Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

Важное значение в процессе разработки нефтяных месторождений имеют деформации пород, происходящие вследствие изменения пластового давления, которое может уменьшаться со временем и вновь восстанавливаться при применении методов поддержания давления в залежи.

Представим себе элемент породы (рис.7), заключенный в непроницаемую эластичную оболочку и испытывающий горное давление , а в порах пласта, насы-щенного жидкостью, - давление р.

До начала эксплуатации залежи пластовое давление жидкости способствует уменьшению нагрузки, передающейся на скелет породы от массы вышележащих отложений (если кровля пласта непроницаема). Тогда давление на скелет породы (эффективное давление)

. 13

При извлечении нефти на поверхность пластовое давление р падает и давление на скелет породы _эф увеличивается. С падением пластового давления объем порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих усилий, передающихся на скелет от массы вышележащих пород, При этом зерна породы испытывают дополнительную деформацию и пористость среди уменьшается также вследствие перераспределения зерен, более плотной их упаковки и изменения структуры пористой среды.

Н екоторые из упомянутых процессов, вызывающие изменения объема пор, являются обратимыми, как, например, упругое расширение зерен цемента и их деформации в сторону пустот, не занятых твердым веществом, под действием массы вышележащих пород. Другие процессы, например перегруппировка зерен, скольжение их по поверхности соприкосновения, разрушение и дробление зерен, необратимые. В результате с возрастанием пластового давления должны появиться значительные остаточные деформации, и пористость пород не восстанавливается. Последние деформации пород характерны для глубокозалегающих пластов.

Объем V внешнего скелета пористой среды складывается из объемов твердой фазы V_т и порового пространства V_п, и поэтому с изменением в породах среднего нормального напряжения  и пластового давления р происходят упругие изменения всех трех величин. Тогда объемная деформация пород при всестороннем сжатии описывается тремя коэффициентами сжимаемости: породы - , пор - _п, твердой фазы - _т. Данные коэффициенты сжимаемости имеют размерность – Па^-1.

Между , _п, _т существует следующая связь

14

Особое значение в процессах, протекающих в пластах при эксплуатации нефтяных, газовых и водоносных горизонтов, имеет коэффициент объемной упругости пласта _с

. 15

Коэффициент сжимаемости пор _п в значительной мер зависит от эффективного давления (сжимаемость сокращается с ростом давления). В соответствии с этим коэффициент объемной упругости _с пород зернистых коллекторов изменяется в широких пределах: _с = (3-30) Т 1/Па в интервале внешней давления от 0 до 100 МПа.

В связи со спецификой строения пород карбонатных трещиноватых коллекторов их сжимаемость, как правило, выше, чем у зернистых пород.

ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД

В условиях залегания в пласте коллекторские свойства пород вследствие их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности.

Упругое изменение пористости пород с изменением эффективного напряжения  можно вычислить по формуле

, 16

где m₀ - пористость при начальном эффективном напряжении ₀; _п - коэффициент сжимаемости пор.

По результатам исследований, при давлениях около 15 МПа пористость песчаников уменьшается на 20%, а плотных аргиллитов - примерно на 6%.

Значительно более подвержена изменению проницаемость горных пород. Если считать, что коэффициент пористости изменяется лишь вследствие уменьшения в увеличения объема пор породы, зависимость упругих изменений проницаемости для плотных пород от давления можно выразить соотношением

, 17

где ; -коэффициент, характеризующий структуру поровых каналов.

Для сцементированных песчаников  находится в интервале -1,25+ -1,8.

По результатам исследований, коэффициент, проницаемости при упругом деформировании, например песчано-глинистых пород, залегающих на глубине 1300-2000м может уменьшаться по сравнению с данными, полученными при атмосферных условиях, на 10—40%.

Как уже упоминалось, деформации горных пород могут сопровождаться пластическими явлениями. При этом порода при снятии с нее напряжений не восстанавливает свою геометрию, изменяются вследствие остаточных деформаций пористость и проницаемость.

(11.41)

ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

В нефтепромысловом деле для решения ряда геологических и технических задач (изучение тепловых свойств пород, слагающих разрез скважин; выявление в разрезе скважинин продуктивных горизонтов; определение технического состояния скважин и обсадных колонн и др.) широко применяют термические исследования скважин. Особенно необходимо знать тепловые свойства пород при осуществлении различных методов теплового воздействия на пласт (введение в пласт горячет горячей воды или других теплоносителей для увеличения количества извлекаемой нефти; обработка забоев и стволов скважин горячими агентами для удаления парафина и др.).

Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоемкостью с, коэффициентом теплопроводности , или удельного теплового сопротивления 1/, и коэффициентом температуропроводности а.

Удельная (массовая) теплоемкость с пород характеризуется количеством теплоты, необходимой для нагрева единицы массы породы на 1^о,

Коэффициент теплопроводности  пород характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени при градиенте температуры Т/х, равном единице,

. 18

Коэффициент температуропроводности а характеризует скорость прогрева пород, т.е. скорость распространения в них изотермических границ. При нагреве породы расширяются. Способность пород к расширению характеризуется коэффициентами линейного _L и объемного _V теплового расширения:

; , 19

где L и V - начальные длина и объем образца породы; dL и dV — приращение длины и объема образца при повышении температуры на dT.

Удельная теплоемкость горных пород возрастает с уменьшением их плотности в пределах 0,4-2 кДж/(кг • К). По результатам многочисленных измерений значение с горных пород, слагающих продуктивные пласты нефтяных месторождений, во многих случаях находится в пределах 0,63-1,0 кДж/(кг • К). Объемная теплоемкость породе с обычно находится в пределах 1,5^. 10 с 3^. 10³ кДж/(м^3.К).

Теплоемкость пород зависит от их минерального состава и не зависит от строения, структуры и дисперсного состояния минералов.

С увеличением влажности и температуры теплоемкость пород возрастает.

Теплопроводность и температуропроводность горных пород по сравнению с металлами очень низки — (0,1-7) Вт/(м • К). Поэтому для прогрева на 60-70 К nopoд призабойных зон скважин даже на небольшую глубину (2-3 м) необходимо выдерживать нагревательные приборы, применяемые для этой цели, в течение нескольких десятков часов.

Из основных минералов, слагающих нефтегазоносные пласты, наибольшей теплопроводностью обладает кварц (= 7-12 Вт/(м • К)). Вдоль напластования пород теплопроводность выше, чем поперек напластования, на 10-50%.

Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счет конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причину для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины в то же время подвергается ультразвуковой обработке, в результате чего ускоряется процесс передачи тепла за счет конвекции, возникающей вследствие упругих колебаний среды.

Коэффициент линейного расширения _L пород уменьшается с ростом плотности минералов. Значительными коэффициентами линейного расширения обладают кварц и каменная соль.

Крупнозернистые породы расширяются при нагреве при одинаковых условиях больше, чем мелкозернистые.

Зависимость коэффициента температуропроводности от других термический свойств пород определяется соотношением

, 20

где а - коэффициент температуропроводности, м²/с;  - коэффициент теплопро-водности, Вт/(м • К); с - удельная теплоемкость, Дж/(кг К);  — плотность породы, кг/м³.

Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она ниже, чем в водо-насыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод. Вдоль пластования температуропроводность пород выше, чем поперек напластования.