения; цж - динамическая вязкость поровой жидкости; кпр - проницаемость горной породы.

Представим перепад давления как вынуждающую силу, прихо­ дящуюся на единицу объема порового канала. Если в качестве этой силы взять силу давления продольной волны вида Р = Р 0е/(кг “ ш\ то получим для скорости v смещения жидкости следующее выражение:

где Р0 - амплитуда продольной волны; к - ее волновой вектор; г - радиус-вектор; со - круговая частота.

Для нахождения амплитуды смещения жидкости необходимо про­ интегрировать это уравнение по времени. Учитывая, что в началь­ ный момент времени смещение жидкости отсутствует, отбрасываем мнимую часть и величину кг. В результате получим для смещения 6 поровой жидкости в данной точке порового канала следующее уравнение:

где = ео _ является максимальной амплитудой смещения; ср—скорость продольной волны в породе. Здесь учтено, что отношение ср = со/к есть фазовая скорость распространения продольной волны, в которой со - круговая частота, к - амплитуда волнового вектора к .

Если выразить амплитуду продольной волны Р0 через ее интен­ сивность Р0 = (7-рс^)0’5, то максимальная амплитуда е0 смещения

тивление породы; р - объемная плотность породы; ср - скорость продольной волны.

Из полученного выражения следует, что при распространении про­ дольной волны в насыщенной жидкостью пористой среде в каждом поровом канале происходит вязкоинерционное смещение порового флюида относительно скелета породы в направлении, обратном дви­ жению волны. В результате, скорость продольной волны замедляется пропорционально величине смещения жидкости в поровом канале. Амплитуда смещения прямо пропорциональна амплитуде продольной волны и проницаемости породы, но обратно пропорциональна дина­ мической вязкости поровой жидкости и скорости распространения продольной волны.

Проведем расчет смещения г0 для прозвучиваемого образца пес­ чаника продольными волнами с частотой fp = 500 кГц с помощью пьезоэлектрических датчиков импульсами длительностью хр = 2 мкс с амплитудой Up = 400 В. Диаметр пьезодатчиков D = 20 мм емкостью С = 0,7М 0 “9 Ф (710 пФ). Образец выбран с проницаемостью кпр = 1 мкм2 (1 Дарси), насыщенный водой с вязкостью цж = 1 *10_3 Па с, с объемной плотностью р = 2300 кг/м3, со скоростью продольных волн ср = 3500 м/с.

Энергия импульса W излучающего датчика при среднем напря­ жении 400 В равна:

W = CU2H = 0,71‘Ю-9 4002/2 = 56,75-Ю’6 Дж = 56,7 мкДж. (5)

Сучетом электроакустического КПД = 60% пьезодатчика, энергия

вимпульсе составит W —34 мкДж. Мощность N импульса длитель­

ностью тр = 2 мкс равна

Интенсивность прозвучивания / при площади поверхности пье­ зодатчика S = KD2/4 = 3,14*10^ м2 равна

Подставив в уравнение максимальной амплитуды смещения жидкости в0 найденное значение интенсивности прозвучивания / =

Полученная величина смещения поровой жидкости 0,189 мкм очень мала. Она говорит о соизмеримости ее с абсолютной величи­ ной амплитуды смещения продольной волны на нелинейном участке. При этом смещение поровой жидкости многократно меньше размера пор (0,01-1,0 мм), а следовательно, фильтрационные перетоки ее из поры в пору на фронте продольной волны практически отсутствуют.

Экспериментальное подтверждение зависимости относительного замедления Аср скорости продольных волн от увеличения их амплиту­ ды Up было получено на установке ИФЭС ВНИИГИС прозвучиванием 8 образцов водонасыщенных песчаников и известняков, отобранных из разных нефтяных месторождений. Представлены образцы с порис­ тостью от кп = 25% и проницаемостью knp = 1 мкм2 (1 Дарси) до по­ ристости 0,5% и нулевой проницаемости, диаметром 30 мм и высотой 35 мм. Прозвучивание проведено продольными волнами с частотой fp = 500 кГц с помощью пьезоэлектрических датчиков импульсами длительностью хр = 2 мкс с переменной амплитудой Up = 20-1000 В.

