|
УДК 622.02 |
|
|
|
© P. С. Сахибгареев, В. И. Славин, 1991 |
Необратимые деформации горных пород при испытании скважин
Р.С. САХИБГАРЕЕВ, В.И. СЛАВИН (ВНИГРИ)
Процесс испытания продуктивного горизонта приводит к изменению параметров горной породы. Так, при снижении пластового давления рпл в зоне депрессионной воронки пласта происходит деформация породы [2-4]. До какого-то предела снижение рпл в процессе испытания ведет лишь к упругим деформациям, т. е. при его восстановлении пористость и проницаемость породы восстанавливаются. Однако если рпл снизится ниже определенного предела, то деформации в пласте будут необратимыми, и при его увеличении эти параметры пласта не восстанавливаются.
Необратимым деформациям чаще всего подвержены полимиктовые среды (песчаники и крупнозернистые алевролиты). Это связано главным образом с присутствием в скелетной части коллекторских пород в различной степени глинизированных неустойчивых к выветриванию компонентов (полевые шпаты, обломки эффузивных пород и алюмосиликатсодержащих сланцев). При больших перепадах давления в призабойной зоне скважин с увеличением эффективного давления такие компоненты затекают в пустотное пространство и играют роль цемента уплотнения, что в первую очередь сказывается на необратимом уменьшении проницаемости коллекторских пород.
Степень необратимых изменений физических параметров полимиктовых сред определяется глинизацией неустойчивых компонентов, которая зависит не только и не столько от седиментационных факторов, сколько от условий формирования нефтяных залежей. Речь идет о дополнительной их глинизации на древних ВНК при участии агрессивных продуктов окисления нефтей. В условиях дискретно-периодического формирования нефтяных залежей в зависимости от объемов ловушек и дискретных порций УВ неустойчивые компоненты могут дополнительно глинизироваться почти во всем объеме нефтенасыщенных сред. При этом содержание глинизированных компонентов может увеличиваться почти в 2 раза относительно однотипных коллекторских пород, не затронутых воздействием продуктов окисления нефтей.
В 1987 г. был предложен способ оценки предела снижения
рпл, ниже которого происходит необратимое изменение пород
продуктивных горизонтов [1]. Методику определения критической величины рпл,
или максимальной величины депрессии на пласт, можно представить следующим
образом. При бурении скважины в интервале залегания продуктивных горизонтов
отбирают образцы породы, по которым на установке всестороннего сжатия снимается
деформационная кривая по пористости или проницаемости, или по другим
параметрам. Затем по ней определяют значение максимальных эффективных
напряжений 
. Замеряют начальное рпл, определяют
геостатическое давление и рассчитывают современное эффективное напряжение
для каждого продуктивного
горизонта.
Перепад давления Dрдеф, на который может снизиться рил каждого продуктивного горизонта без начала новых необратимых деформаций породы, вычисляется по формуле
Можно сделать ориентировочный расчет величины перепада давления по формуле
где
- геостатическое давление на максимальной
палеоглубине и исследуемой глубине соответственно;
- пластовое давление на максимальной
палеоглубине и исследуемой глубине соответственно.
Приняв ряд допущений, формулу (2) можно упростить. Так, для разрезов с нормальными гидростатическими рпл и средневзвешенной плотностью (2,3 г/см3) горных пород получим
где g - ускорение свободного падения, м/с2.
Используя формулу (3), найдем 
, ниже которого
уменьшение рпл ведет к новым необратимым деформациям пород. Расчет
сделан по кровле дагинской, окобыкайской и борской свит ряда разведочных
площадей о-ва Сахалина (таблица).
В качестве примера оценки максимальной величины
депрессии на пласт по керну рассмотрим деформационные кривые образцов
мелкозернистого песчаника с глубины 2032 и 2056 м из скв. 2 Междуреченской.
Контроль деформаций велся по проницаемости (рис. 1, а) и по
скорости акустических волн (рис. 1, б, в). На графиках деформационных кривых 
породы
выделяется очень четко и равно 25 МПа как для первого образца, так и для
второго. Для образца песчаника, залегающего на глубине 2056 м, 
равно 21 МПа. Предельный 
, на который может
снизиться рпл при испытании для этих пород без начала новых
необратимых деформаций, равен 4 МПа.
Самый большой перепад безопасного снижения рпл
(32 МПа) отмечен на площадях Эхабинской и Северное Колендо (см. таблицу). В большинстве случаев 
превышал 20 МПа, однако
выделяется ряд площадей (6 из 35), в которых его значения не больше 10 МПа. Это
значит, что при возбуждении продуктивного горизонта снижение уровня воды в
скважине более 1000 м уже позволяет создавать на забое
, больше чем когда-либо испытывавшееся этой
породой.
Надо отметить, что на ряде площадей о-ва Сахалин отмечается АВПД или повышенное давление, в результате чего расчеты перепада в них имеют ориентировочный характер. В зонах АВПД для такого расчета надо знать величину рпл исследуемого пласта как на современной глубине, так и на максимальной палеоглубине погружения. Поэтому в зонах АВПД да и в других зонах необходимо использовать предложенную выше методику оценки предельной величины перепада по деформационным характеристикам по керну, как это сделано для Междуреченской площади.
