Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного с.-1
.pdfРис. 3.4.8. Схема одномерного уплот нения образца
31
и
к
Величина уплотнения коллектора в одномерной задаче легко находится аналитически. Пусть образец высотой h имеет порис тость п = VP/(VP + Vs) = hp/(Jkp + h5) (рис. 3.4.8). Коэффициент пористости образца
е = YL |
hp = |
hn |
_ п |
|
hs |
h(i - n) |
1 - n |
||
Vs |
При уменьшении высоты образца на Ah изменение коэффици ента пористости
h p - A h = |
Ah = |
Ah |
= Ah( 1+ ё) |
(3-4.1) |
|
hs |
hs |
h ( \ - n ) |
h |
||
|
При изотропной компрессии коэффициент пористости изме няется по закону
е = е0 - Х1п р,
где е0 - коэффициент пористости образца при р = 1 (в принятой системе единиц); X - компрессионный индекс.
При одномерном уплотнении под вертикальной нагрузкой <jv всестороннее давление находится по формуле
где k0 - коэффициент бокового давления. В этом случае измене ние коэффициента пористости имеет вид
е = е - —32^ -av j = е0- A .ln^± ^j-X lncrv = е'0-A.lnav, (3.4.2)
где во - коэффициент пористости образца в условиях одномер ного уплотнения при av = 1.
По формуле (3.4.2) можно найти уменьшение коэффициента пористости при увеличении вертикальной нагрузки от aV| 1 до av,2-
Ае = X In aV(2 - X In CTV(I = X In (av,2 /a v,i)-
Подставляя Ае в выражение (3.4.1), получаем формулу для расчета величины одномерного уплотнения
Д/г = A1-+i-еln |
(3.4.3) |
При использовании понятия коэффициента сжимаемости можно записать
Ah = cUiS/zAav,
где смд Х(1^+^д** ^ ~ секущий коэффициент сжимаемости.
Величина уплотнения состоит из упругой и пластической (необратимой) частей. Упругую (обратимую) часть уплотнения можно найти, если в выражении (3.4.3) компрессионный индекс X заменить на индекс декомпрессии к
&hel |
(3.4.4) |
В табл. 3.4.2 в качестве примера приведены параметры уплот нения коллектора при падении давления от 1 до 5 МПа при сле дующих условиях: мощность Юм, глубина 1000 м, объемный вес покрывающих пород 0,02 МН/м3, исходное пластовое давление 10 МПа, начальные эффективные вертикальные напряжения av = = 10 МПа. Исходный коэффициент пористости е = 0,25, ком прессионный индекс X = 0,036, индекс декомпрессии k = 0,012.
Таблица 3 4 2
|
Параметры уплотнения коллектора |
|
|||
Лр, МПа |
Дeei |
|
Е |
Д Л е / , М М |
ДЛ, мм |
0 |
|
|
0,250 |
|
|
1 |
0,0011 |
0,0034 |
0,247 |
9,2 |
27,4 |
2 |
0,0022 |
0,0066 |
0,243 |
17,5 |
52,5 |
3 |
0,0031 |
0,0094 |
0,241 |
25,2 |
75,6 |
4 |
0,0040 |
0,0121 |
0,238 |
32,3 |
96,9 |
5 |
0,0049 |
0,0146 |
0,235 |
38,9 |
116,8 |
Рис. 3.4.9. Расчет одно мерного уплотнения кол лектора
о |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Падение давления, МПа
На рис. 3.4.9 видно, что как общая величина уплотнения, так и его упругая (обратимая) часть нелинейно зависят от падения пластового давления.
