6.7. Вплив термодинамічних умов

НА ЗМІНУ КОЛЕКТОРНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ПОРІД

Дослідження у цій галузі показали, що пластові тиски і тем­ператури впливають на зміну фізичних властивостей порід, причому вплив тим більший, чим вища відносна глинистість колектору. При цьому більшу роль відіграє мінеральний склад глинистих мінералів. Це слід враховувати при винесенні керна порід із свердловини на поверхню, тому що із зняттям термобаричного впливу колекторні властивості порід змінюються, особливо за наявності глинистих, теригенних, а також тріщинувато-кавернозних кар­бонатних колекторів.

Наприклад, за даними В.М. Добриніна, у разі відбору керна з глибини близько 6000 м коефіцієнт пористості слабоглинизованих колекторів, може збільшитися через зняття термодинамічних умов на 2—7 % (рис. 6.5). У глинистих колекторах ця зміна може коливатися в межах 5—12 %, а в піщано-глинистих породах, які мають вищу глинистість, — від 10 до 22 %.

У середньому збільшення пористості у разі винесення породи з вели­кої глибини на поверхню може досягати майже ЗО % своєї істинної вели­чини для теригенних колекторів з гранулярною пористістю.

Зміни пористості для тріщинувато-кавернозних колекторів є менш ясни­ми. Згідно з теоретичними дослідженнями В.М. Добриніна, для такого типу колекторів пористість на глибині зменшується, за умови напруження в них близько 40 МПа, від 33 % для тріщинуватого колектору до 4 % для тріщину­вато-кавернозної породи. Ці дані мають велике значення, і їх потрібно врахо­вувати для оцінки пористості породи на глибині (у природному заляганні) порівняно з визначеннями цієї пористості на поверхні за атмосферних умов.

Дослідження засвідчують також значну зміну коефіцієнта проникності гірських порід у разі всебічного їх стиску. В результаті цього під час вине­сення керна із свердловини на поверхню внаслідок зміни тиску і темпера­тури збільшується проникність порід. Більш того, коефіцієнт проникності породи, отриманий на основі вивчення керна за атмосферних умов, може значно відрізнятися від коефіцієнта проникності породи в природних умо­вах. Наприклад, для суто піщаних колекторів, що залягають приблизно на глибині 6000 м, проникність під час винесення керна може збільшуватись від 10 до 28 %, залежно від ступеня цементування породи (рис. 6.6).

Для слабоглинистих колекторів збільшення проникності може колива­тися від 24 до 34 %, для кернів сильноглинистих порід — від 42 до 48; тоб­то відносна похибка за зазначеної вище глибини може досягати 50 %.

Ще суттєвіше змінюється проникність під час винесення кернів із свердловини на поверхню для тріщинувато-кавернозних колекторів, що підтверджується експериментальними дослідами.

На відміну від пористості, коефіцієнт проникності однорідних грану­лярних колекторів дуже суттєво зменшується зі зростанням ефективного напруження навіть у разі пружного деформування породи.

Зменшення коефіцієнта проникності тим більше, чим вище коефіцієнт стиску пор гірської породи. Внаслідок цього найбільша зміна проникності із зміною тиску спостерігатиметься у сильноглинистих, а також у слабопроник-них різновидів пісковиків, оскільки в піщано-глинистих колекторах коефі­цієнт стиску пор зростає зі збільшенням відносної глинистості породи.

Водночас для піщано-глинистих колекторів, по-різному відсортованих і з різним складом цементу, ця залежність не буде однозначною.

Цікаво також відзначити зміну коефіцієнта пористості і проникності ко­лекторів у процесі розробки нафтових і газових родовищ. Зменшення ко­ефіцієнта пористості під час розробки родовища дуже мале (менше 2 % для гранулярних колекторів і до 5,5 % для тріщинуватих колекторів) у разі падіння пластового тиску на величину 10 МПа. Зменшення коефіцієнта проникності в процесі розробки з падінням пластового тиску на 10 МПа для гранулярного колектору досягає 2—6 %, для тріщинно-кавернозного — може досягати 15 % (за глибини залягання пласта близько 3000 м).

Зазначені вище зворотні (пружні) зміни фізичних властивостей колек­торів у результаті відносно короткочасних деформацій, які спостерігаються у разі винесення керна із свердловини на поверхню або в процесі розробки нафтових і газових родовищ, не приводять до значних епігенетичних перетво­рень порового простору. Це дає змогу експериментально перевірити і уточни­ти теоретичні уявлення про деформацію порід. Значно важчим питанням є проблема вивчення зміни фізичних властивостей колекторів у результаті їх ущільнення протягом геологічного часу в процесі формування осадових товщ.

Цілком очевидно, що в процесі природного ущільнення, крім збіль­шення ваги вищезалягаючих порід, величезну роль відіграють інтенсивність епігенетичних процесів у породі, продовження процесу ущільнення і конк­ретні тектонічні умови, в яких знаходиться гірська порода. Для вивчення природного ущільнення осадових порід досліджують керн, піднятий з різних глибин. За зміною фізичних властивостей порід певного літоло­гічного складу з глибиною будують емпіричні залежності, які є стати­стичними і нерідко характеризуються низькими коефіцієнтами кореляції (рис. 6.7). Кожна така емпірична залежність характеризує лише точно ви-

значені геологічні умови певного району і не може бути використана для інших геологічних провінцій.

Разом з тим важливим питан­ням є встановлення більш загальних закономірностей і розробка кількіс­них критеріїв виміру різних фізичних властивостей колекторів нафти і газу

Рис. 6.7. Незворотне зменшення коефіцієнта пористості осадових порід з глибиною (за В.М. Добриніним):

/ — палеоген-неогенові глини Венесуели; Північно-Східне Передкавказзя: 2 — глинисті породи, З — пісковики, 4— вапняки, 5 — мергелі

з глибиною. За наявності певних даних можна проводити наукове прогно­зування властивостей порід на достатньо великих глибинах, які ще не розкриті свердловинами.

На рис. 6.7 наведено зменшення коефіцієнтів пористості з глибиною для піщано-глинистих і карбонатних відкладів деяких районів, що одержа­ні узагальненням фактичних і дослідних даних.

Загалом з глибиною в земній корі ущільнення колекторів збільшується і в зв'язку з цим ємнісні і фільтраційні їх властивості зменшуються. Тому пер­спективнішими для промислової нафтогазоносності вважають басейни, які виповнені молодими відкладами, що знаходяться під дією порівняно малих геостатичних тисків і великих геотермічних ступенів. Проте на цей час і на дуже великих глибинах зафіксовані породи з колекторними властивостями. Прикладом можуть бути результати випробування порід в окремих інтер­валах Кольської надглибокої свердловини, де з тріщинуватих кристалічних порід на глибині навіть понад 8500 м при випробовуванні були одержані припливи води. Тріщини в кристалічних породах розрізу зазначеної свердло­вини виявились незамкнутими, можливо, в результаті існування в їх порож­нинах протитиску флюїдів. У цьому відношенні цікаво навести ще раз дані щодо родовища Хассі-Мессауд (Алжир), де в тріщинуватих кембрійських породах на глибині 4100 м зосереджений нафтовий поклад з початковими запасами до 500 млн т. У покладі зафіксований початковий пластовий тиск, який характеризується коефіцієнтом аномальності 1,5.