Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного с.-1

е /е 0

Рис. 6.2.6. Влияние шага разностной сетки на точность расчета дебита скважи­ ны в деформируемом коллекторе:

1 - 50 мД; 2 - 100 мД; 3 ~ 500 мД

ходной проницаемости и с различной величиной шага разност­ ной сетки. Полученное относительное снижение дебита Q/Qo сравнивались с аналитическим значением (см. (6.2.17)), как по­ казано на рис. 6.2.6.

Модельная задача показала, что точность расчета, соответст­ вующая теоретической, достигается при шаге сетки «10 м. При шаге сетки свыше 100 м точность расчета уже практически не меняется. При этом для средне- и низкопроницаемых объектов точность численного расчета не сильно отличается от теоретиче­ ской даже при крупной разностной сетке.

В следующей модельной задаче сравнивались алгоритмы уче­ та деформаций коллектора с учетом и без учета фактора време­ ни. Для этого в комплексе «Техсхема» решалась задача отработ­ ки нефтенасыщенного участка единичной скважиной при исход­ ной проницаемости 100 мД. В качестве граничных условий зада­ валась депрессия 5 МПа и исходное пластовое давление на гра­ ницах области. Как показано на рис. 6.2.7, при использовании алгоритма с учетом фактора времени происходит постепенное уменьшение дебита, который стремится к конечному значению «27 т/сут (дебит при постоянной исходной проницаемости равен 34,3 т/сут).

При использовании алгоритма без учета фактора времени расчетные дебиты и накопленная добыча нефти получаются меньше фактических значений. Однако по истечении 15-20 сут

Рис. 6.2.9. Динамика КИН и обводненности при отработке нефтенасыщеннного участка 4 скважинами:

1 - КИН; 2 - обводненность; 3 ~ КИН с учетом деформаций; 4 - обводненность

с учетом деформаций

2 года после начала добычи время разработки сокращается до 10 лет, а если поддерживать давление с самого начала - до 7 лет.

Рассмотренные модельные задачи в силу ряда причин дают только общее качественное представление о влиянии необрати­ мых деформаций коллектора порового типа на показатели разра­ ботки. Во-первых, полученные в опытах реологические парамет­ ры образцов были напрямую перенесены на горный массив, что не соответствует действительности. Во-вторых, предполагалось, что увеличение эффективных напряжений на матрицу коллекто­ ра равно падению пластового давления. На самом деле эта зави­ симость является более сложной, о чем более подробно говорит­ ся в разделе 6.3.

Выполненные исследования по учету влияния деформаций терригенных продуктивных объектов позволяют утверждать о возможности весьма существенного повышения эффективности их разработки, снижения сроков достижения проектных КИН за

Рис. 6.2.10. Динамика КИ Н при поддержании пластового давления:

1 - без деформации; 2 - пуск ППД через 2 года; 3 ~ пуск ППД сразу

счет оптимизации сроков внедрения и параметров системы ППД. При этом акцент внедрения системы ППД смещается не на поддержание пластового давления, а на управление пластовым давлением. Представим основные положения, связанные с управлением пластовым давлением с целью сохранения и эффек­ тивного использования фильтрационно-емкостных свойств пласта.

1. В случае наличия высокопроницаемых продуктивных объ­ ектов, проницаемость которых подвержена сильному снижению в процессе падения пластового давления, а пористость меняется незначительно, требуется скорейшее внедрение системы ППД, так как падение пластового давления в целом по залежи приве­ дет к падению продуктивности как существующих, так и вновь пускаемых в эксплуатацию скважин. В то же время, если пласто­ вое давление уже опустилось до уровня, при котором проницае­ мость объектов не падает, нет смысла поднимать пластовое дав­ ление путем внедрения системы ППД до первоначального значе­ ния. Вполне достаточно поднять его до уровня, обеспечивающего рабочие депрессии и бесперебойную работу скважин.

2. В случае наличия высокопористых продуктивных объектов, пористость которых подвержена сильному снижению в процессе падения пластового давления, а проницаемость меняется незна­ чительно, следует допустить определенное падение пластового давления и получить, тем самым, дополнительные объемы «от­ жатой» из пор нефти. В последующем вполне достаточно под­ нять его до уровня, обеспечивающего рабочие депрессии и беспе­ ребойную работу скважин.

3.В случае наличия высокопористых и высокопроницаемых продуктивных объектов, пористость и проницаемость которых подвержены сильному снижению в процессе падения пластового давления, величину оптимального падения пластового давления

ивеличину последующего его восстановления следует опреде­ лить специальными исследованиями.

4.В случае наличия продуктивных объектов, пористость и проницаемость которых не подвержены снижению в процессе падения пластового давления, вполне достаточно поддерживать пластовое давление на уровне, обеспечивающем рабочие депрес­ сии и бесперебойную работу скважин.

Эффективное решение о принятии сроков и оптимальных па­ раметров внедрения системы ППД возможно на основе выявле­ ния на образцах керна, отобранных из продуктивных объектов, зависимостей снижения ФЕС в процессе падения пластового давления. Полученные зависимости корректируются с учетом результатов гидродинамических исследований скважин, анализа геологического строения месторождения, истории разработки объекта. С учетом установленных зависимостей выполняется гидродинамическое моделирование разработки продуктивного объекта с вариацией параметров и сроков внедрения системы ППД.

