Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного с.-1

нефте- и газодобыче. Вместе с тем авторы надеются, что пред­ ставляемая вниманию широкой научной и производственной общественности книга послужит не только развитию и углубле­ нию этой чрезвычайно интересной области знаний, но и поможет в решении многих практических и научных задач.

При написании книги многие сотрудники Пермского государ­ ственного технического университета, ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»,

ООО «Астраханьгазпром», ООО «Уренгойгазпром» и целого ря­ да других организаций оказывали посильную помощь. Всем им авторы выражают искреннюю благодарность и признательность.

Отметим также, что в написании главы 4 данной книги ак­ тивное участие принимал С.В. Гладышев, а в написании главы 6 участвовали С.Н. Попов, С.В. Гладышев, О.Ю. Кашников. Напи­ сание разделов 3.8 и 3.9 было бы невозможным без участия В.Г. Букина и С.В. Гришко.

ГЛАВА 1

ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ

СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ

1.1. ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УГЛЕВОДОРОДОВ

1.1.1. ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ

Скопления нефти и газа приурочены к осадочным горным по­ родам, обладающим способностью собирать и вмещать нефть, газ и воду. Горные породы, не только заключающие в себе флюиды, но и способные отдавать их, получили название коллекторов. В рамках данной работы остановимся только на самых общих представлениях о литологии продуктивных объектов месторож­ дений углеводородов, которые могут иметь отношение к меха­ нике горных пород. Более подробные сведения о данной науке можно найти в многочисленных монографиях как отечественных, так и зарубежных ученых-специалистов в данной области.

Основные физические параметры, характеризующие коллек­ торские свойства горных пород - пористость и проницаемость, определяющие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

Пористость горной породы - это свойство породы, заклю­ чающееся в наличии в ней всякого рода пустот: пор, каверн, микро- и макротрещин.

Порами принято называть пустоты в обломочных породах между зернами. Кавернами называют пустоты, возникающие в результате растворения цемента, выщелачивания каких-либо минералов. Размеры каверн составляют более 2 мм. Каверны характерны для карбонатных пород. Трещины - это разрыв сплошности пород. Выделяются две крупные группы трещин: литогенетические и тектонические. Среди литогенетических раз­ личаются трещины диагенетические, возникшие при уплотнении

Другим, исключительно важным физическим параметром, ха­ рактеризующим коллекторские свойства горных пород, является проницаемость - способность горных пород пропускать через себя жидкость или газы при наличии перепада давления.

Очень часто породы, обладая довольно большой пористостью (например, глины, пористость которых достигает до 40 %), прак­ тически не проницаемы, вследствие чего они не могут отдавать содержащиеся в их порах нефть и газ. Поэтому для оценки прак­ тической значимости коллекторов необходимо иметь сведения и о пористости, и о проницаемости.

Различают абсолютную, эффективную (фазовую) и отно­ сительную проницаемость.

1.Абсолютная проницаемость - это проницаемость, измерен­ ная при прохождении через породу какого-либо флюида в усло­ виях полного насыщения пор породы этим флюидом.

2.Эффективная проницаемость - это проницаемость, опреде­ ленная по какому-либо флюиду в присутствии в породе другого флюида.

3.Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной.

Проницаемость пород-коллекторов зависит от плотности ук­ ладки и взаимного расположения зерен, степени отсортированности, цементации и трещиноватости, взаимосообщаемости пор, каверн и трещин.

Ббльшая часть пород-коллекторов имеет осадочное происхож­ дение. Хорошими коллекторами нефти и газа являются как терригенные, так и карбонатные породы.

Основная масса терригенных коллекторов (пески, песчаники, алевролиты) характеризуется поровым пространством - это меж­ зерновые или гранулярные коллекторы. Однако среди терриген­ ных пород встречаются и коллекторы со смешанным характером пустотного пространства. Встречаются трещинно-поровые и даже каверно-норовые разности.

Карбонатные породы (известняки, доломиты, мел) как коллекторы нефти и газа уверенно конкурируют с терригенными породами. По различным данным, от 50 до 60 % современных мировых запасов углеводородов приурочено к карбонатным об­ разованиям. Среди них выделяются наилучшие по качеству коллекторы - карбонатные породы рифовых сооружений.