Как правило, общая эффективная толщина коллекторов включает в себя нефтенасыщенную и водонасыщенную части (рис. 3.4.10). При отборе нефти падение давления происходит как в нефтенасыщенных, так и в водонасыщенных слоях, что не обходимо учитывать при расчете общего уплотнения пласта. В первом приближении можно принять, что в нефтенасыщенной части падение давления равномерное, а в водонасыщенной уменьшается по линейному закону до нуля на границе пласта (см. рис. 3.4.10). В этом случае на участке АВ уплотнение будет выражаться формулой (3.4.3), а на участке ВС уплотнение ищет ся в виде
Рис. 3.4.10. Схема к расчету общего уплотнения коллектора
174
>н
Дс
где cl - эффективные вертикальные напряжения; Ар - падение давления (здесь принято, что параметр а = 1).
После интегрирования окончательное выражение для полной величины уплотнения примет следующий вид:
Дс |
hx |
ln g'v + А р + |
h(X |
Сту + Ар | п |
ст^ + А р ^ |
(3.4.5) |
|
1 + е |
CT'V |
1 + е |
Др |
Сту |
|||
|
|
Формулы (3.4.3) и (3.4.5) не содержат в явном виде модуля упругости и коэффициента Пуассона, так как они «скрыты» в параметрах X, k и k0. Взаимосвязь между этими деформационны ми характеристиками устанавливается следующим образом.
Коэффициент объемной сжимаемости при разгрузке или уп ругой повторной нагрузке определяется из выражения
СН,е1 |
k |
(3.4.6) |
(1 + е)р} |
где р = CTI + ст2 + ст3 - всестороннее давление в исходном напряженном состоянии. Так как модуль объемной упругости К = 1/сЯ, eh ТО
Е _ 3(1 + 2v) |
(3.47) |
cH,el |
|
Величина всестороннего давления р для полупространства ищется как
р= Ц 2 А о
и3
где k0 - коэффициент бокового давления. При разгрузке или уп ругой повторной нагрузке МССМ дает коэффициент бокового давления в соответствии с теорией упругости: k0= v/(l - v). При первичном уплотнении классическая теория МССМ дает сле дующий коэффициент бокового давления:
ко - 2Ло+3’ |
(3.4.8) |
3 - Ло |
|
где По = i(V9A2 +4М2 - ЗА)); А = \- k/X.
Исходя из этого, расчет уплотнения нормально уплотненного |
|
коллектора численными методами должен состоять из двух |
|
этапов: |
|
1. Расчет исходного напряженного состояния. Параметр рс, |
|
который задает начальные границы области упругих деформаций, |
|
определяется по значениям исходных вертикальных c V(о и гори |
|
зонтальных напряжений он,о = &o-<7v,o, где k0- |
коэффициент боко |
вого давления при первичном уплотнении (3.4.8). Модуль упру |
|
гости коллектора также находится с учетом уровня исходных |
|
напряжений по (3.4.7). В результате расчетов на первом этапе |
|
должно быть получено напряженное состояние, соответствующее |
|
теоретическому значению k0при первичном уплотнении. |
|
2. Расчет деформаций при падении пластового давления. На |
|
этом этапе моделируется рост эффективной нагрузки на матрицу |
|
коллектора. Разность смещений второго и первого этапов будет |
|
представлять собой расчетное значение уплотнения. |
|
На рис. 3.4.11 показаны результаты расчета одномерного уп |
|
лотнения методом конечных элементов для коллектора с харак |
|
теристиками, использованными в предыдущем примере. Пара |
|
метры шатровой модели приведены следующие. |
|
Комрессионный индекс X........................................................................ |
0,036 |
Индекс декомпрессии k ............................................................................ |
0,012 |
Коэффициент пористости в исходном состоянии е......................... |
0,25 |
Наклон М линии CSL................................................................................ |
1,2 |
Начальные вертикальные напряжения av, МПа.................................... |
10 |
Коэффициент бокового давления k0..................................................... |
0,59 |
Коэффициент Пуассона v........................................................................ |
0,3 |
Модуль упругости Е, МПа....................................................................... |
909 |
Параметр упрочнения %............................................................................ |
52 |
Падение пластового давления моделировалось по алгоритму пошагового нагружения (см. раздел 2.6), ступенями по 1 МПа. При больших величинах падения давления расчет МКЭ показы вает завышенную величину уплотнения. Это связано с тем, что упругие параметры принимались постоянными, в то время как они зависят от напряженного состояния. В то же время, если рост напряжений не превышает 25-30 % от исходного уровня, расчет МКЭ весьма близко соответствует теоретическому.