На рис. 1 показано семейство зависимостей относительного за­ медления скорости продольных волн в образцах керна с различной проницаемостью от их амплитуды ср =flJJp). Максимальным замед­ лением Аср = 2,3% характеризуется образец высокопористого (kn = 25%) и высокопроницаемого песчаника с проницаемостью knp = 1 мкм2 (1 Дарси). Несколько меньшим замедлением Аср = 1,8% ха­ рактеризуется второй образец песчаника с пористостью kn = 18% и с проницаемостью knp = 0,8 мкм2. Еще меньшим замедлением Аср = 1,0% характеризуется третий образец песчаника с пористостью кп = 14% и с проницаемостью кпр = 0,42 мкм2. Известняк характеризуется Аср = 0,6% при пористости kn = 10% и проницаемости кпр = 0,24 мкм2. Два образца низкопроницаемых известняков с knp= 53 мкм2и knp = 47 мкм2

с пористостью кп= 8% и кп = 7%, имеют соответственно Аср = 0,23% и Аср = 0,17%. Известняки (образцы 7 и 8) с кп = 0,8% и кп = 0,5% и нулевой проницаемостью кпр = 0 не имеют замедления, то есть скорость продольной волны не зависит от ее амплитуды.

Амплитуда продольной волны UP, В

Рис. 1. Графики зависимостей замедления скоростей продольных волн от их амплитуды в образцах породы:

1,2,3- в песчаниках с проницаемостью /спр = 1,0; 0,8 и 0,42 мкм2; 4,5,6- в известняках

с проницаемостью /спр = 0,24; 0,053 и 0,047 мкм2

Для всех зависимостей характерен максимум замедления Аср для амплитуды продольной волны Up = 400 В. Максимум относитель­ ного замедления обусловлен максимумом смещения е0 = 0,189 мкм2 вязкоинерционной поровой жидкости относительно скелета породы в направлении, обратном движению волны. При дальнейшем увели­ чении амплитуды продольной волны до Up = 1000 В замедление ее асимтотически уменьшается и вероятно достигает нуля при значении Up примерно около 2000 В, и скорость возвращается к исходному значению, то есть эффект нелинейности исчезает. Происходит как бы “насыщение”, и в дальнейшем при увеличении амплитуды волны поровая жидкость продолжает синхронное движение вместе со ске­

летом породы уже со скоростью в пористой водонасыщенной породе как в однофазной среде.

Этот эффект относительного замедления скорости продольной волны при возрастании их амплитуды в нелинейной области, под­ твержденный экспериментально в образцах проницаемых пород при малой энергии 34 мкДж на частотe fp = 500 кГц, был проверен при межскважинном разноамплитудном сейсмоакустическом просве­ чивании. Оно было проведено [1] в двух промысловых скважинах 2446 и 2466, находящихся на расстоянии 372 м , в продуктивных пластах кыновско-пашийских отложений на Александровской пло­ щади Туймазинского месторождения. Литолого-акустический разрез этих скважин (рис. 2) представлен 4 пластами: кыновских аргил­ литов (ДО), пашийских “верхних известняков” (ВИ), алевролитов (Д1-а, б) и песчаников (Д1-в, г) со скоростями продольных волн Vp, равными соответственно 3000, 5900, 4500 и 3800 м/с. Полностью нефтенасыщенным является пласт алевролита с пористостью кп = 14%. Нижележащий пласт продуктивного песчаника с пористостью кп = 22% нефтенасыщен лишь в кровельной части (2-3 м), где по промысловым данным отмечается уровень водонефтяного контакта (ВНК). Нижняя часть этого пласта полностью обводнена (промыта)

впроцессе длительной эксплуатации его с заводнением.