Карбонатные коллекторы характеризуются специфическими особенностями: значительной изменчивостью свойств, крайней невыдержанностью, что затрудняет их сопоставление. В процессе изучения коллекторских свойств карбонатных толщ необходимо учитывать генезис отложений, гидродинамику среды для форми­

рования структуры пустотного пространства. Отмечено, что кар­ бонатные породы в большей мере, чем другие подвержены вто­ ричным преобразованиям (выщелачивание, кристаллизация и др.), которые полностью меняют их физические свойства и состав. Созданию вторичных пустот способствуют процессы растворения (выщелачивания), перекристаллизации, в основном доломитиза­ ции или стилолитизации. Те или иные процессы сказываются по-разному в зависимости от генетического типа породы [1].

С увеличением глубины залегания пород-коллекторов под влиянием геостатического давления растет их плотность, а сле­ довательно, уменьшается пористость и ухудшаются фильтраци­ онно-емкостные свойства. Для большей части нефтегазоносных провинций установлены эмпирические зависимости падения по­ ристости с глубиной. Однако в отдельных интервалах глубин коллекторские свойства сохраняются, а иногда даже улучшаются.

У карбонатных пород под влиянием тектонических напряже­ ний, а также в связи с процессами катагенетического изменения с глубиной наблюдается улучшение коллекторских свойств вследствие образования вторичной пористости (благодаря рас­ творению карбонатного цемента, растрескиванию т.д.). В ряде районов отмечается увеличение трещиноватости карбонатных отложений на локальных структурах, расположенных вдоль раз­ рывных нарушений (приразломных или надразломных структу­ рах). Кроме того, улучшению коллекторских свойств пород на больших глубинах могут способствовать гидроразрыв, обуслов­ ливающий раскрытие трещин.

В терригенных породах вторичная пористость на больших глубинах и при высоких температурах возникает в результате выщелачивания и растворения карбонатного или карбонатно­ глинистого цемента при воздействии горячих вод, насыщенных углекислым газом [2]. Обычно уменьшение емкости породколлекторов на больших глубинах компенсируется появлением трещиноватости и вторичных пор-каверн.

1.1.2.НЕТРАДИЦИОННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

Кнетрадиционным коллекторам относятся толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, ме­ таморфическими породами и др.

Вглинистых породах природные резервуары (участки с по­ вышенной пористостью и проницаемостью) возникают в процес­ се катагенеза. Возникновение пустот связано с генерацией угле­ водородов и перестройкой структурно-текстурных особенностей породы.

В кремнистых толщах на первых этапах осадкообразования формируется узорчатая органогенная структура из раковин кремнестроящих организмов. В дальнейшем преобразование ор­ ганогенной структуры связано с изменением аморфных форм кремнезема (опал) в кристаллические формы. В результате этого формируется межглобулярный тип коллектора. При повышенном содержании сапропелевого органического вещества и повышен­ ной каталитической роли активного кремнезема начинаются процессы генерации углеводородов. Нефти в биогенно-кремнис­ тых толщах считаются нефтями раннего созревания. При даль­ нейшем усилении катагенеза происходят обезвоживание, пере­ ход кремнезема в другие минеральные формы - халцедон, а за­ тем кварц. В породах развивается трещиноватость, она способст­ вует образованию резервуара пластового и массивного типов с коллектором трещинного типа.

Углеводороды в породах магматического и метаморфического происхождения обнаружены во вторично измененных пористых лавах и туфах. Нефть и газ в этих породах связаны с пустотами, которые образовались при выходе газа из лавового материала или с вторичным выщелачиванием. Нефтеносность в этих поро­ дах всегда вторична.

Возникновение коллекторских свойств в гранито-гнейсовых породах связано с метасоматозом и выщелачиванием в результа­ те гидротермальной деятельности, с явлениями контракции (усадкой) при остывании, с дроблениями по зонам тектониче­ ских нарушений. В результате действия растворов, выщелачива­ ния полевых шпатов в породах образуются крупные каверны [1].

Под воздействием перечисленных процессов возникли субго­ ризонтальная и субвертикальная зональности в распределении проницаемых участков и образовались три типа пустотности: трещинная, трещинно-каверновая и поровая. Основное пустотное пространство связано с трещиноватостью и милонитизацией, в результате чего породы обычно раздроблены в щебенку.