При создании Технологической схемы разработки месторож­ дения учет влияния деформаций терригенных продуктивных объектов на показатели системы разработки выполняется в сле­ дующей последовательности.

1.Выполняются компрессионные испытания образцов керна с целью исследования влияния длительного действия высоких эф­ фективных напряжений на изменение фильтрационно-емкостных

ифизико-механических свойств и получение пластических (не­ обратимых) величин деформаций образцов, характерных для длительного действия эффективных напряжений, превышающих природные на 15, 30, 50 %.

2.Строятся графики, характеризующие падение пористости и

проницаемости с течением времени под действием продолжи­ тельного повышенного эффективного давления.

3.Строятся графики для определения конечного значения деформаций при ограниченном времени выдержки образца под постоянной нагрузкой.

4.Строятся графики зависимости максимальной величины от­ носительного снижения проницаемости и пористости от их абсо­ лютных значений в пластовых условиях при действии постоян­ ного эффективного давления, соответствующему падению пласто­ вого давления на 15, 30 и 50 % относительно первоначального.

5.Ищутся аналитические зависимости максимального сниже­ ния пористости и проницаемости для эффективных давлений, соответствующих падению пластового давления на 15, 30 и 50 %.

6.Строится таблица снижения и восстановления проницаемо­ сти и пористости продуктивного объекта в процессе падения и восстановления пластового давления.

7.Выполняется гидродинамическое моделирование процесса разработки продуктивного объекта с учетом снижения пористости/проницаемости в процессе падения пластового давления без внедрения системы ППД. Оценивается величина возможного «отжима» нефти из пор в процессе падения пластового давления.

8.Выполняется гидродинамическое моделирование процесса разработки продуктивного объекта с учетом снижения пористости/проницаемости в процессе падения пластового давления с учетом внедрения системы ППД на разных стадиях разработки месторождения. Путем перебора вариантов выбираются наиболее эффективные сроки начала внедрения системы ППД и наиболее оптимальные ее конечные параметры, т.е. конечная величина созданного пластового давления.

Учет деформаций терригенных продуктивных объектов на стадии их разработки также может дать высокий эффект за счет снижения затрат на создание системы ППД с заданными пара­ метрами.

6.3. ВЛИЯНИЕ ДЕФОРМАЦИЙ КАРБОНАТНЫХ

КОЛЛЕКТОРОВ НА СНИЖЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ

В ПРОЦЕССЕ ПАДЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Трещинно-поровые коллекторы представляют собой двойную среду, состоящую из объемной сетки трещин, в которую помеще­ на пористая матрица, разбитая трещинами на разнокали­ берные блоки. Принято считать, что при изменении пластового давления пористые блоки почти не испытывают упругих дефор­ маций, и их абсолютная газопроницаемость остается практически постоянной. Пористость при этом изменяется также весьма не­ значительно [4, 16, 26]. Результаты длительных испытаний об­ разцов ачимовских отложений, а также продуктивных объектов УГКМ, представленные в разделе 6.1.2, в определенной степени подтвердили этот тезис, показав отсутствие выраженной зависи­ мости ФЕС от продолжительности действия эффективного дав­ ления. Наблюдаемое на практике быстрое снижение продуктив­

ности скважин, вскрывших трещинно-поровый коллектор, при падении пластового давления можно объяснить снижением тре­ щинной составляющей проницаемости.

Деформация трещинно-порового коллектора, вызванная па­ дением пластового давления, сопровождается снижением общей и трещинной проницаемостей, что ведет к такому же снижению коэффициентов продуктивности, дебитов скважин и добычи неф­ ти в условиях, когда пластовое и забойное давления еще не упа­ ли ниже давления насыщения, и депрессия на пласт сохраняется постоянной. Иначе говоря, уровень добычи нефти, газа или газо­ конденсата из трещинно-порового коллектора напрямую зависит от градиента падения первоначального пластового давления

В трещинной среде трещинно-порового коллектора все про­ цессы (фильтрация флюидов, перераспределение пластового дав­ ления, обводнение) происходят с гораздо большей скоростью, чем в пористой матрице, которая является питательной средой для трещин. Сначала вырабатываются небольшие запасы тре­ щинной нефти (газа), и в трещинах быстро понижается пласто­ вое давление (определяющее начальную динамику пластового давления в целом по залежи). Затем к работе подключается по­ ристая матрица с основными запасами флюида и первоначаль­ ным пластовым давлением. Происходит постепенное выравнива­ ние давлений в трещинной сетке и в матрице [4, 16, 23]. Отдель­ ные скважины, попавшие в дренажные узлы (места пересечения мегатрещин разного направления) трещинно-порового коллекто­ ра, дают значительные притоки нефти или газа при исключи­ тельно низких депрессиях (равных 0,05-0,5 МПа), которые труд­ но зафиксировать современными глубинными манометрами.

