К оглавлению

УДК 622.276:553.98:532.311.8

Оценка изменений перепадов пластовых давлений между глинами и коллекторами при разработке залежей УВ

Л. А. БУРЯКОВСКИЙ, Р. Ю. АЛИЯРОВ (ИПГНГМ АН АзССР)

Перспективы роста добычи нефти и газа связаны с освоением больших глубин, для которых характерны аномально высокие давления поровых флюидов. В настоящее время большинство исследователей осадочных бассейнов, выполненных мощными толщами песчано-глинистых пород, возникновение аномальных давлений связывают с уплотнением этих толщ. Развитие таких бассейнов сопровождается медленным отжатием высоконапорных флюидов из зон с аномальным давлением (мощные толщи глин и глинистых пород) в зоны с относительно низким давлением (пласты-коллекторы).

В процессе дренирования зон АВПоД происходит снижение пористости глин, причем более интенсивно вблизи коллектора; с удалением от коллектора по вертикали его влияние на глинистую толщу уменьшается. В ряде исследований [1, 3, 4, 7-9] зафиксирован отток поровых вод из глинистых пород в пласты-коллекторы при падении пластовых давлений. В связи со сказанным представляет интерес разработка методов контроля процесса отжатая поровых вод и количественная его оценка по данным геофизических исследований скважин.

В зоне разгрузки пористость и другие физические свойства глин изменяются особенно интенсивно вблизи кровли и подошвы коллектора. Это изменение является предпосылкой для оценки по данным промысловой геофизики процесса естественного расформирования зон с АВПоД, а также процесса отжатая поровой жидкости из глин при разработке месторождений нефти и газа. Использование методов промысловой геофизики основывается на том, что пористость (влагонасыщенность) глин в зоне АВПоД выше, чем в случае нормального уплотнения. Поэтому для оценки поровых давлений используют те виды промыслово-геофизических исследований, показания которых зависят от пористости (методы пористости).

В случае прямой пропорциональности геофизического параметра Г величине пористости Кп выражение для пористости примет вид

где-параметры, учитывающие влияние различных факторов (кроме пористости) на геофизический параметр.

Известно, что пористость горных пород зависит от эффективного давления, под действием которого находится порода. Эта зависимость для глин наиболее удовлетворительно описывается уравнением Эзи:

где- начальная пористость;- коэффициент необратимого уплотнения, Па^-1;-эффективное давление, Па.

Приравняем правые части выражений (1) и (2) и решим полученное уравнение относительно

Полагают, что в первом приближении эффективное давление равно разности между геостатическим и поровым давлениями. Поэтому для порового давления получим

Предположим, что при геофизическая характеристика глин будет, а при для тех же пластов глин -. Тогда зависимость между изменением геофизической характеристики глин и изменением порового давления будет определяться выражением

При значительном снижении пластового давления гидродинамическое равновесие, наблюдавшееся до начала разработки месторождения, нарушается и происходит отток поровой жидкости из глин зоны дренирования. Это приводит к дополнительному уплотнению пластов глин и, следовательно, к изменению их геофизической характеристики.

Предположим, что в скважине до начала эксплуатации геофизическая характеристика глин в неизмененной части, достаточно удаленной от коллектора, равна , а в зоне, прилегающей к коллектору, где дренирование растянуто в геологическом времени - . Изменение порового давления  в зоне дренирования до начала разработки относительно неизмененной зоны можно оценить по формуле (5).

Пусть в скважине после некоторого времени эксплуатации произошло снижение порового давления в зоне дренирования и геофизическая характеристика глин этой зоны стала. Тогда снижение порового давления относительно неизмененной зоны будет

Для того чтобы определить величину, на которую изменилось поровое давление в процессе разработки, вычтем уравнение (5) из уравнения (6):

В случае, когда падение порового давления необходимо оценить по результатам замеров геофизических характеристик глин в двух соседних скважинах, пробуренных в разное время, формула (7) приобретает вид:

где- геофизические характеристики глин в неизмененной части и в зоне дренирования первой скважины, пробуренной до начала разработки;- то же, во второй скважине, пробуренной спустя некоторое время после начала разработки.

Можно предположить, что в скважинах, пробуренных на одну и ту же залежь, не будет существенного различия в геофизических характеристиках глин неизмененных частей разреза. Поэтому формулу (8) можно упростить:

Сравнивая выражения (6) и (9), замечаем, что геофизическая характеристика глин, дренируемых в процессе разработки, в первом случае относится к одной и той же скважине, а во втором- к другой.

С целью учета возможных различий в геофизических характеристиках глин неизмененной части следует принять их за нулевые линии и геофизические характеристики зоны разгрузки отсчитывать от них.

