воспроизведения свойств реальных глинистых грунтов – модель Денисова, модель Тана, модель Мураямы. Эти модели глинистого грунта описывают процесс уплотнения водонасыщенной глины, который происходит за счет выжимания воды из пор грунта и представляет собой объемную деформацию (консолидацию глины).

В работе подробно рассматриваются фундаментальные модели Терцаги и модели Фойгта (модели вязкоупругого твердого тела), а также модель Гольдштейна М.Н, составленная из последовательно соединенных моделей Кельвина и Шведова.

Реологическая модель Гольдштейна М.Н., по мнению автора, наилучшим образом описывает процесс деформации глинистых пород при их нагружении и снятии нагрузки и учитывает как обратимые (упругие), так и необратимые составляющие общей деформации глинистой породы. Упрощенный вариант этой модели положен в основу математической модели деформации глинистых пород и фильтрации в глинах, рассмотренной в четвертой главе работы.

В реологической модели Гольштейна полная деформация глинистой породы в общем случае состоит из четырех составляющих:

Мгновенной обратимой деформации (упругой);

Мгновенной остаточной деформации (необратимой);

Длительной обратимой деформации (упругой);

Длительной остаточной деформации (необратимой).

Мгновенная упругая деформация протекает в материалах со скоростью, равной скорости распространения упругих колебаний в данном материале. Мгновенная необратимая деформация сдвига глины по своей абсолютной величине тем больше, чем больше разность между приложенным сдвигающим напряжением и пределом упругости.

Эта деформация развивается одновременно с обратимой, и величина ее может быть установлена только как разность между полной и обратимой деформациями.

Длительная остаточная деформация протекает со скоростью, которая возрастает с увеличением разности между сдвигающим напряжением и пределом текучести. Эту часть деформации можно рассматривать как деформацию вязкопластического течения.

В главе приведены результаты лабораторных исследований физико-механических свойств глинистых пород. Анализ имеющихся данных по компрессионной сжимаемости свидетельствует о том, что ни у одной горной породы сжимаемость не варьирует в таких широких пределах, как у глин. В зависимости от характера структурных связей коэффициент компрессионной сжимаемости глинистых пород может изменяться от 1- до десятитысячных долей МПа-1. Наибольшей сжимаемостью обладают илы, имеющую высокопористую структуру со значительным содержанием дальних коагуляционных контактов. Для более уплотненных глинистых пород, соответствующим стадиям позднего диагенеза, значения коэффициента компрессионной сжимаемости изменяются обычно от 10-20 до 0.01 МПа-1 при тех же нагрузках.

Глава 3. Оценка необратимых деформаций и изменения напряженного состояния глинистых пород в процессе разработки по данным ГИС характеристика объектов исследования: Повховское и Ватьеганское нефтяные месторождения, Инчукалнское ПХГ, Пунгинское газовое месторождение. Покрышки основных продуктивных пластов этих месторождений обладают высокими экранирующими свойствами и сложены глинистыми породами, в составе которых преобладают монтмориллонит и смешаннослойные глинистые минералы.

Для оценки уплотнения глинистых пород покрышек и перемычек в процессе разработки месторождений нефти и газа была разработана методика, которая базируется на определении по данным ГИС пористости вмещающих глинистых пород до начала эксплуатации скважины и сопоставлении ее с пористостью этих же пород, рассчитанной с использованием временных замеров геофизических методов на текущий момент разработки.

Если в комплексе ГИС присутствуют одноименные методы оценки пористости, зарегистрированные на разных этапах эксплуатации скважины, то преимущество отдается таким методам ГИС. В подавляющем большинстве это повторные замеры нейтронными методами, которые используются для контроля текущей газонасыщенности на газовых месторождениях и ПХГ. Кривые нейтронных методов пересчитываются в кривые водородосодержания способом двух опорных пластов.

В качестве опорного пласта с высоким водородосодержанием выбираются глины, находящиеся на значительном расстоянии от разрабатываемого продуктивного пласта, чтобы они не были подвержены фактору уплотнения. В качестве пласта с низким водородосодержанием выбирается плотный пласт, пористость которого оценивается по электрическим методам. В случае отсутствия в разрезе плотного пласта в качестве второго опорного выбирается пласт с предельной газонасыщенностью. Его водородосодержание складывается из водородных индексов остаточной воды, глинистого цемента и газа, величина которого зависит от пластового давления.