Всоответствии с требуемой экспериментом малой энергией W = 34 мкДж на частоте fp = 500 кГц рассчитаем необходимый макси­ мальный заряд для возбуждения сейсмоакустической продольной волны в скважине со средней частотой fp = 500 Гц. Так как эффект замедления скорости продольной волны от амплитуды зависит об­ ратно пропорционально их частоте, увеличим экспериментальную энергию соответственно в 1000 раз и получим W = 34 мДж. Далее,

учтя ослабление сейсмической волны с fp = 500 Гц на расстоянии 372 м со средним затуханием около а = 26 дБ (20 раз), восстановим необходимую энергию до ее ослабления W = 34*20 = 680 мДж. Учтя квадратичное расхождение энергии продольной волны от взрывно­ го источника в скважине типа пульсирующей сферы на расстояние 372 м , получим W = 680Т0-З*3722 = 94,1 ТО3 Дж = 94,1 кДж. С уче­ том КПД = 24% взрывного сейсмоакустического источника получим искомую величину W= 94,1/0,24 = 392,1 кДж. Поделив полученную энергию на тротиловый эквивалент 4,2 кДж!г, определим массу ВВ взрыва: 392,1/4,2 = 93,3 г.

Энергия импульса взрыва W - 392,1 кДж на частоте fp = 500 Гц на расстоянии 372 м в скважине'соответствует средней энергии импульса W = 3 4 мкДж излучающего пьезоэлектрического датчика при прозвучивании образцов керна на частоте fp = 500 кГц при длине образца 35 мм.

Межскважинное разноамплитудное сейсмоакустическое просве­ чивание осуществлено [1] с помощью 4 последовательных взрывов в скв. 2446 малых зарядов ВВ разной длины детонирующего шнура типа ДШТВ и средств взрывания - герметичных детонаторов мгно­ венного действия типа ПГ-170. В соответствии с расчетным макси­ мальный заряд был выбран массой 93 г и далее 76, 58 и 41 г. Взрывы с зарядами 34, 20 и 10 г по техническим причинам осуществить не удалось, чем был сужен диапазон в области минимальных амплитуд при сейсмоакустическом просвечивании более чем в 4 раза. Заряды для возбуждения продольных волн в скважине устанавливались и подрывались поочередно против пласта плотного, малопроницаемого известняка, нефтенасыщенной и обводненной частей продуктивного пласта песчаника, а регистрировались принятые волны в соседней скв. 2466 против тех же пластов.

С целью обеспечения высокой точности (прецизионности) сейсмоакустического просвечивания применена скважинная взрывно­ петлевая система отметки момента возбуждения сейсмических волн и цифровая скважинная сейсмическая аппаратура АМЦ ВСП-3-48 в широкополосном (до 1000 Гц) режиме приема сейсмических сигналов с шагом дискретизации 0,125 мс. Абсолютная погрешность отсчета интервального времени составила 8atp = 21 мкс, то есть около 1/100 от средней длительности видимого периода (тр = 2 мс) принятых сей­ смических колебаний. Таким образом, при среднепластовом значении интервального времени распространения продольных волн между скважинами tp = 84 мс относительная ошибка измерения составила 80^ = 0,025%.

В каждом из пластов с увеличением массы заряда ВВ от 41 до 93 г (рис. 3) амплитуды первых вступлений продольных волн воз­ растают примерно в два раза. Время распространения tp = 81 мс по плотному, малопроницаемому “верхнему известняку” соответствует скорости продольных волн Vpi = 5900 м/с (рис. 3, a). С увеличением амплитуды Up их возбуждения (рис. 4) среднее изменение AVpl = 0,022-0,044% незначительно превышает относительную ошибку

Рис. 3. Результаты сейсмоакустического просвечивания пластов между сква­ жинами 2446 и 2466: а - плотного, малопроницаемого известняка; б - нефте­

насыщенного песчаника над ВНК; в - водонасыщенного песчаника под ВНК

Примечание. Парными пунктирными линиями выделены вторые полупериоды первых

вступлений продольных волн.