Предельную относительную ошибку определения падения порового давления можно вычислить по формуле

Полагая, что относительные погрешности определения геофизического параметра зоны дренирования в обеих скважинах равны, предельная относительная ошибка определения  будет зависеть от относительной ошибки определения коэффициента необратимого уплотнения .

Относительная ошибка определения коэффициента необратимого уплотнения зависит от способа его нахождения. В случае статических методов погрешность колеблется от 26 до 40 %, а при динамических методах=7-10 % [6]. Поэтому предельная относительная погрешность определения падения порового давления может изменяться от 7 до 40 %.

Для оценки величины изменения порового давления в глинах при снижении пластового давления в залежи могут быть использованы различные геофизические методы.

Основным параметром, измеряемым при электрическом каротаже, является удельное сопротивление (проводимость) горных пород. УЭС глин зависит от УЭС поровой жидкости, количества ее (пористости Кп) и электрической извилистости Т. В качестве расчетной модели для УЭС глин можно принять модель, предложенную в работе [5].

Используя в качестве геофизического параметра УЭС глин, получим

где. – УЭС глин в зонах дренирования соответственно в первой и во второй скважинах, отсчитанные от уровня неизмененных глин.

Обращение выражения (11) по сравнению с выражениями (5) и (9) обусловлено обратной пропорциональностьюи Кп.

Для удельной электрической проводимостивыражение (9) примет вид

гдеудельные электрические проводимости глин в зонах дренирования обеих скважин, отсчитанные от уровня неизмененных глин.

При обработке данных акустического каротажа, учитывая соотношение (9), получаем

где- интервальные времена пробега упругой волны в зонах дренирования глин соответственно в первой и во второй скважинах, отсчитанные от уровня неизмененных глин; DTск-интервальное время пробега упругой волны в скелете породы (DTск = const).

Для метода гамма-гамма-каротажа в плотностной модификации получим

где- плотности глин в зонах дренирования скважин, измеренные от уровня неизмененных глин;- плотность минеральной части глин (-const).

Для методов нейтронного каротажа получим

где- средние времена жизни нейтронов в зонах дренирования глин в первой и во второй скважинах, отсчитанные от уровня неизмененных глин;- среднее время жизни нейтронов в минеральной части скелета (=const).

Предложенная методика была опробована на газоконденсатном месторождении Булла-море. Разрез ПТ представлен мощной толщей глин с прослоями песчаных пластов и пропластков, содержащих залежи УВ в V и VII горизонтах.

Коллекторы V горизонта представлены алевритовыми и песчаными породами с пористостью, изменяющейся от 8.9 до 23,4 % при среднем значении 14,6 %, содержание карбонатного материала колеблется в пределах от 2,5 до 14% (в среднем 10,7%), глинистость (содержание фракции менее 0,01 мм) - 22.9 %.

Прилегающие глины на 51,1 - 83,8 % (в среднем 68,8 %) представлены фракцией менее 0,01 мм, песчаная фракция составляет 1,5 %, содержание алевритовой фракции колеблется в широких пределах - 11,3-49,6% (средняя 21 %) карбонатность 15 %. Глины состоят из монтмориллонита (40 %), гидрослюды (37%), каолинита (15- 20 %), хлорита (5-10 %) и смешаннослойных минералов от следов до 5 %. Пористость глин в зоне дренирования 7,2%, в не затронутой дренированием части разреза 13 %.

Глинистые породы характеризуются аномально высокими поровыми давлениями. Градиенты поровых давлений, определенные по результатам электрометрии скважин, достигают 0,2*10² кПа/м. Начальные градиенты пластовых давлений в V горизонте, по данным непосредственных измерений, составляют 0,117*10² кПа/м, а в VII горизонте, по результатам опробования скважин, - 0,13*10² кПа/м. Между продуктивными горизонтами и глинистой толщей существует перепад давлений, достигающий 0,09*10² кПа/м, который может способствовать межпластовому перетоку поровых вод даже в начальной стадии разработки залежей. По мере снижения пластового давления величина перепада будет увеличиваться.

На рис. 1 и 2 выделяются два характерных участка разреза. На первом участке УЭС глин практически не изменяется с глубиной и колеблется в пределах 1-1,3 Ом-м. На втором участке УЭС глин резко изменяется от 1-1,3 Ом-м в верхней части до 4-5 Ом-м в нижней, вблизи кровли V горизонта. Увеличение УЭС свидетельствует о наличии зоны дренирования. Мощность зоны в среднем составляет 300-350 м. Вблизи пластов-коллекторов V горизонта выделяются пласты глин с повышенными значениями УЭС, что объясняется более высокой степенью их уплотнения.