Рассчитанные кривые водородосодержания, полученные по временным замерам нейтронных методов, сравниваются между собой и выделяются интервалы расхождения кривых в покрышке и глинистых перемычках, которые указывают на наличие эффекта уплотнения пород во времени. Также рассчитывается кривая уплотнения как разность водородосодержания на первом замере до начала разработки месторождения и повторных замерах нейтронными методами, которая отражает изменение пористости глинистых пород во времени. Аналогичным образом вычисляется кривая уплотнения для повторных замеров акустическим методом.

В случае, когда повторные замеры одноименными методами ГИС отсутствуют, предлагается второй вариант методики, который применяется, как правило, в скважинах, работающих длительное время на депрессии. Первоначальная пористость глин рассчитывается по электрическим или нейтронным методам, зарегистрированным в открытом стволе. Текущее значение пористости глин оценивается по кривой интервального времени пробега продольной волны, записанной в обсаженной скважине после многолетнего периода ее эксплуатации.

рассчитанной по акустическому методу, нормируются в единицах водородосодержания по опорным пластам в интервале выше продуктивного пласта, не затронутом процессом уплотнения в результате снижения пластового давления. Расхождение кривых в глинистых породах примыкающих к пласту и в перемычках внутри продуктивного пласта демонстрирует эффект уплотнения, т.е. уменьшения пористости глинистых пород, находящихся в длительном контакте с пластом - коллектором с пониженным давлением.

Также рассчитывается кривая уплотнения как разность пористости глинистых пород до начала эксплуатации скважины и на момент регистрации акустического метода.

Разработанная методика была опробована на примере Инчукалнского ПХГ для оценки деформаций глинистых пород покрышки при циклической эксплуатации продуктивного пласта. Пласт-коллектор подвергается регулярным (два раза в год) знакопеременным нагрузкам в периоды отбора и закачки газа. Сезонные изменения пластовых давлений составляют 4-6 МПа. Сопоставление временных замеров НГК на моменты окончания отбора и окончания закачки газа показало, что за период времени в 3месяцев заметных изменений пористости в глинистой покрышке не происходит. Т.е.

данный период времени является недостаточным для того, чтобы проявился эффект фильтрации поровых вод через низкопроницаемую глинистую покрышку.

При длительной (более 35 лет) эксплуатации залежи на режиме истощения со снижением пластового давления на 12 МПа по данным ГИС наблюдается яркий эффект необратимых деформаций глинистых пород покрышки, который рассмотрен на примере Пунгинского газового месторождения (рис.1).

Исследование свойств глинистой покрышки выполнялось с помощью временных замеров НГК. Сопоставление разновременных замеров НГК и соответствующих им кривых водородосодержания показало, что с течением времени глинистая покрышка уплотнилась. Уменьшение пористости глин достигает 4-5 %, а по высоте эффект деформации глин распространяется вверх от продуктивного пласта на 185 м.

Динамика развития процесса уплотнения глинистой покрышки во времени показана на рисунке 2. Во второй колонке планшета представлены нормированные кривые НГК 1972, 1975 и 2000 годов, а третьей колонке - соответствующие им кривые водородосодержания. Наиболее активно процесс уплотнения глин развивался в начальный период с 1972 по 1975 годы. Уменьшение пористости глин на контакте глинистой покрышки с продуктивным пластом достигает 4.5 %, а на следующем этапе (1975 - гг.) – деформация составляет 2.5 %.

Рис. 1 Уплотнение глинистой покрышки при снижении пластового давления Рис. 2 Динамика процесса уплотнения глинистой покрышки Длительная эксплуатация скважины с пониженным забойным давлением приводит к образованию в пласте-коллекторе воронки депрессии, распространяющейся на десятки и сотни метров от стенки скважины. Возникает устойчивый вертикальный градиент давления на границе между вмещающими глинистыми породами с первоначальным поровым давлением и пластом-коллектором с пониженным давлением.