На рис. 3.4.11 также показаны расчеты по «многослойной» модели Зенкевича и Панде [58]. В работе [58] указывается, что если в ходе нагружения направление действия главных нормаль ных напряжений не изменяется, то «многослойная» модель дает результаты, аналогичные классической теории МССМ. Одномер ное уплотнение относится к данному случаю, поэтому при соот ветствующем выборе дополнительных параметров q{ и %орасчеты по «многослойной» и МССМ моделям близки друг к другу
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Падение давления, МПа
Рис. 3.4.11. Расчет одномерного уплотнения методом конечных элементов: I - теоретический расчет; II - МССМ-модель; III - многослойная модель
(см. рис. 3.4.11). Параметр qx зависит от напряженного состояния (2.5.14) и в данном случае qx = 0,9. Параметр хо зависит от чис ла, пространственной ориентации поверхностей контактов, а также от напряженного состояния. Свойства материала не влия ют на этот параметр. В данном случае численное интегрирование уравнения (2.6.8) выполнялось по 13 плоскостям контактов (см. табл. 2.6.1), параметр хо = 4. На практике значение параметра упрочнения Хо следует принимать по данным экспериментов, чтобы результаты численных расчетов соответствовали опытным данным.
3.5.ПРОГНОЗ СДВИЖЕНИЙ ГОРНЫХ МАССИВОВ
ИЗЕМНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
ИПОВОЛЖЬЯ
Внастоящее время Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является основным поставщиком углеводородного сырья России. Крайне сложные климатические условия, а также огром ные площади месторождений предопределили то обстоятельство, что освоение этого региона сопровождалось строительством крупнейших городов непосредственно на месторождениях. Ос воение таких гигантских месторождений как Самотлорское, Фе-
доровское, Усть-Балыкское, Мамонтовское предопределило стро ительство городов Нижневартовск, Сургут, Нефтеюганск, ПытьЯх, расположенных непосредственно на этих месторождениях. При этом на стадии проектирования и строительства населенных пунктов не были проведены расчеты, связанные с оценкой воз никающих в процессе разработки месторождений Западной Си бири деформаций земной поверхности и их влиянием на про мышленную и гражданскую застройку, не были организованы маркшейдерско-геодезические инструментальные наблюдения. И только в последние годы благодаря настойчивым усилиям Тю менского округа Ростехнадзора России были проведены соответ ствующие расчеты, заложены наблюдательные станции и начаты инструментальные наблюдения. В рамках данного раздела пред ставлены основные итоги расчетов параметров процесса сдвиже ния при разработке отдельных нефтяных месторождений Запад ной Сибири, на территории которых расположены крупные насе ленные пункты.
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция занимает пло щадь около 1,6 млн км2. В тектоническом отношении она пред ставляет собой эпигерцинскую плиту Центрально-Евроазиатской платформы, сложенную мощным чехлом мезозойско-кайнозой ских отложений, покрывающих фундамент. Всего выделяется девять продуктивных и пять перспективных нефтегазоносных комплексов.
Палеозойский продуктивный комплекс развит повсеместно в северной части провинции и представлен преимущественно кар бонатными породами. Продуктивность отложений комплекса до казана на юге в пределах Нюрольской впадины и Межевского свода (нефть), а на севере на Новопортовском месторождении (газ).
Триасовый перспективный комплекс преимущественно глини стого состава выделяется на севере провинции. На сегодняшний день комплекс изучен слабо, его промышленная нефтегазоносность пока не установлена.