Для выявления условий, способствующих перетоку поровой жидкости из глин зоны дренирования в коллекторы V горизонта при разработке газоконденсатной залежи, были сопоставлены средние значения УЭС глин зоны дренирования в скважинах, пробуренных в различные периоды разработки. УЭС глин отсчитывали от линии, соответствующей среднему его значению в неизмененной части (см. таблицу). В скважинах, пробуренных до начала эксплуатации или эксплуатировавшихся короткий период, УЭС глин зоны дренирования характеризуются одинаковыми значениями (1,6 Ом-м). В скважинах, пробуренных спустя достаточно длительное время с начала разработки, оно увеличилось и в скв. 102 через 6 лет с начала разработки составило 2,15 Ом-м.

Для оценки величины падения порового давления, наблюдаемого в результате оттока поровой жидкости из глин в коллекторы, было использовано выражение (11). За начальное значение УЭС глин зоны дренирования принято его значение в скв. 18 и 9. В таблице приведены результаты оценки падения порового давления. Расчет проводился при коэффициенте необратимой деформации, равном 48*10^-6 кПа^-1 [2].

Таким образом, подтверждается, что в глинистых толщах с АВПоД достаточно высоки градиенты давлений ((40-60)*10² кПа), они способны создать переток поровых вод из глин в смежные коллекторы.

В таких толщах можно выделить интервалы, в которых влияние пластов-коллекторов либо отсутствует, либо незначительно, и зоны дренирования, в которых вследствие миграции флюидов из глин в коллекторы отмечается уплотнение глин и снижение их фильтрационных свойств в направлении к коллекторам, что способствует сохранению аномальных поровых давлений в удаленных от коллектора зонах. При разработке залежей наблюдается усиление перетока поровых флюидов из глин в коллекторы, т. е. проявление внутреннего водонапорного режима.

Изменение физических свойств глин в зоне дренирования - предпосылка для выявления по данным промысловой геофизики процессов перетока флюидов из глин в коллекторы, а также для оценки величины падения внутрипорового давления в глинах. Предложенная в статье методика геофизического контроля проявлений внутреннего водонапорного режима при эксплуатации нефтяных и газовых залежей с аномально высокими пластовыми давлениями, опробована на месторождении Булла-море в Бакинском архипелаге.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гидродинамический контроль за разработкой газовых месторождений / А.Л. Козлов, А.С. Тердовидов, М.Е. Чупис, В.А. Терещенко. - Обзор. Сер. разраб. газ. и газоконд. м-ний. М., ВНИИЭгазпром, 1978, с. 1-70.

2. Добрынин В.М. Деформация и изменение физических свойств коллекторов нефти и газа. М„ Недра, 1970.

3. Козлов А.Л. Классификация режимов разработки газовых залежей. - Геология нефти и газа, 1979, № 9, с. 1-7.

4. Кузьмин А.А., Уриман В.И., Акентьев Е.А. Отжатие воды из глин в коллекторы в процессе разработки нефтегазовых залежей.- Геология нефти и газа, 1975, № 6, с. 40-43.

5. Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике. М., Наука, 1978.

6. Определение петрофизических характеристик по образцам / В.Н. Кобранова, Б.И. Извеков, С.Л. Пацевич, М.Д. Шварцман. М., Недра, 1980.

7. Фертль У.X. Аномальные пластовые давления. М., Недра, 1980.

8. Юсуфзаде X.Б., Набиев Г.И., Дергунов Э.Н. К вопросу возможности отжатия воды из глин с аномально высокими поровыми давлениями в коллекторы на разрабатываемых месторождениях нефти и газа (на примере площадей Сангачалы-море - Дуванный-море -о. Булла). - Геология нефти и газа, 1978, № 8, с. 18-22.

9. Chierici G. L., Ciucei G. М„ Selochi G., Terzi L. Production mechanism of abnormally hing pressured gas reservoirs. 13 th World gas conference. London, 1976.

Поступила 29/III 1982 г.

Таблица 

Скважина	Дата каротажа	Дата опробования		Dр, 10^2кПа
18	11/VII 1973 г.		1,6
9	26/Х 1974 г.	15/IV 1975 г.	1,6	-
23	10/VII 1977 г.	23/XI 1977 г.	2,1	67
45	12/VI 1980 г.	-	1,9	36
102	15/Х 1979 г.	18/IV 1980 г.	2,15	62

Рис. 1. Изменение УЭС глин зоны дренирования в процессе разработки залежи V горизонта месторождения Булла-море

Рис. 2. Электрокаротажная характеристика (стандартный каротаж) разреза месторождения Булла-море