измерения 50tp = 0,025%. В проницаемом пласте песчаника Д1-в, г как в нефтенасыщенной части над ВНК (рис. 3, б), так и в водона­ сыщенной под ВНК (рис. 3, в) при том же увеличении амплитуды Up время tp увеличивается, а скорость Vp2 = 3800 м/с соответственно замедляется. При этом, несмотря на однородность всего пласта пес­ чаника по пористости {кп = 22%) и по абсолютной проницаемости, в его нефтенасыщенной части величина относительного замедления ЬУр2 = 0,203% почти в 3 раза меньше, чем в водонасыщенной, в которой ЬУрЪ = 0,58% (рис. 4). Эта разница обусловлена меньшей (по промысловым данным) фазовой проницаемостью продуктивного пласта для нефти (£прн = 0,3 мкм2), чем для воды (&прв = 0,8 мкм2). Характерно также, что эта разница относительного замедления AVp соответствует двукратной разнице значений динамической вязкости нефти |iH= 2,55-10~3 Па с и минерализованной пластовой воды цв = 1,25-10_3 Па с в пластовых условиях. Большее по величине (в 3 раза) относительное замедление ДКр3 для обводненных (промытых завод-

Рис. 4. Графики зависимости относительного замедления скорости продоль­ ных волн от увеличения массы зарядов ВВ (увеличения амплитуды волн) в пластах: - плотного, малопроницаемого известняка; AV2 - нефтенасы­

щенного песчаника; AV3 - водонасыщенного песчаника

нением) пород по сравнению с AVp2 для нефтенасыщенных (непро­ мытых) обусловлено относительно большим смещением менее вязкой поровой воды по сравнению с более вязкой нефтью. Следовательно, эффективная проницаемость пласта кпрявляется двумерной функцией замедления AVp продольных волн от разноамплитудного AUp возбуж­ дения и динамической вязкости рф порового флюида.

При проведении взрыва 20-граммового заряда величина относи­ тельного замедления скорости продольных волн могла бы удвоиться и составить A Vp4 = 1,16%, а при 10-граммовом заряде составить АVp5 = 2,32%, то есть приблизиться к величине AVpl = 2,3% эксперимен­ тального относительного замедления скорости в образце песчаника

№ 1 с кпр = 1 , 0 мкм2. Вместо зарядов ВВ может быть использован невзрывной сейсмоакустический источник с энергией в импульсе, изменяющейся от 42 до 390 кДж, то есть эквивалентного от 10 до 93 г тротила.

Вторым признаком при поиске целиков нефти [1] наряду с ки­ нематическим параметром - относительным замедлением скорости продольных волн с увеличением их амплитуды (величины заряда) является динамический параметр - относительное увеличение до­ минирующей частоты в амплитудно-частотных спектрах продольных волн с увеличением их амплитуды, зарегистрированных в иссле­ дованных пластах (рис. 5) при межскважинном разноамплитудном сейсмоакустическом просвечивании на нелинейном участке. Наиболее высокочастотным спектром, практически независимым от амплитуды продольной волны, характеризуется плотный, малопроницаемый из­ вестняк с доминирующей частотой 620 Гц. Для нефтенасыщенного песчаника доминирующая частота продольной волны существенно ниже - 580 Гц при минимальном заряде 41 г, которая снижается до 555 Гц при заряде 93 г, то есть уменьшается с ростом амплитуды

Рис. 5. Амплитудно-частотные спектры продольных волн при межскважинном сейсмоакустическом просвечивании пластов: а - водонасыщенного песчаника, б - нефтенасыщенного песчаника; в- плотного, малопроницаемого известняка

УДК 552:539.3

А. Ф. Косолапов, В. Н. Пустов и т

ОАО НПП "ВНИИГИС"

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

ГОРНЫХ ПОРОД по их “п а м я т и ” е с т е с т в е н н о го

НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ

Предлагается новый метод определения гидродинамических характеристик гор­ ных пород на керне, приведенном в гидробарокамере к пластовому давлению. Метод основан на восстановлении “памяти” породы ее напряженного состояния в условиях естественного залегания. Он реализуется путем снятия зависимости времени распространения упругих волн от порового давления в керне со ско­ ростью его нагружения, не превышающей скорости релаксации пластических деформаций, и последующей оценки давления гидроразрыва пласта, предела текучести пород и максимально допустимой депрессии на пласт.