Нижне-среднеюрский продуктивный комплекс в центральных и южных районах провинции представлен серией континенталь ных отложений с подчиненными прослоями пород морского ге незиса. Мощность его обычно колеблется от 300 до 500 м, дости гая в наиболее глубоких депрессиях 800 м. Продуктивные пласты обозначаются индексами — Ю2, Ю3 и т.д. В комплексе открыты залежи нефти и газа - Красноленинская, Восточно-Сургутская, Новопортовская, Останинская и др.
Васюганский нефтегазоносный комплекс (келловей-оксфорд) представлен преимущественно прибрежно-морскими песчано-
алевролитовыми отложениями. Комплекс преимущественно неф теносен, продуктивный пласт имеет индекс Многочисленные залежи в нем открыты в Среднеобской, Каймысовской, НадымПурской, Пур-Тазовской областях. Мощность комплекса 50300 м.
Баженовский нефтегазоносный комплекс (кимеридж-волж- ский) образован битуминозными карбонатно-органогенно глинис тыми листоватыми породами, развит на территории 1 млн км2 Продуктивность его доказана на Салымском и ряде других ме сторождений. Индекс продуктивного пласта - Ю0. Комплекс нефтеносен. Мощность его 30—60 м.
Ачимовский нефтегазоносный комплекс включает песчано алевритовые отложения морского генезиса, относимые к берриаснижневаланжинскому возрасту и образующие несколько субме ридиональных полосовидных зон. Мощность комплекса состав ляет от 10 до 400 м. Комплекс преимущественно нефтеносен, залежи открыты на Урьевской, Южно-Балыкской, Быстринской, Тевлинской и других площадях.
Неокомский нефтегазоносный комплекс заключен между апт ской региональной покрышкой (глины алымской и коспайской свит) и верхнеюрско-нижнемеловой покрышкой. Его нижняя часть образована морскими пластами, экранированными зональ ными покрышками. Верхняя часть комплекса образована при брежно-морскими и континентальными породами и не содержит выдержанных зональных покрышек. Пласты неокомского ком плекса индексируются БС, БВ, БУ, АВ, АС, БП, БТ и др. В нем открыты нефтяные залежи Самотлорского, Федоровского, УстьБалыкского, Мамонтовского, Муравленковского и других место рождений, нефте- и газоконденсатные залежи Уренгойского, За полярного, Ямбургского и других месторождений. Мощность комплекса от 100 до 1500 м. В северном направлении и вверх по разрезу в комплексе возрастает доля газа.
Аптский нефтегазоносный комплекс развит в западной части провинции и экранируется альбской покрышкой (глины хантымансийской свиты). Открыты залежи на Харасавейском, Бованенковском, Ем-Еговском и других месторождениях.
Сеноманский (сеноманский - в западных районах, сеноманаптский - в центральных, сеноман-готеривский - в северных и восточных) нефтегазоносный комплекс охватывает коллектор скую толщу отложений под региональной верхнемеловой палео геновой покрышкой, состоит из ряда пластов и образует единую мощную гидродинамически сообщающуюся систему. Комплекс преимущественно газоносен. Залежи обнаружены на Уренгой ском, Ямбургском, Медвежьем и ряде других месторождений.
Кампанско-датский, палеоценово-нижнеолигоценовый и сред- не-олигоценово-четвертичный комплексы выделяются в качестве перспективных нефтегазоносных.