Отмечается ряд площадей (Западно-Татамская, Пильтунская), в которых перепад безопасного давления равен небольшим величинам - 5 МПа (см. таблицу). На этих площадях почти любое снижение рпл при испытании скважин, не говоря уже о разработке залежей в таких условиях, ведет к необратимым деформациям горной породы. Также следует сказать о необходимости вести контроль за изменением напряженного состояния горных пород продуктивного горизонта, давать характеристику изменениям пористости и проницаемости в каждой точке пласта, пробуренного скважиной, от начала вскрытия и испытания горизонта до его разработки. Такое описание должно содержать графики деформационных кривых по пористости и проницаемости образцов, на которых фиксируются изменение этих параметров породы, а также результаты испытания продуктивного горизонта, пробной и промышленной эксплуатации.
Причем учет деформаций необходимо производить после
каждого исследования, когда снижение рпл превышает критический 
. Так, по керну,
отобранному в продуктивном горизонте, снята деформационная кривая. Затем, если
при исследовании пласта максимальное снижение рпл превысило
критический 
, на
график наносится новое положение кривой обратимых деформаций и определяется
новая величина критического 
. В дальнейшем, если при пробной эксплуатации
максимальное снижение опять превысит новую величину критического 
, вновь наносится новое положение
кривой обратимых деформаций и т. д. При каждом новом уровне обратимых
деформаций необходимо по графикам определять новое положение пористости и
проницаемости продуктивного горизонта при 
пласта.
Учет необратимых деформаций важен для оценки продуктивности пласта и подсчета запасов УВ, так как в процессе пластических деформаций не только уменьшается объем пор в коллекторе, но и защемляется часть объема УВ в порах породы, которые извлечь современными методами разработки невозможно. В качестве примера оценки влияния необратимых деформаций пород на процесс испытания скважин рассмотрим результаты исследований методом установившихся отборов VIII объекта в скв. 3 Полярнинской (интервал испытания 2556-2570 м).
Критическая величина 
для продуктивных пластов
Полярнинской площади составляет 6 МПа (см. таблицу). При исследовании на
режимах первый же установившийся режим превысил эту величину на 17 МПа (при
депрессии 23 МПа получен дебит нефти, равный 3,2 м3/сут), а все
остальные ниже депрессии в 23 МПа (рис. 2). Поэтому
индикаторную кривую испытания этого объекта можно изобразить линией АВ на рис. 2. Так, при испытании объекта был превышен критический
предел 
, в пласте
произошли необратимые изменения, что привело к снижению проницаемости пласта.
Попробуем оценить масштабы этих изменений и продуктивность пласта в
естественном состоянии. Для этого рассчитаем 
пласта на глубине 2570 м до испытания:
=рг-Рпл= 24
МПа. Затем определим 
пласта
в призабойной зоне при депрессии на пласт, равной 7 МПа:
и вычислим 
пласта при первом режиме
установившихся отборов пласта:
= 47 МПа.
После того как рассчитали 
пласта до испытания, при
предельно допустимом перепаде и при перепаде, равном 23 МПа, найдем изменение
величины проницаемости пласта в призабойной зоне. Для простоты примем, что при
изменении 
в упругой
части деформации пласта проницаемость пласта не меняется, т. е. в естественном
состоянии 
. Для
определения проницаемости мелкозернистого песчаника с начальным коэффициентом
0,8 воспользуемся графиком (рис. 3), согласно которому
проницаемость пласта после его испытания при депрессии 23 МПа равна 0,0027*10-3 мкм2, а
при депрессии 7 МПа составляла бы 0,0097*10-3 мкм2. Иначе говоря, продуктивность пласта
была бы в 3,6 раза больше, чем она была получена при испытании пласта на первом
режиме (см. рис. 2, кривая АГ). Однако испытывать пласт при депрессии свыше 7
МПа без нарушения естественного состояния пласта нельзя (линия АБ). Если же при
испытании на режимах превысить критическую величину депрессии на пласт, то
такая индикаторная кривая изобразится на графике линией БВ. В этом интервале Dрдеф
темп увеличения депрессии компенсируется темпом уменьшения проницаемости и без
возврата к индикаторной линии АБ. Как видно, при таком испытании пласта
произошло искажение параметров пласта и продуктивность пласта в скв. 3
Полярнинской была снижена в 3,6 раза.
Рассмотрим картину изменения проницаемости пласта во
всей депрессионной воронке с радиусом 150 м при испытании VIII объекта в скв. 3
Полярнинской. У ствола скважины в момент максимальных необратимых изменений в
пласте 
= 47 МПа, а
на расстоянии 150 м - 31 МПа. Согласно изменению рпл в депрессионной
воронке проницаемость будет необратимо меняться (рис. 4).