Геологические и гидродинамические модели трещиннопоровых коллекторов являются по своей природе не статичными,

адинамичными, испытывающими крупномасштабные упругие деформации пласта.

Сприкладной точки зрения принципиальное отличие тре­ щинно-порового коллектора от порового заключается в том, что поровый коллектор, особенно с низкопроницаемой матрицей, сравнительно слабо реагирует на изменение пластового давления,

атрещинно-поровый коллектор реагирует самым существенным образом.

Впрактике гидродинамического моделирования трещиннопоровых коллекторов используют модель двойной пористости, широко представленную а работах Г.И. Баренблатта, С.А. Христиановича, Ю.П. Желтова, В.Н. Николаевского, Уорена-Рутта и целого ряда других ученых [1, 2, 20, 46]. Эти модели реализова­ ны в современных программных пакетах, таких как ECLIPSE и

TempestMORE. В то же время как в модельных представлениях, так и в самих программных комплексах слабо отражено явления смыкания трещин в процессе падения пластового давления и со­ ответствующее снижение трещинной составляющей проницаемо­ сти. Нам представляется, что это явление имеет преимуществен­ но геомеханическую природу и, поэтому, является отдельным предметом для обсуждения.

6.3.1. ОБЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СМЫКАЕМОСТИ ТРЕЩИН

ИПАДЕНИИ ТРЕЩИННОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Впростейшем случае геолого-геомеханическая модель трещи­ новатости трещинно-порового коллектора включает в себя сле­ дующие параметры [4]:

боковое горное давление - рб.г>МПа;

коэффициент охвата разреза трещиноватостью - NT} доли единиц;

густота микротрещин - рТ1м”1; раскрытость трещин - fcx, мкм; трещинная пористость - т, %; трещинная проницаемость - Кт, мкм2;

коэффициент сжимаемости трещин - рт, МПа"1; азимуты направлений мегатрещин - Азт, градус; расстояние между мегатрещинами - L, м; запасы трещинного флюида - QT, тыс. т.

Такие параметры, как густота микротрещин и их раскрытость, азимуты направлений мегатрещин и расстояние между ними яв­ ляются чисто геологическими параметрами. В рамках данной работы не будем останавливаться на них. Остановимся на боко­ вом горном давлении, коэффициенте охвата разреза трещинова­ тостью, трещинной проницаемости и коэффициенте сжимаемости трещин.

Проблема бокового горного давления является ключевой при изучении влияния трещиноватости коллекторов нефти и газа осадочного чехла платформенных областей, где тектонические трещины всех иерархических уровней имеют вертикальную ори­ ентировку, начальное пластовое давление в залежах равно гидро­ статическому давлению, а горизонтальное напряжение в чехле платформ (боковое горное давление) отвечает гипотезе А.Н. Динника, согласно которой они определяются из известного выраже­ ния [3]

По мнению ряда исследователей (Ф.И. Котяхов, В.Д. Викто­ рин, А.Н. Щипанов [4, 15, 35]) главное условие и основной при­ знак открытой вертикальной трещиноватости разных слоев про­ дуктивного разреза заключается в превышении пластового дав­ ления, создаваемого флюидами, заполняющими трещины, над боковым горным давлением, сжимающим стенки вертикальных трещин. Все слои, в которых боковое горное давление оказывает­ ся ниже начального пластового давления, можно считать тре­ щинными. По В.Д. Викторину все работающие интервалы явля­ ются трещинными, но не все трещинные интервалы работают. В идеальном случае коэффициент охвата пласта трещиноватостью совпадает с коэффициентом работающей толщины [4].

Данные представления о напряженном состоянии широко использовались В.Д. Викториным при рассмотрении механики смыкания трещин в процессе падения пластового давления и соответственного изменения трещинной проницаемости [4]. В качестве простого примера приведем расчет напряжений в коллекторе на глубине Я = 2000 м при объемном весе пород у = 0,024 МН/м3 и коэффициенте Пуассона v = 0,2

GZ= 48,0 МПа, GX = оу = y#-v/(l-v) = 12,0 МПа.

Как видим, при обычном пластовом давлении 20 МПа трещи­ ны раскрыты, причем можно допускать падение давления до 12 МПа. При значении v < 0,29 (в среднем) участки коллектора В.Д. Викторин относит к трещинным, дающим наибольшие при­ токи.

Представим основное условие раскрытое™ вертикальных трещин через коэффициент Пуассона

рпл > [v/(l-v)]-(pB.r + рпл).

Последующие простейшие преобразования приводят к виду

[(1- 2у)/(1-у)].рпл > [(v/(l-v)].pBT.

В этих формулах в боковое горное давление, определяемое относительно вертикального давления рвт через коэффициент бокового распора, действие пластового давления добавляется также через коэффициент бокового распора. Это весьма сильное упрощение, предназначенное всего лишь для иллюстрации мето­ да определения коэффициента охвата пласта трещиноватостью. В частности, приведем пример для Астраханского ГКМ:

Я = 4000 м; у = 0,022 МПа/м3; ав = 88 МПа; рпл = 60,0 МПа;