Подавляющая часть продуктивных объектов связана с песча ными, песчано-алевритовыми пластами, несколько из них откры то в карбонатных коллекторах, приуроченных к верхней части отложений палеозоя, небольшая часть залежей приурочена к би туминозным глинистым породам баженовской свиты. В качестве примера рассмотрим Федоровское месторождение, которое при урочено к Федоровскому куполовидному поднятию второго по рядка. На месторождении выделяется собственно Федоровское поднятие, расположенное в западной части Федоровской струк туры, Моховое поднятие, расположенное к востоку от Федоров ской структуры, и расположенное еще восточнее ВосточноМоховое поднятие. По кровле пласта ВСЮ Федоровское купо ловидное поднятие бконтуривается изогипсой -2260 м. Геологи ческий разрез Федоровского месторождения характеризуется широким диапазоном нефтегазоностности - начиная с отложений юрского возраста и кончая нижне-меловыми осадками. Нефтя ные залежи выявлены в пластах ЮС2, БС16, ВСЮ, БС101, БС2, БС1; газонефтяные - в пластах АС4, АС5-8, АС61, АС7-8, АС9. Средняя глубина залегания терригенных коллекторов колеблется от 1844 до 2220 м. Коллектора обладают хорошими фильтраци онно-емкостными свойствами: пористость 24-28 %, проницае мость 0,219-0,363 мкм2. Пластовое давление от 17,5 до 22,6 МПа. Плотность нефти 0,857-0,900 т/м3, вязкость 1,40-9,45 мПа-с.
Характер и степень развития деформационных процессов при разработке нефтяных месторождений зависят от многих факто ров. Это, прежде всего, геологические и структурно-тектони ческие особенности массива, физико-механические свойства кол лекторов и вмещающих пород, глубина их залегания, эффектив ная мощность, параметры естественного напряженного состоя ния и т.д. Для достоверного прогноза параметров процесса сдви жения создается геолого-физическая модель месторождения, в которой должны быть отражены основные влияющие факторы.
Массивы осадочных горных пород состоят из множества раз личных по составу пластов и пачек пород, которые выявляются по данным сейсморазведки и бурения нефтяных скважин. Для достоверного моделирования деформационных процессов расчет ные схемы должны по возможности наиболее полно соответство вать реальному массиву. В то же время детальное воспроизведе ние всех типов пород приводит к значительному усложнению расчета и росту затрат машинного времени. Кроме того, услож нение расчетных схем в связи со значительной неопределенно
го
стью контактов пород и их физико-механических свойств не при носит заметного повышения точности. Поэтому при составлении расчетных схем целесообразно учитывать только основные, ук рупненные элементы геологического разреза, представляющие собой сходные по составу и строению породные образования.
Выбор размеров расчетных схем определяется геометрически ми параметрами продуктивных объектов. Как правило, месторо ждения Западной Сибири имеют значительные размеры в плане (десятки километров) при глубине от 1 до 3 км. Как показано в разделе 3.4, при таком соотношении R/H достаточно рассмотре ния двумерных конечно-элементных моделей. Также в этом слу чае уменьшается степень влияния упругих свойств вмещающих пород на оседания земной поверхности, поэтому основное вни мание уделяется обоснованию упругих и компрессионных свойств пород-коллекторов.
В качестве примера рассмотрим влияние физико механических свойств горного массива и коллектора на величи ны оседаний земной поверхности при отработке пласта ВСЮ Усть-Балыкского нефтяного месторождения. Расчетная схема показана на рис. 3.5.1. Размеры модели заданы таким образом, чтобы получить участок плоского дна мульды сдвижения, т.е. оценить максимальное оседание поверхности. В массиве выделе ны участки, представленные преимущественно глинистыми и песчанистыми породами, чередованием песков, глин, аргиллитов, алевролитов, песчаников, а также доюрский фундамент. Коллек тор БС10 залегает на глубине 2300 м, его средняя нефтенасы щенная толщина 6 м.
4000 м
m r z z -------------------------------------------- |
; |
( |
|
© |
м |
1 © |
2300 |
т л |
Пласт БС10 |
|
|
© |
|
® |
8000 м |
( |
Рис. 3.5.1. Расчетная схема прогноза сдвижений и деформаций горного масси ва при разработке пласта БС10 Усть-Балыкского месторождения. Ткпы пород: 1 - глины; 2 пески; 3 - чередование песков, глин, аргиллитов, алевролитов, пес чаников; 4 - доюрский фундамент