К оглавлению журнала

  

УДК 622.83:553.98

© А.А.Граусман, 1995

ОЦЕНКА ВЕЛИЧИНЫ НЕОБРАТИМОЙ ДЕФОРМАЦИИ ПЛАСТОВ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

А.А.Граусман (Якутский институт геологических наук СО РАН)

В настоящее время воздействие антропогенно-го фактора на природу становится настолько сильным, что может быть сравнимо с естественными геологическими процессами. Одним из таких воздействий, которое приводит к крупномасштабному нарушению природного равновесия, является извлечение из недр полезных ископаемых. В результате добычи нефти, газа и воды происходит проседание поверхности Земли над разрабатываемыми месторождениями. Это явление обычно объясняется переуплотнением пород (в основном глин), залегающих выше разрабатываемого пласта, их дегидратацией, выносом породы из пласта при разработке (процесс суффозии), а также необратимыми деформациями пласта без нарушения его сплошности.

Оценке величины необратимой деформации пласта без нарушения сплошности скелета пород и посвящена данная статья.

Уменьшение толщины пласта в результате необратимых деформаций в процессе разработки может быть оценено по уравнению

Dh =hо - h1 = Dmh0,

где hо, h1 - соответственно начальная и конечная толщины пласта;

Dm - изменение пористости.

Дифференциальное уравнение, описывающее изменение соотношения фаз (пористость) при погружении осадочных пород, может быть представлено в виде

dm = - m0 /b( gт -gв) dH, (1)

где то - начальное значение пористости, являющейся константой для данного объема пород;

b - коэффициент необратимого уплотнения пористости:

Н - глубина;

gт и gв - плотность соответственно твердой и жидкой фаз осадочных пород (Граусман А.А„ 1984).

Образование осадочных пород в бассейне седиментации при известных скоростях накопления осадков можно трактовать как процесс "бесконечно" малых приращений нагрузок в "бесконечно" большое время, что само по себе является идеальной предпосылкой для прямолинейной зависимости изменения пористости пород от изменения напряжений при погружении. Нелинейные зависимости изменения пористости с глубиной возникают при одновременной статистической обработке различных условий уплотнения "сжатия с дренированием" и "сжатия без дренирования" (Граусман АЛ, 1984).

Интегрируя уравнение (1), получим

Hgт -Hgв = ED т/т0 = sэф (2)

или в общем виде

Pпл = Н gт - ED т/т0 , (3)

где E - 1/b, модуль необратимых деформаций пористости:

sэф - эффективные палеонапряжения(фиктивные напряжения) - значение релаксировавших напряжений.

Для решения уравнения (3) необходимо определить численное значение модуля необратимых деформаций пористости.

Коэффициент пропорциональности (модуль) между деформациями пористости и палеонапря-жениями численно равен напряжению при относительной деформации, равной единице, т.е. условии, когда Dm становится равным т0. На основании зависимости (2) значение модуля можно определить из выражения

Е=Нтаx (gт - gв), (4)

где Wmax - гипотетическая максимальная глубина погружения пород, при достижении которой пористость должна уменьшиться от то до 0.

Согласно выражению (4) значение модуля необратимой деформации можно оценить по-разному. Так, его значение для осадочных пород может быть принято равным 100 МПа (Граус-ман А.А., 1984).

Величина сдвига при деформации зависит от размеров деформируемого тела, поэтому нельзя непосредственно сравнивать сдвиги при деформациях. Для сравнения они должны быть отнесены к некоторой единице. Для величин деформации пористости предлагается принять единое ее начальное значение m0, равное 0,5.

Тогда выражение (3) принимает вид

Рпл=Hgт - 2EDm . (5)

На основании выражения (5) уменьшение пористости при снижении пластового давления в процессе разработки можно вычислить по уравнению

Dm =DРпл / 2Е . (6)

Р. Багирова* привела данные о разработке продуктивных пластов в отложениях кирмакинской свиты Балаханы-Сабунчи-Романинского месторождения. Среднее начальное пластовое давление в эксплуатируемых объектах составляло 8,5 МПа, средняя открытая пористость - 26,4 %. Залежи разрабатывались без поддержания пластового давления. За время разработки (1921-1952 гг.) среднее пластовое давление снизилось до 0,97 МПа, средняя открытая пористость -до 22,8 %, т.е. уменьшились соответственно на 7,53 МПа и 3,6 %. Если принять Е = 100 МПа, тогда согласно уравнению (6) при снижении пластового давления на 7,53 МПа открытая пористость должна была уменьшиться на 3,76 %.

Близость фактических и расчетных данных по величинам деформации скелета пород (уменьшения пористости) подтверждает правомерность предложенной зависимости.

Автор данной статьи далек от мысли, что предлагаемая методика является окончательным решением проблемы, однако все рассуждения доведены до стадии инженерного расчета и могут быть проверены на практике в короткие сроки.

*Багирова Р., Багиров Б., Магерримов Ф. Исследования изменений коллекторских свойств пород в процессе разработки // Вопросы минералогии и литологии. - Баку, 1984. - С.45-49.