Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного с.-1

3.6. РАСЧЕТЫ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ГОРНОГО МАССИВА И ЗЕМНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ, ТЕРРИТОРИАЛЬНО СОВМЕЩЕННЫХ

С ВЕРХНЕКАМСКИМ МЕСТОРОЖДЕНИЕМ КАЛИЙНО-МАГНИЕВЫХ СОЛЕЙ (ВКМКС)

Верхнекамское месторождение калийных солей расположено в центральной части Соликамской впадины Предуральского крае­ вого прогиба на территории Пермской области. Оно представле­ но мощной соляной толщей с многопластовой залежью калийно­ магниевых солей в ее верхней части [8, 25]. Соляные отложения развиты на площади около 6,5 тыс. км2. Глубина разрабатывае­ мых пластовуизменяется от 280 до 340 м, угол падения залежи в среднем 3° [18].

Калийная залежь расположена внутри контура распростране­ ния соляной толщи и в меридиональном направлении прослежи­ вается на 135 км, при ширине до 40 км. Залежь разделяется на три участка: Северный - площадью около 1,0 тыс. км2, Цен­ тральный - порядка 1,2 тыс. км2 и Южный - 1,3 тыс. км2. Ме­ сторождение является комплексным и содержит каменную соль, КС1, MgCl2, Вг, Rb, Cs и природные рассолы.

Соляная толща мощностью до 500-600 м подразделяется на подстилающую каменную соль, сильвинитовую и карналлитовую зоны и покровную каменную соль (рис. 3.6.1).

Подстилающая каменная соль представляет собой мощную (по 400 м) однопородную пачку с пластами (в количестве от 1 до 5) глинисто-карбонатно-ангидритовых пород мощностью от 0,5 до 20 м в нижней части разреза.

Сильвинитовая зона состоит из четырех сильвинитоых пла­ стов (снизу вверх): Красный III (КрШ); Красный II (КрИ); Красный I (Кр1) и пласт А, перемежающихся пластами калийной соли. Средняя мощность сильвинитовых пластов колеблется от 1,5 до 6,1 м. Мощность калийной соли междупластий 1,45-2,0 м. Средняя мощность сильвинитовой зоны около 20 м.

Карналлитовая зона слагается пластами калийно-магниевых солей, чередующихся с пластами каменной соли. В зоне выделя­ ются девять основных пластов, которые индексируются буквами от Б до К (снизу вверх). Пласт Б залегает непосредственно на пласте А. Каждый из пластов на одних участках сложен карналлитовой породой, на других сильвинитовой, или обеими порода­ ми, т.е. «смешанными солями». Средние мощности пластов Б-Е

карналлитового состава 2,8-8,1 м, сильвинитового 1,4-3,1 м. Средние мощности пластов Ж -К 0,75-1,65 м при карналлитовом составе и 0,5-0,75 м при сильвинитовом. Междупластовая ка­ менная соль в нижней части зоны имеет среднюю мощность 1,6-1,45 м, в верхней - 2,25-6,1 м. Суммарная мощность карналлитовой зоны 8,5-116 м.

Покровная каменная соль венчает разрез соляной толщи и имеет среднюю мощность 18-20 м, но отсутствует на сводах не­ которых соляных поднятий.

Размеры шахтных полей на месторождении определяются техническими границами; формы шахтных полей близки к пря­ моугольным, а их размеры в длину и ширину находятся в преде­ лах 6,2-11,5 км. На месторождении разрабатываются сильвинитовые пласты Красный II, АБ и пласт Б, представленный кар­ наллитом и участками сильвинита. Основной системой разработ­ ки является камерная с поддержанием кровли на относительно «жестких» целиках, не допускающих резких сдвижений вышеле­ жащей толщи. Широко применяется закладка выработанного пространства. Основной геомеханический параметр, определяю­ щий безопасность разработки месторождения, - мощность водо­ защитной толщи (ВЗТ), которая изменяется от 10 до 100 м.

Число отрабатываемых пластов определяется условиями зале­ гания пород в пределах шахтного поля, необходимостью охраны поверхностных зданий и сооружений от влияния горных работ и мощностью водозащитной толщи.

На месторождении принята панельная подготовка шахтных полей. Ширина панели 400 м.