1.1.3. ПОРОДЫ ПОКРЫШКИ (ФЛЮИДОУПОРЫ)

Условия образования скоплений нефти и газа сформирова­ лись таким образом, что наряду с породами-коллекторами важ­ ную роль в образовании и сохранении природных резервуаров и ловушек играют газонефтенепроницаемые породы-покрышки, представленные глинами, аргиллитами, эвапоритами (солями, гипсами и ангидритами). Покрышками могут быть также глини­ стые алевролиты, глинистые известняки, плотные известняки

и др. Лучшими покрышками считаются соленосные толщи, так как они приобретают повышенную пластичность.

Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощно­ сти и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вто­ ричных изменений, трещиноватости. Большое значение для эк­ ранирующих свойств глин имеют находящиеся в них вода и ор­ ганическое вещество. Среди глинистых покрышек относительно хорошими флюидоупорами являются монтмориллонитовые раз­ ности, которые при наличии влаги разбухают и совершенно те­ ряют фильтрационные свойства. На экранирующую способность покрышек влияют распространенность (протяженность), мощ­ ность, состав, однородность, тектоническая нарушенность, глуби­ на залегания и т.п. При различном составе и степени измененности глин повышенная мощность покрышки благоприятна для сохранения залежи, так как даже в толще сильно уплотненных глин обеспечивает большую вероятность существования слоев, не нарушенных сквозными трещинами.

Эффективность глинистой покрышки различна в отношении нефти и газа. Покрышка, способная удерживать нефть, может оказаться неэффективной в отношении газа. Сечение поровых каналов в глине, недоступных для нефтяных углеводородов, мо­ жет быть достаточным для диффузии молекул метана, особенно если она происходит в течение длительного геологического вре­ мени. Поэтому залежи газа под глинами распространены больше всего в молодых мезокайнозойских отложениях, тогда как в древ­ них палеозойских толщах под глинистыми покрышками содер­ жится лишь незначительная доля общих запасов газа палеозоя.

На основе анализа строения и распространения слабопрони­ цаемых пород Э.А. Бакиров предложил классификацию флюидоупоров с учетом масштаба их распространения и положения в разрезе. Э.А. Бакиров выделил региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки [2]. Региональные - это не­ проницаемые толщи пород, распространенные на всей террито­ рии нефтегазоносной провинции (Западно-Сибирская нефтега­ зоносная провинция). Субрегиональные - это непроницаемые толщи пород, к которым приурочены нефтегазоносные области (туронские глины в Западно-Сибирской провинции). Зональ­ ные - это непроницаемые толщи пород, распространение кото­ рых ограничивается зоной нефтегазонакопления (кунгурские отложения в Прикаспийской впадине). Локальные - это не­ проницаемые толщи пород, которые контролируют локальную структуру.

По литологическому составу породы-покрышки делятся на однородные (состоящие из пород одного литологического

состава) и неоднородные (состоящие из пород различного литологического состава).

Характер изменения структуры порового пространства и про­ ницаемости, а следовательно, экранирующая способность флюидоупоров в значительной мере обусловлены изменением плотно­ сти пород, которая прежде всего зависит от минерального соста­ ва и глубины залегания.

1.2. ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ И МЕТОДЫ ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Механические свойства пород-коллекторов месторождений нефти и газа определяются множеством параметров как геологи­ ческого, так и технологического характера; их исследование представляет серьезную экспериментальную проблему, решение которой в настоящее время затруднено в связи с сложностью подготовки коллекции, характеризующей свойства пластов во всем их многообразии, а также сложностью и продолжительно­ стью проведения измерений с требуемой точностью. Неоднород­ ность горных пород и их анизотропия значительно осложняют построение удовлетворительных математических моделей, спо­ собных описать их механические свойства и обобщить имеющий­ ся экспериментальный материал. Множество факторов, влияю­ щих на упругие параметры горных пород, резко осложняют экс­ периментальное исследование их механических свойств при условиях их естественного залегания, что выражается в значи­ тельном разбросе полученных данных и редкой повторяемости результатов определений. Установлено, что на результаты опре­ делений механических свойств значительное влияние оказывают условия отбора и подготовки образцов.

Породы, слагающие продуктивные объекты, представляют со­ бой многокомпонентные гетерогенные системы, включающие в себя твердую, жидкую и газообразную фазы. Физические свойст­ ва пород-коллекторов исключительно разнообразны. Их разде­ ляют на следующие классы: плотностные, механические, тепло­ вые, электромагнитные и радиационные [11, 13, 15]. Для механи­ ки горных пород в первую очередь представляют интерес плот­ ностные и механические свойства.