Ключевые слова: гидродинамические характеристики, керн горных пород, гид­ робарокамера, упругие волны, скорость релаксации пластических деформаций, “память” естественного напряженного состояния.

Горные породы характеризуются упругими, хрупкими и пласти­ ческими свойствами. Эти свойства используются, соответственно, при упругом режиме эксплуатации нефтегазовых месторождений, при гидроразрыве пород и определении их текучести. Определение пре­ дела упругости пород, давления гидроразрыва пласта (ГРП), предела пластической деформации (предела текучести) пород, максимально допустимой депрессии на пласт и палеодавления, существовавшего на глубине максимального погружения пород в период их диагенеза, предлагается проводить по их “памяти” естественного напряженного состояния. Считывание этой “памяти” осуществляется на образцах керна горных пород в условиях, приближенных в гидробарокамере к естественному напряженному состоянию на современной глубине залегания, которое определяется тремя основными характеристи­ ками - горным давлением, пластовым давлением и температурой.* Именно эти характеристики имитируются в гидробарокамере.

* Кроме того, существуют тектонические напряжения, которые иногда играют реша­ ющую роль. (Прим, ред.)

Однако при лабораторных измерениях большинство исследова­ телей не учитывают динамику процесса нагружения керна горных пород - скорости их нагружения, с которой, как правило, связаны все гистерезисные явления в горных породах. Так как все осадочные горные породы являются упруго-пластичными, то они ведут себя либо преимущественно упруго, либо преимущественно пластично, когда деформации необратимы, то есть имеет место течение породы в процессе деформирования. Пластическая деформация осадочных горных пород обусловлена межзерновым скольжением и уплотнением порового пространства, то есть изменением изначальной структуры горной породы, что приводит к необратимому изменению ее гидро­ динамических характеристик - гистерезису.

Следовательно, для исключения влияния гистерезиса на результаты измерений необходимо соблюдение основного требования: скорость нагружения керна горных пород не должна превышать скорости релаксации (ликвидации) предельных напряжений. Образцы керна горных пород должны деформироваться преимущественно упруго, без превышения предела их упругости, без скольжения зерен, изменения структуры порового пространства (без переупаковки порового про­ странства), без уплотнения породы, без уменьшения за счет этого их проницаемости - основной фильтрационной характеристики пород.

Предельные пластические деформации на той глубине, на которой побывала горная порода в процессе ее предыстории, хорошо “запо­ минаются” ею как последнее значение, с которого начинается петля гистерезиса. Уплотнение горной породы в геологическом процессе осадконакопления и ее погружения (диагенеза) сопровождается пластической деформацией. Глубина погружения горных пород фик­ сируется как палеоглубина их максимального погружения [1]. При последующем тектоническом поднятии горных пород в процессе эпигенеза это значение палеоглубины сохраняется в их “памяти” Таким образом, геологическая предыстория максимального погруже­ ния пород и последующего их поднятия “запоминается” значениями предела пластической деформации Рпд и пластового палеодавления Лт.пал» которое было на этой глубине с учетом средней плотности пластовой жидкости рж. Следует особо отметить, что срок хранения керна для восстановления “памяти” горных пород неограничен.

Для определения вышеуказанных характеристик горных пород осуществляются прецизионные измерения зависимости наиболее

чувствительной к упругой и пластической деформации скорости или времени At распространения продольных волн от порового (пласто­ вого) давления Р пор на керне, отобранном из пласта и помещенном в гидробарокамеру со всесторонним давлением Р гор, имитирующим горное в условиях естественного залегания породы. Измерения вре­ мени распространения продольных волн At проводят, плавно снижая поровое давление Р пор от горного Р гор до пластового Р плсо скоростью, не превышающей скорости релаксации предельных напряжений в керне, о которой судят по отсутствию акустической эмиссии - акусти­ ческого шума от скольжения зерен породы в процессе пластического деформирования керна. Далее продолжают снижать поровое давление уже в качестве давления депрессии Р деп на керн, и по началу резкого уменьшения градиента изменения зависимости At = /(Р пор) при до­ стижении предела пластичности РПДи возникновения акустической эмиссии судят о величине максимально допустимой депрессии Р деп. Предел пластичности (текучести) или предел упругости определяется разностью РТ = Р гор - Рпд и означает достижение керном предельного напряженного состояния, соответствующего современной глубине погружения пород пласта.