Высота камер по пластам АБ и Красный II на Первом Берез­ никовском и Соликамском рудниках равна мощности пластов. На остальных рудниках высота камер по пласту АБ в значитель­ ной степени зависит от «жестких» размеров исполнительных ор­ ганов комбайнов и составляет 2,6-3,2 м. Высота камер по пласту В карналлитового состава устанавливается в зависимости от мощности водозащитной толщи, но не более 10 м.

Отработка запасов сильвинита, например, на БКРУ-1 по пла­ сту Красный II осуществляется в основном комбинированным способом (с одной выработкой, проходимой комбайном по оси камеры) с веерным расположением взрывных скважин. На уча­ стках со слабой устойчивостью кровли применяется машинная выемка с оставлением в камерном блоке 1-2 технологических целиков шириной 0,75-1,5 м. Запасы карналлитового пласта В отрабатываются буровзрывным способом. Выемка запасов силь­ винита на БКРУ-2 осуществляется проведением в камерном бло­ ке шириной 27 м трех камер с оставлением относительно «жест­

ких» целиков. Запасы сильвинитовых пластов АБ и В на Соли­ камских рудниках отрабатываются в основном буровзрывным, а пласта Красный II - буровзрывным, машинным и комбиниро­ ванным способом выемки.

К настоящему времени в пределах площади залегания калий­ ных солей ВКМКС на участках, где руды калийной залежи отне­ сены к некондиционным по тем или иным показателям, или от­ сутствуют во вскрываемом разрезе, пробурено свыше 900 нефтя­ ные скважины, около 700 из которых находятся в эксплуатации. На территории некондиционных запасов ВКМКС в настоящее время разрабатываются Логовское, Чашкинское, Уньвинское, Юрчукское, Сибирское, Шершневское нефтяные месторождения.

Накопленный за почти 30-летний период опыт проектирова­ ния, строительства и эксплуатации скважин при разработке от­ крытых с 1976 г. семи нефтяных месторождений позволил отра­ ботать технологию строительства и контроля во времени состоя­ ния нефтяных скважин, а также получить достаточно большой объем фактического материала.

За рассматриваемый период времени для участков ВКМКС, где калийные соли отнесены к запасам непромышленных катего­ рий или отсутствуют, выполнены геомеханические и геодинамические исследования, связанные с оценкой влияния добычи неф­ ти на состояние горного массива и земной поверхности, на безо­ пасность эксплуатации калийного месторождения, гражданских и промышленных объектов. Эти работы включали инструменталь­ ные наблюдения за развитием процессов сдвижения земной по­ верхности при разработке Чашкинского, Уньвинского, Юрчукского, Логовского, Сибирского, Шершневского и им. Архангель­ ского нефтяных месторождений, теоретический анализ напря­ женно-деформированного состояния горного массива, оценочные расчеты напряженно-деформированного состояния крепи нефтя­ ной скважины на территории ВКМКС и размеров оставляемых вокруг них охранных целиков.

За прошедшие годы в Пермском крае произошли существен­ ные изменения территориального распределения запасов и ре­ сурсов углеводородов [18]. За это время на территории платфор­ менной части Пермского края открыты и разведаны все крупные и средние месторождения нефти и газа, тогда как в пределах Предуральского прогиба возможность открытия таких месторо­ ждений реально существует, особенно на территории ВКМКС. Если на наиболее перспективных территориях платформы (Баш­ кирский свод, Бымско-Кунгурская и Верхнекамская впадины) суммарные ресурсы Сз составляют около 20 млн т (около 50 перспективных структур), то на территории ВКМКС суммарные

ресурсы составляют более 36 млн т (10 перспективных струк­ тур). На рис. 3.6.2 показаны основные нефтеносные структуры, расположенные на территории ВКМКС. Итоги анализа состоя­ ния и перспектив развития сырьевой базы нефтегазовой отрасли Пермского края в пределах территории ВКМКС свидетельствуют в пользу принятия решения о необходимости в ближайшее время приступить к более масштабному комплексному освоению недр Соликамской депрессии вовлечением в разработку месторожде­ ний углеводородов в подсолевых отложениях, в том числе на участках с запасами калийных солей промышленных категорий. Геомеханический анализ возможности разработки запасов нефти под промышленными запасами калийно-магниевых солей пред­ полагает решение следующих вопросов.