Для оценки уплотнения глинистых пород вблизи ствола эксплуатационной скважины нами опробован второй вариант методики, базирующийся на сопоставлении пористости вмещающих глинистых пород до начала эксплуатации скважины и на текущий момент. Результаты применения методики показаны на рисунке 3. Для количественной оценки уплотнения приведена кривая уплотнения, Кп, которая отражает величину изменения пористости пород (рис.3, колонка 5). Эффект уплотнения наблюдается как в покрышке, так и в глинистых перемычках. Наиболее заметное уменьшение пористости (до 2 - 6% в радиусе исследования геофизических методов) наблюдается в глинистых перемычках ниже интервала перфорации, что может свидетельствовать о гидродинамической сообщаемости пропластков коллекторов с перфорированным пластом.

Рис.3 Оценка эффекта уплотнения вмещающих пород по данным ГИС Разработанная методика была опробована на скважинах Ватьеганского и Повховского нефтяных месторождений Западной Сибири, которые эксплуатировались в течение многих лет при большой депрессии. Практически во всех скважинах по данным ГИС отмечается устойчивый эффект необратимого уплотнения вмещающих глинистых пород.

продуктивные пласты группы АВ1-2, установлено, что эффект уплотнения вмещающих глинистых пород зависит от величины депрессии на пласт. С увеличением депрессии величина уплотнения возрастает (рис. 4). Скважины, находившиеся в эксплуатации более длительное время, имеют большую степень уплотнения.

Для пластов группы БВ8 Повховского месторождения эффект необратимого уплотнения глин и глинистых перемычек в 1.5-2 раза ниже, чем в первой группе скважин для пластов АВ Ватьеганского месторождения.

Рис. 4 Зависимость функции уплотнения от величины депрессии на пласт При разработке залежи на режиме истощения со значительным снижением пластового давления происходит отжимание флюида из глинистой покрышки в эксплуатируемый пласт-коллектор. На примере контрольно-наблюдательной скважины Уренгойского газоконденсатного месторождения по данным повторных замеров нейтронными методами показан эффект обводнения кровельной части продуктивного пласта.

На рисунке 5 в колонке 3 приведены кривые НГК за 1999, 2003 и 2010 годы, нормированные по плотному и водонасыщенному пластам. В пласте ПК1, расположенном в кровельной части залежи, отмечается расхождение нормированных кривых. Далее по кривым НГК были рассчитаны коэффициенты текущей газонасыщенности коллекторов на 1999, 2003 и 2010 годы. В пласте ПК1 происходит заметное снижение газонасыщенности до 20%, связанное с отжатием поровой воды из глинистой покрышки в пласт-коллектор.

В процессе разработки месторождения возникает неоднородно напряженное состояние пород, которое может оказывать влияние на результаты ГРП. Скважина Б пробурена по уплотняющей сетке между эксплуатационными скважинами. В ней проведены прямые поточечные измерения пластовых давлений испытателем на кабеле (рис.6, 3-я гидростатического составляет 2 МПа, а зона пониженного давления (т.е. повышенного эффективного напряжения) распространяется преимущественно вниз от интервала перфорации.

В скважине Б был выполнен гидроразрыв пласта. Контроль его эффективности осуществлялся по данным ВАК до и после ГРП. На рисунке 6 показано, что трещина ГРП сформировалась несимметрично относительно интервала перфорации и ушла на 11 метров вверх от кровли интервала перфорации. Такой вертикальный профиль трещины объясняется неоднородным напряженным состоянием пород, когда при мгновенном гидравлическом воздействии в первую очередь разрушились породы, находившиеся под меньшим эффективным напряжением (более высоком пластовом давлении).

Рис.6 Гидроразрыв пласта в области неоднородно напряженного состояния пород Глава 4. Моделирование процесса уплотнения и фильтрации в глинистых породах Для исследования масштаба и скорости протекания процессов фильтрации и уплотнения глинистых пород покрышки предложена следующая математическая модель - коэффициент пьезопроводности горных пород;

p – давление, приведенное к общему статическому уровню путем вычитания величины гидростатического давления;

z – глубина залегания пород;

t – время протекания процесса.