Так, на примере образца керна № 6 (табл.) с пористостью kn = 20,9% и со значением At = 224 мкс/м, отобранного из продуктивного пласта известняка скв. 43р Оренбургского газоконденсатного месторождения с глубины 1870-1878 м и подвергнутого прозвучиванию в гидроба­ рокамере на установке ИФЭС ВНИИГИС, снят график зависимости упруго-деформационной характеристики - времени распространения продольной волны At на частоте 500 кГц от порового давления Р пор при постоянном всестороннем давлении в гидробарокамере Р гор (рис.). Всестороннее давление в гидробарокамере выбрано равным горному на этой глубине залегания: Р гор = 1874*2400*10~5 = 45,0 МПа (где 2400 кГ/м3 - средняя объемная плотность вышележащих горных пород), температура 32 °С.

Вначале поровое давление Р пор выбрано также равным 45,0 МПа для того, чтобы эффективное (дифференциальное) давление на скелет породы равнялось нулю (Рэф = PTOV- Р пор = 0). При этом значении Р пор время распространения продольной волны At равно 224 мкс/м. Затем поровое давление плавно снижают в течение 7,5 ч со скоростью, не превышающей скорости релаксации предельных напряжений в керне, то есть не превышающей 0,1 МПа/мин.

3

<Э

Рис. График зависимости времени распространения упругих волн от порового давления At = /(Рпор)

Превышение этой скорости приводит к взаимному скольжению зерен и переупаковке порового пространства породы и, как следствие, к акустической эмиссии —хаотичному возникновению акустических импульсов от потрескивания породы. Возникновение акустической эмиссии обнаруживается тем же приемным датчиком. Таким образом, образец при нагружении должен деформироваться преимущественно чисто упруго, без малейших признаков пластической деформации.

Восстанавливая поровое (пластовое) давление Р пор, то есть ес­ тественное напряженное состояние, в котором находился керн до его отбора из пласта, регистрируют интервальное время At. Перво­ му резкому изменению градиента зависимости At = j{P пор) в точке

190 мкс/м, при котором происходит смыкание трещин гидроразрыва, соответствует давление гидроразрыва пласта Р ГРП = 33,0 МПа. Об­ разец керна при эффективном давлении Р эф = Р гор - Р пор = 0, равно как и при атмосферном, находился в гидроразорванном тонкими, незаметными для невооруженного глаза микротрещинами, состоянии. Соотношение 33,0/45,0 = 0,73 от горного Р гор соответствует среднему значению давления гидроразрыва пластов (ГРП), принятому в про­ изводственной практике.

При втором резком изменении градиента зависимости At = /(Р пор), когда A t = m мкс/м, происходит смыкание прежних контактов между зернами породы при пластовом палеодавлении Рплпал = 24,1 МПа. Это палеодавление соответствует палеоглубине Рпл/рж = 24,1 • 105/ 1080 = 2231 м максимального погружения пород до поднятия на современ­ ную глубину залегания 1874 м с современным пластовым давлени­ ем Рпл.сов = 20,2 МПа. Средняя плотность пластовой жидкости рж выбрана равной 1080 кг/мъ С этого значения начинается депрессия на образец керна, который деформируется упруго вплоть до преде­ ла пластической деформации (предела текучести) РПД = 7,9 МПа в точке At = 167 мкс/м. В этой точке, соответствующей максимальной глубине палеопогружения около 2231 м, начинается неупругое (плас­ тическое) уплотнение порового пространства породы (уменьшение ее пористости) за счет переупаковки (взаимного скольжения) зерен с проявлением интенсивной акустической эмиссии и соответствующим уменьшением проницаемости [2]. В процессе эпигенеза после подня­ тия примерно на 349 м Оренбургского свода, на котором находится Оренбургское газоконденсатное месторождение, порода “запомнила” пластовое палеодавление Рплпал = 24,1 МПа в точке уменьшения градиента, когда At = 177 мкс/м. Предел текучести горных пород Р1 определяется разностью между горным давлением .Ргор и давлением предела пластической деформации РПД. Для выбранного примера РТ = 45,0 - 7,9 = 37,1 МПа.