Проведение и анализ инструментальных наблюдений за раз­ витием процессов движения земной поверхности при разработке месторождений нефти, расположенных на территории неконди­ ционных запасов руды.

Теоретический анализ напряженно-деформированного состоя­ ния горного массива и земной поверхности при отработке место­ рождений нефти, анализ возможности активизации структурно­ тектонических особенностей региона ВКМКС.

Оценка возможности возникновения техногенных сейсмиче­ ских явлений при разработке месторождений в регионе ВКМКС.

Расчеты напряженно-деформированного состояния конструк­ ции нефтяной скважины на территории ВКМКС и размеров предохранительных целиков под них.

В рамках данной главы основное внимание будет уделено теоретическому анализу НДС горного массива и земной поверх­ ности при отработке месторождений нефти и анализу возможно­ сти активизации структурно-тектонических особенностей региона

Рис. 3.6.2. Расположение нефтеносных структур на территории ВКМС:

I - контур калийной залежи; II - разведанные площади ВКМКС; III - контур запасов солей категории Сг; IV - месторождения нефти, структуры; 1 - ЗападноОзерная структура; 2 - Озерное месторождение; 3 - Тарховское месторождение; 4 - Боровицкое месторождение; 5 - Верх-Боровское месторождение; 6 - Голухинская структура; 7 - Аристовская структура; 8 - Осокинское месторождение; 9 - Логовское месторождение; 10 - Новологовская структура; 11 - Клестовская структура; 12 - Ростовицкая структура; 13 - Жилинское месторождение; 14 - Пашковская структура; 15 - Восточно-Пашковская структура; 16 - Северо-Чаш- кинская структура; 17 - Южно-Жилинская структура; 18 - Юрчукское месторо­ ждение; 19 - Чашкинское месторождение; 20 - Вельское месторождение; 21 - Восточно-Бельская структура; 22 - Южно-Юрчукская структура; 23 - Легчимская структура; 24 - Стрелецкая структура; 25 - Зыряновская структура; 26 - Березниковская структура; 27 - Сиоирское месторождение; 28 - Шершневское месторождение; 29 - месторождение им. Архангельского; 30 - Уньвинское место­

рождение

ВКМКС. Расчеты напряженно-деформированного состояния конструкции нефтяной скважины на территории ВКМКС и раз­ меров предохранительных целиков под них, границ охранных зон рассмотрены в главе 5.

3.6.1.ПРОГНОЗ СДВИЖЕНИЙ ГОРНЫХ МАССИВОВ

ИЗЕМНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

НЕФТИ СОЛИКАМСКОЙ ВПАДИНЫ

Пермско-Башкирская нефтеносная область Волго-Уральской нефтегазоносной провинции расположена в пределах Камского и Пермско-Башкирского сводов. Промышленные залежи нефти и газа приурочены к девонским, каменноугольным и пермским от­ ложениям. В них выделяется до восьми основных продуктивных комплексов: терригенный среднего и верхнего девона, карбонат­ ный верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона, терригенный нижнего карбона, карбонатный и терригенно-карбо- натный нижнего и среднего карбона, карбонатный верхнего карбона и нижней перми, карбонатно-терригенный верхней перми.

Геологическое строение можно рассмотреть на примере одно­ го из наиболее крупных месторождений - Сибирского. Оно рас­ положено в южной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба. Ловушкой залежей нефти в отложениях верхнего девона, нижнего и среднего карбона послужила струк­ тура облекания верхнедевонского рифового массива, развитого вблизи восточного края Мысьинско-Уньвинского рифогенного выступа. На месторождении выделено три залежи в башкирском, бобриковском и фаменском горизонтах. Коллекторы нижней час­ ти Башкирского яруса представлены известняками биоморфными, сгустковыми и известняковыми раковинными песчаниками. Экранирующими породами служат глинистые и уплотненные известняки и доломиты нижней части Верейского горизонта и заглинизированная толща известняков верхней части башкирско­ го яруса.

Коллекторы пласта Бобриковский состоят из песчаников мел­ козернистых и среднезернистых с цементом уплотнения либо глинистых, реже карбонатных. Покрышкой является терригенная толща тульских отложений.