Поэтому необходим внимательный подход к выбору депрессий на пласт в процессе
бурения при испытании как на трубах, так и в колонне на стационарных и
нестационарных режимах. Также нужно произвести ориентировочные расчеты
предельной величины депрессии на пласт всех новых разведочных площадей, на
которых будет производиться испытание продуктивных горизонтов. Затем по керну
на установках всестороннего обжима следует снимать деформационную кривую,
уточняя при этом ориентировочный расчет. В связи с изложенным требуется
осуществить анализ результатов испытания на старых площадях для выявления
естественных характеристик пластов и возможного возврата к оценке этих
объектов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Белонин М.Д., Славин В.И., Матус Б.А. Способ воздействия на призабойную зону скважины / Авторское свидетельство № 1502812, БИ,- 1989,- № 31.
2. Вадетский Ю.В., Окунь В.Н. Влияние депрессий на трещиноватый коллектор нефти при его опробовании испытателем пластов //Нефтяное хозяйство.- 1971.- № 1.- С.17-21.
3. Демушкин Ю.Н., Сахибгареев Р.С., Свищев М. Р. Изменение проницаемости продуктивного горизонта БВ Мегионского месторожения в процессе эксплуатации // Нефтегазовая геология и геофизика.- 1970.- № 8.- С. 7-9.
4. Harville D.W., Hawkins М.F. Rock compressibility and failus, as reservar mechanisms in geopressured gas reservoirs. J. Pet. Technol., 1969, N 21, p. 1528-1530.
The process of producing horizon testing leads to changes in rock parameters (porosity and permeability). To a certain limit, formation pressure drop results in elastic deformations. However, if the formation pressure decreases below a specified limit, deformations in the reservoir appear to be irrevesible. The critical value of the formation pressure can be determined by techniques proposed in 1987. Calculations of pressure gradients, as well as formation pressures below which irreversible deformations of rocks occur are provided with examples from the exploration areas of Sakhalin.
|
Площадь, месторождение |
Свита |
Глубина, км |
Перепад давления, Dрдеф,МПа |
|
|
h |
H* |
|||
|
Пойменная |
Дагинская |
3,00 |
3,40 |
5 |
|
Гиляко-Абунанская |
» |
2,00 |
3,80 |
23 |
|
Эрри |
» |
2,30 |
3,50 |
16 |
|
Блокпостовская |
» |
0,80 |
2,90 |
27 |
|
Монгинская |
» |
1,40 |
3,80 |
31 |
|
Восточно-Катанглийское |
» |
0,60 |
2,90 |
30 |
|
Маячная |
» |
1,10 |
2,00 |
12 |
|
Полярнинская |
Борская |
2,00 |
2,50 |
6 |
|
Западно-Татамская |
Окобыкайская |
3,00 |
3,40 |
5 |
|
Уфская |
» |
1,20 |
2,40 |
16 |
|
Прибрежное |
» |
0,50 |
2,50 |
26 |
|
Катанглийское |
» |
0,50 |
3,00 |
32 |
|
Уйглекутское |
» |
0,50 |
2,70 |
29 |
|
Старонабильское |
Дагинская |
1,00 |
2,55 |
19 |
|
Имчинское |
» |
0,50 |
2,65 |
27 |
|
Восточно-Дагинское |
» |
2,70 |
3,50 |
10 |
|
Средневалское |
» |
1,50 |
3,70 |
29 |
|
Пильтунское |
» |
4,00 |
4,40 |
5 |
|
Паромайское |
» |
2,70 |
4,20 |
19 |
|
Северо-Паромайское |
» |
2,50 |
4,00 |
19 |
|
Мухтинское |
» |
2,70 |
3,80 |
14 |
|
Кыдыланьинская |
» |
3,00 |
3,50 |
6 |
|
Узловое |
» |
2,00 |
2,60 |
8 |
|
Астрахановское |
» |
2,00 |
2,75 |
10 |
|
Южно-Эрринская |
» |
2,50 |
3,40 |
12 |
|
Одоптинская |
» |
2,70 |
4,50 |
23 |
|
Волчинское |
» |
2,00 |
3,60 |
21 |
|
Абановское |
» |
2,40 |
3,00 |
8 |
|
Восточно-Эхабинское |
» |
2,50 |
4,20 |
22 |
|
Эхабинское |
» |
1,50 |
4,00 |
32 |
|
Колендо |
» |
2,20 |
4,00 |
23 |
|
Березовское |
» |
1,00 |
3,00 |
26 |
|
Северное Колендо |
» |
1,50 |
4,00 |
32 |
|
Некрасовское |
» |
4,00 |
5,00 |
13 |
H определялась по данным Г.С. Мишакова (1987 г.) и Э.К. Коблова (1975 г.).
Рис. 1. Деформационные кривые образцов мелкозернистого песчаника из скв. 2 Междуреченской
Рис. 2. Индикаторная кривая Q-b(Dp) испытания пласта в интервале 2556-2570 м скв. 3 Полярнинской
Рис. 3. Теоретический график изменения проницаемости от эффективного напряжения
Рис. 4. Изменение эффективного напряжения (а) и проницаемости (б) пласта в депрессионной воронке в зависимости от удаления от ствола скв. 3. Полярнинской в интервале испытания 2556-2570 м