Предельное значение Рпд = 7,9 МПа и принимается за величи­ ну максимально допустимого снижения порового давления. Таким образом, давление максимально допустимой депрессии на пласт, из которого отобран керн, Р деп = Рпл - Рпл = 20,2 -7,9 = 12,3 МПа. Дальнейшее снижение порового давления от 7,9 МПа и ниже вплоть до нуля (увеличение депрессии на керн) приводит к гистерезису за­

висимости времени распространения продольной волны At =J{Pnор), пластическому уплотнению образца и соответствующему уменьшению его пористости и проницаемости, то есть к невосстановлению его прежних значений, к так называемому скин-эффекту [3].

Гистерезис начинается со значения давления пластического де­ формирования керна Рпд и продолжается до нуля. При возвращении керна в исходное состояние кривая зависимости времени распростра­ нения упругой волны At =J{Pnор) не восстанавливается - она пройдет параллельно исходной кривой, правее ее на величину гистерезиса. В результате, образец керна безвозвратно переуплотнен и к каким-либо дальнейшим исследованиям, например определению пористости и проницаемости, непригоден. Пористость и проницаемость его будут безвозвратно понижены, коллекторские свойства будут в значительной степени загублены запредельной депрессией.

В таблице приведены результаты определения гидродинамических характеристик 37 образцов керна горных пород, отобранных из 6 разведочных скважин Оренбургского газоконденсатного месторож­ дения. Образцы изготовлены по стандартной методике поперечным выбуриванием керна диаметром 30 мм, высотой 30-35 мм и после­ дующим насыщением соленым раствором 255 г/л NaCl плотностью рж =1,16 г/см3. Средние значения давления гидроразрыва пластов Р грп равны 31,46 МПа, пластового палеодавления Р плл1ал - 24,07 МПа, а предела текучести РТ - 36,5 МПа. Давление максимально допустимой депрессии на пласт Рдеп варьирует от 8,0 до 13,5 МПа.

Таким образом, предлагаемый способ определения гидродина­ мических характеристик осадочных горных пород по их “памяти” естественного напряженного состояния обеспечивает получение практических результатов лабораторного определения давления гидро­ разрыва пластов, предела текучести пород, максимально допустимой депрессии на пласт и палеодавления на глубине их максимального погружения в период диагенеза. Следует особо отметить, что влияние скин-фактора устраняется при определении максимально допустимой депрессии по максимуму индикаторной диаграммы зависимости дебита от депрессии, так как определяется она не в самом пласте, а на керне, отобранном из этого пласта. В результате сам пласт не подвержен неизбежному воздействию запредельной депрессии и не­ обратимому уменьшению проницаемости. Характеристика палеодав-

ления на глубине максимального погружения горных пород в период диагенеза может быть использована для реконструкции палеорельефа нефтегазовых залежей, для объяснения происхождения зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД), а также для оценки стадий преобразования и метаморфизма осадочных отложений, обусловли­ вающих взаимосвязи физико-механических свойств горных пород.

ЛИТЕРАТУРА

1.Авчян Г. М. Физические свойства осадочных пород при высоких давлениях

итемпературе. М.: Недра, 1972. С. 35-36.

2.Жуков В. С. Лабораторное моделирование снижения пластового давления при разработке месторождений нефти и газа // Бурение и нефть. 2006. № 1. С. 8-9.

3.Патент 2538563 РФ. МПК Е21В43/12, Е21В49/00, Е21В29/14 Способ опре­ деления оптимальной депрессии на пласт / А. Ф. Косолапов, В. Н. Пустовит. № 2013149162/03; заявл. 05.11.2013; опубл. 10.01.2015. Бюл. № 1.

Рукопись рассмотрена на ученом совете ОАО НПП “ВНИИГИС” и рекомендована к публикации