В уравнении фильтрации (1) коэффициент пьезопроводности,,, зависит от фильтрационно-емкостных и упругих свойств породы и свойств флюида:

Кпр(эф) - проницаемость пород в вертикальном направлении;

Кп(эф) - коэффициент пористости;

п(эф) - коэффициент сжимаемости порового пространства породы;

µ - динамическая вязкость пластового флюида;

в - коэффициент сжимаемости флюида;

эф - эффективное напряжение скелета горной породы, равное разности геостатического и порового давлений.

Предполагается, что при изменении порового давления и, соответственно, эффективного напряжения общая объемная деформация порового пространства глинистых пород складывается из следующих слагаемых: мгновенных упругих и необратимых деформаций и длительной упругой деформации (ползучести). Тогда для такой модели деформации пор можно записать уравнение изменения объема пор за единичный отрезок времени:

п - коэффициент мгновенной упругой сжимаемости пор;

п() коэффициент длительной обратимой сжимаемости пор, завиящий от времени запаздывания деформаций;

Кпn-1 – коэффициент пористости на предыдущем шаге по времени;

Р1= P n-1 - Р n - изменение давления за один шаг по времени;

Р2= Pнач - Р n - изменение давления от первоначального.

На основе предложенной математической модели фильтрации в деформируемой пористой среде была разработана компьютерная программа (авторы – Городнов А.В, Митин А.В.), реализующая ее конечно-разностную схему.

Результаты моделирования деформации глинистой покрышки при различном изменении входных параметров анализировались с помощью графиков изменения во времени поровых давлений и коэффициентов пористости по толщине глинистой покрышки. На рисунках 7 и 8 приведена динамика изменения поровых давлений и уплотнения глинистых пород за 30 лет при значениях коэффициента проницаемости глин в 10-17 м2 при снижении давления в разрабатываемом пласте на 10 МПа. По оси абсцисс отложено расстояние, H, от кровли продуктивного пласта вверх по разрезу.

Рис.7 Динамика изменения поровых давлений. Шифр кривых – годы Рис.8 Динамика изменения пористости глинистой покрышки. Шифр кривых – годы Значительное влияние на толщину дренируемой части покрышки оказывает проницаемость глин. Нами выполнены расчеты, позволяющие воспроизвести условия деформации порового пространства пород глинистой покрышки за 30-летний период эксплуатации пласта при изменении коэффициента проницаемости глинистой покрышки от 10-20 до 10-17 м2 и перепаде давлений между пластом-коллектором и покрышкой в МПа, 5 МПа и 3 МПа. На рисунках 9 и 10 видно, что с увеличением проницаемости от 10до 10-17 м2 толщина дренируемой части покрышки возрастает от 6.5 до 110 м, а зона максимального уплотнения глин величиной в 3.3 % распространяется на расстояние от 1. до 28.0 метров над кровлей пласта.

Рис.9 Влияние проницаемости глинистой покрышки на изменение порового давления.

Рис.10 Влияние проницаемости на уплотнение глин. Шифр кривых – Кпр в м В работе также было исследовано влияние на скорость и величину деформаций глинистых пород таких факторов как начальный градиент давления порового флюида, величина мгновенной упругой сжимаемости глинистых пород, времени запаздывания деформаций и медленной сжимаемости. По результатам этих исследований можно сделать следующие выводы:

При небольших перепадах давления сказывается влияние эффекта начального градиента давления, характерного для тонкодисперсных пород.

Характер деформации глинистой покрышки, обусловленный мгновенной сжимаемостью, определяется величиной градиента давления.

При малых градиентах давлений проявляется эффект медленной сжимаемости и запаздывания деформаций (ползучесть).

Скорость деформации затухает во времени.

Для случая установившегося градиента давления в глинистой покрышке решена задача оценки объема отжимаемой воды из покрышки в пласт в радиусе дренирования одиночной эксплуатационной скважины. Предельный объем отжимаемой воды может достигать нескольких тысяч м3 при уменьшении коэффициента пористости глин у стенки скважины на 2.9% и толщине дренируемой части глинистой покрышки 25 м.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разработана методика оценки уплотнения вмещающих глинистых пород и покрышек в процессе разработки месторождений нефти и газа по данным временных замеров методами ГИС.