Перемычкой между бобриковской и фаменской залежами яв­ ляется 5^12-метровая толща, включающая в себя Малиновские глины, уплотненные известняки турнейского яруса и верхнюю часть рифа. Коллекторы представлены известняками сгустковы­ ми и комковатыми, иногда кавернозно-пористыми.

Рис. 3.6.3. Примеры компрессионных кривых коллекторов Шершневского ме­ сторождения: Номер образца:

/ - 115828; I I - 114539; III - 114550; IV - 114561

Залежь пласта башкирского горизонта сводовая, размеры ее 4,5x8,3 км, этаж нефтеносности составляет 68 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 4,8 до 16,2 м. ВНК принят на абсолютной отметке -1800 м. Пористость 19,7 %, проницаемость 0,006 мкм2. Залежь пласта бобриковского горизонта сводовая, этаж нефтеносности 43 м. Пласт неодноро­ ден, невыдержан по толщине и площади. Общая толщина пласта колеблется от 5 до 26 м. Пористость составляет 19,4 %, прони­ цаемость 0,08 мкм2 Залежь фаменского горизонта массивная. Проницаемость 0,076 мкм2 Начальное пластовое давление ко­ леблется от 21,4 до 25 МПа, пластовая температура 29-32 °С. Вязкость нефти 1,16-2,17 мПа-с. Дебит до 35 т/сут.

Предварительная оценка деформаций горного массива может быть проведена по величине одномерного уплотнения коллекто­ ра, найденной по формуле (3.4.5). Величину компрессионного индекса X можно определить из опытов по изучению объемной Деформируемости карбонатных и терригенных коллекторов Чашкинского и Юрчукского месторождений, выполненных в ООО

«ПермНИПИнефть». Также в институте «ПермНИПИНефть» получены компрессионные кривые коллекторов Шершневского месторождения, примеры которых показаны на рис. 3.6.3.

Рис. 3.6.4. Расчетная схема Уньвинского месторождения нефти

(А = 30 м, h\ = 60 м, X = 0,0055, ст'у = 25 МПа, п = 15 %), то ве­ личина одномерного уплотнения при падении пластового давле­ ния на 10 МПа составит 97 мм. Это говорит о том, что даже при значительном (для данных условий) падении давления деформа­ ции горного массива будут весьма невелики.

Подробный прогноз оседаний земной поверхности выполнял­ ся методом конечных элементов. Главным требованием к прогно­ зу является соответствие экспериментальным данным, т.е. ре­ зультатам инструментальных наблюдений за оседаниями земной поверхности, полученным на имеющихся наблюдательных стан­ циях. Основную роль при этом играет обоснование физико­ механических свойств горных пород [16, 17]. Покажем это на примере Уньвинского месторождения [16, 17].

Как показано на расчетной схеме данного месторождения (рис. 3.6.4), порядка 70 % геологического разреза занимают кар­ бонатные породы, представленные весьма крепкими известняка­ ми и доломитами. Физико-механические свойства этих пород

S' s

,, о,

1'

Рис. 3.6.5. Расчетные вектора сдвижений при отработке Уньвинского месторо­ ждения нефти

оказывают основное влияние на распределение сдвижений и де­ формаций в горном массиве. Поэтому на первом этапе исследо­ валось влияние упругих свойств карбонатных пород на основные параметры процесса сдвижения - максимальные оседания и гра­ ничные углы сдвижения. Свойства остальных элементов геологи­ ческого разреза определялись из предположения, что отношение упругих параметров пород пропорционально отношению квадра­ тов скоростей сейсмических волн (А.А. Барях, 1996). При этом в качестве «базового» слоя выступают именно карбонатные поро­ ды. Полученное в результате расчетов поле векторов сдвижений горного массива показано на рис. 3.6.5.

При расчете оседаний земной поверхности для различных па­ раметров «базового» слоя карбонатных пород были получены результаты, представленные на рис. 3.6.6, 3.6.7. Из графиков (см. рис. 3.6.6) видно, что соответствующие инструментальным на­ блюдениям максимальные оседания земной поверхности 3040 мм достигаются при модуле упругости карбонатных пород 6000-8000 МПа. На графиках (см. рис. 3.6.7) видно, что угол сдвижения весьма сильно зависит от модуля упругости карбо­ натных пород и коллектора. Также четко видно, что кривые на