Плотностные свойства горных пород проявляются в резуль­ тате действия гравитационного поля Земли. К ним относят плот­ ность горной породы, удельную массу, объемный и удельный вес, а также пористость [И].

Под удельной массой ро понимается отношение массы твердой фазы горной породы щ к объему твердой фазы VT:

Ро = n h /V j.

Плотность р определяется как отношение общей массы твер­ дой, жидкой и газообразной фаз породы т к объему V, занимае­ мому этими фазами:

р = m/V.

Удельный вес у0 - это вес единицы объема твердой фазы по­ роды, а объемный вес у - это вес основных агрегатных фаз поро­ ды (твердой, жидкой и газообразной), занимающих единичный объем. Их можно выразить через удельную массу и плотность:

Уо = Pag; У = Р&

где g - ускорение свободного падения.

Под пористостью породы п понимается отношение объема пор v к полному объему породы V

п = v/V.

Пористость обусловливает присутствие в горных породах жидкой и газообразной фаз.

Коэффициентом пористости е называют отношение объема пор к объему твердой фазы породы. Его можно выразить через пористость:

е = п/{ 1 - п).

Суммарный относительный объем открытых (сообщающихся) пор формирует открытую пористость породы щ. Объем пор, участвующих в процессах фильтрации жидкостей и газов, опре­ деляет эффективную пористость пэ.

Для экспериментального определения объемного веса у необ­ ходимо знать вес и объем образца. Вес устанавливается взвеши­ ванием на лабораторных весах, а объем - путем измерения линейных размеров или методом вытеснения жидкости. Для ла­ бораторного определения плотности р (и объемного веса) можно также использовать гамма-метод. Он основан на измерении активности гамма-излучения при его прохождении через обра­ зец [9].

Определение удельной массы р0 (а также удельного веса у0) можно выполнять различными методами, среди которых наибо­ лее простым и универсальным является пикнометрический. Пик­ нометрами называют мерные колбы объемом 25-30 см3 Образцы

горной породы измельчаются до крупности 0,3-0,5 мм, чтобы вскрыть все изолированные поры. Если вес пикнометра состав­ ляет Gu вес пикнометра с сухой породой - G2, вес пикнометра с дистиллированной водой и породой - G3, вес пикнометра с дис­ тиллированной водой при температуре 20 °С - G4, то удельную массу можно найти по формуле

Ро = (С2 - Gi) ро(20)/(С 4 - Gi + G2 - Ga),

где р£20) - плотность воды при температуре 20 °С.

Если компоненты горной породы плохо смачиваются водой или вступают с ней в химические реакции, то вместо воды ис­ пользуются другие жидкости: спирт, керосин и др.

По найденным значениям удельного и объемного весов можно вычислить абсолютную пористость:

п = (Уо ~ у)/Уо-

Открытую пористость породы можно определить методом на­ сыщения жидкостью или газом [7]. При насыщении образца ке­ росином открытая пористость находится как

n - ( G i - G )/(G i - G 2)i

где G, Gi, G2 —вес сухого и насыщенного керосином образца в воздухе и образца, насыщенного керосином в керосине. Этот ме­ тод используется при пористости породы от 10 до 30 %.

Механические свойства горных пород характеризуют их по­ ведение под нагрузкой. Их подразделяют на ряд групп: прочно­ стные, характеризующие предельное сопротивление пород раз­ рушению; деформационные, характеризующие упругую и пласти­ ческую деформируемость под нагрузкой; акустические, характе­ ризующие способность породы передавать упругие колебания; реологические, характеризующие деформирование пород во вре­ мени; горнотехнологические, характеризующие реакцию пород на воздействие определенных инструментов или технологических процессов. Изучение механических свойств горных пород и, осо­ бенно, поведение их под нагрузкой представляет одну из самых главных задач механики горных пород как при освоении подзем­ ного пространства, так и при разработке месторождений полез­ ных ископаемых [3, 4, 13, 14, 15, 16, 17].

Наиболее распространенной характеристикой прочности гор­ ных пород является прочность на одноосное сжатие стсжХарак­ терной особенностью горных пород является то, что прочность на одноосное растяжение ар гораздо ниже прочности на сжатие.