Предложена математическая модель уплотнения глин на основе реологических моделей глинистых пород, которая послужила базой для разработки программы компьютерного моделирования этих процессов численными методами.

Проведено математическое моделирование процесса фильтрации и уплотнения глин для различных начальных и граничных условий, в результате которого показано влияние проницаемости глин, начального градиента сдвига порового флюида и перепада давления на границе коллектор-покрышка на величину уплотнения и толщину дренируемой части глинистой покрышки.

По данным повторных замеров нейтронных методов в контрольнонаблюдательных скважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения показан эффект обводнения кровли продуктивного пласта при снижении давления в самом пласте.

Применение разработанной методики оценки необратимых деформаций и изменения напряженного состояния пород в процессе разработки по данным повторных замеров методами ГИС показало:

Кратковременные изменения пластового давления на ПХГ практически не влияют на фильтрационно-емкостные свойства покрышек.

При длительной депрессии на пласт в глинистых покрышках и перемычках возникает эффект необратимого уплотнения пород, фиксируемый методами ГИС.

Воронка депрессии развивается не только вдоль проницаемого пласта, но и по вертикали через слабопроницаемые перемычки или негерметичные участки заколонного пространства.

Эффект необратимого уплотнения глин, возникающий в результате снижения пластового давления, уменьшается с глубиной залегания пород.

Изменение напряженного состояния пород в процессе разработки месторождений оказывает влияние на характер распространения по вертикали трещины при ГРП.

Разработанные математическая модель и компьютерная программа моделирования процесса уплотнения глин позволили количественно оценить степень воздействия снижения давления в продуктивном пласте на формирование поля давлений в покрышке, толщину вмещающих пород, охваченную дренированием, уменьшение пористости глин за годы разработки залежи УВ. В результате математического моделирования установлено:

На величину уплотнения пород покрышки и уменьшение ее толщины, в основном, оказывает влияние величина снижения давления в продуктивном пласте, и проницаемость покрышки. Наиболее существенно роль проницаемости глин проявляется при меньших значениях перепада давлений.

При небольших перепадах давления сказывается влияние эффекта начального градиента давления, характерного для тонкодисперсных пород.

Характер деформации глинистой покрышки, обусловленный мгновенной сжимаемостью, определяется величиной градиента давления.

При малых градиентах давлений проявляется эффект медленной сжимаемости и запаздывания деформаций (ползучесть).

Скорость деформации затухает во времени.

Объем отжимаемой воды из глинистой покрышки в пласт в радиусе дренирования одиночной эксплуатационной скважины составляет несколько тысяч кубических метров.

ОСНОВНЫЕ ОПУБЛИКОВАННЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Оценка неупругих деформаций глинистых пород. // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. (соавторы Городнов А.В., Черноглазов В.Н.).

– 2012. - №3.- С. 45-47.

Моделирование процесса уплотнения и фильтрации в глинах. // Геофизика.

(соавторы Городнов А.В., Митин А.В., Черноглазов В.Н.). -2012.-№3. – С. 35-40.

Методика оценки необратимых деформаций и изменения напряженного состояния пород в процессе разработки месторождений углеводородов и эксплуатации подземных газохранилищ. // Каротажник. (соавторы Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н.) – 2012. - №4 (214). - C. 59-68.

Изменение напряженного состояния пород в процессе разработки. // Нефтяное хозяйство. (соавторы Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н.). – 2011. - №1 – С.

48-50.

Деформации глинистых пород в процессе разработки. //Нефтепромысловое дело.

(соавторы Городнов А.В., Черноглазов В.Н.). – 2011. - №6. – С. 20- Оценка объема отжимаемой воды из глинистой покрышки при снижении пластового давления в коллекторе. // Сочи-2011. Проблемы геологии и геофизики нефтегазовых бассейнов и резервуаров. (соавторы Городнов А.В., Черноглазов В.Н.).

Материалы конференции. - Изучение деформаций глинистых пород в естественных условиях залегания пласта. //V Всероссийская научно-практическая конференция Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете Society of Petroleum Engineers (SPE). Сборник научных трудов. - Тюмень, 2011.

Оценка изменения напряженного состояния пород в процессе разработки. //