Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного с.-1

v = 0,4: (1—2v )/(l—v)* рпл =19,8 МПа; (v)/(l-v> pB.r = 58,7 МПа.

При v = 0,3 боковое горное давление становится выше пла­ стового. Критическое значение коэффициента Пуассона, при ко­ тором наступает условие равенства бокового горного давления и пластового давления, составляет vKp = 0,29. То есть при пласто­ вом давлении 60 МПа на глубине 4000 м трещины начинают за­ крываться при значении коэффициента Пуассона, равном 0,29. По мере падения пластового давления трещины начинают закры­ ваться при меньших значениях коэффициента Пуассона, т.е. трещинные слои перестают выполнять свои функции и трещин- но-поровый коллектор превращается в поровый. Таким образом, влияние трещиноватости на процессы фильтрации флюида носит динамический характер и определяется боковым горным давле­ нием и падением пластового давления. Для конкретной скважи­ ны это приводит к тому, что по мере падения пластового давле­ ния отключаются один за другим трещинные слои, которые да­ вали максимальные притоки. Однако слои с низким значением коэффициента Пуассона (0,2 и ниже) могут допускать высокое падение пластового давления, при этом их фильтрационные спо­ собности падают в соответствии с уменьшением ширины трещи­ ны. Таким образом трещинными можно считать все слои с ко­ эффициентом Пуассона меньшим 0,29. Количественно это не­ сколько не соответствует изложенным в главе 1 представлениям французских специалистов, но существенно расширяет их.

Коэффициент охвата пласта трещиноватостью NT имеет осно­ вополагающее значение для понимания механики снижения тре­ щинной проницаемости [4]. Трещинные слои, выделенные по принципу (рпл > рбг) образуют трещинную толщину продуктив­ ного разреза. Отношение трещинной толщины к общей толщине разреза дает представление о коэффициенте охвата пласта тре­ щиноватостью (NT< 1,0). Коэффициент охвата пласта трещинова­ тостью можно определить индивидуально по скважине и по площади в целом при наличии достаточного числа скважин. Это величина динамичная, меняющаяся при изменении первоначаль­ ного пластового давления в процессе разработки продуктивного объекта. В соответствии с изменением параметра NT должна ме-

Рис. 6.3.1. Изменение коэффициента охвата пласта трещиноватостью по скв. 56Д (/), 930 (2) и 2091 (3) Астраханского ГКМ в зависимости от падения

пластового давления

няться продуктивность скважин в случае наличия коллектора трещинно-порового типа.

Представим пример определения следующих геомеханических параметров трещиноватости разреза по скважине 56Д по газона­ сыщенным интервалам (рис. 6.3.1):

коэффициент бокового распора - X, доли единиц; боковое горное давление - рв,тМПа;

трещинные слои в разрезе по правилу: слой имеет открытые субвертикальные трещины, если пластовое давление в слое пре­ вышает боковое горное давление (рпл > рь.т)\

коэффициент охвата пласта трещиноватостью - NT} доли еди­ ниц;

зависимость NT =/(рпл).

Изменение коэффициента охвата пласта трещиноватостью для скв. 56Д, 930, 2091 представлено на рис. 6.3.1 и в табл. 6.3.1 для скв. 56Д. Из приведенных данных следует, что для этих скважин при падении давления до 45 МПа практически сохраняется тре­ щинная проницаемость пород. Резкое, лавинообразное смыкание трещин и выключение их из процесса фильтрации по ним флюида наступает при падении давления ниже 45 МПа. При падении давления до 30 МПа работает уже только поровая мат­ рица, трещины уже полностью выключаются из процесса фильт­ рации по ним флюида.

Учитывая, что согласно данным табл. 6.3.1 изменение коэф­ фициента Пуассона по скважинам незначительное, можно утвер-

Таблица 6 3 .1

Зависимость изменения коэффициента охвата пласта трещиноватостью по интервалу перфорации от изменения пластового давления для скв. 56Д

ждать, что приведенные результаты характеризует некоторый усредненный разрез в смысле распределения коэффициента Пу­ ассона по продуктивной толще АГКМ. Можно в первом прибли­ жении допустить, что при снижении пластового давления до 45 МПа трещинные слои еще будут работать, при этом однако будет существенно уменьшаться раскрытие трещин и, соответст­ венно, падать трещинная проницаемость. При падении пласто­ вого давления ниже 45 МПа все большее число трещинных слоев исключается из работы и коллектор из трещинно-порового типа превращается в порово-трещинный.

Таким образом, согласно данным АКШ, продуктивные объек­ ты АГКМ характеризуются высоким коэффициентом Пуассона (0,26 и выше), что может свидетельствовать об их слабой трещи­ новатости. При этом поровая проницаемость, фиксируемая на образцах и составляющая 0,0002-0,0004 мкм*, не в состоянии обеспечить сравнительно высокие дебиты, наблюдаемые на прак­ тике. В связи с этим естественно напрашивается вывод о том, что карбонатные объекты АГКМ являются коллекторами тре­ щинно-порового типа, однако их трещиноватость принципиально иная, нежели хаотичная сетка мелкой трещиноватости ачимовских объектов Уренгойского месторождения, представленных песчаниками. По всей вероятности здесь мы имеем дело с выра­ женными, относительно крупными протяженными трещинами -

микротрещинами и мезотрещинами согласно классификации, приведенной В.Д. Викториным в работе [4]. Расстояние между этими трещинами изменяется в пределах от 10 до 100 см, соот­ ветственно раскрытие их гораздо выше, чем раскрытие ультра­ микротрещин. Эти трещины не улавливаются методом АКШ, так как они практически не влияют на величину коэффициента Пу­ ассона и модуля упругости уже на расстоянии, сопоставимом с диаметром скважины.

Коэффициент охвата пласта трещиноватостью показывает, скорее, качественную картину снижения трещинной проницаемо­ сти в процессе падения пластового давления, но не количествен­ ную. Его изменение дает некую аналогию выключения из работы трещинных слоев. При этом трещинная проницаемость не падает до нуля даже при полном падении пластового давления, остается

еечасть, определяемая выбранным законом ее изменения. Наиболее полно идее смыкания стенок трещин соответствуют

рекомендации профессора Ф.И. Котяхова [15]. В общем виде закон сжимаемости трещины, использованный Ф.И. Котяховым, представляет собой экспоненциальную зависимость

ление флюида, МПа; рт - коэффициент сжимаемости трещин, МПа"1; рбт “ боковое горное давление, МПа; Ь0 ~ раскрытость трещины при рпл = рб.г, мкм. Реальные значения Ь0 изменяются от 4 до 60 мкм.

Смысл данной зависимости заключается в том, что при паде­ нии пластового давления величина раскрытия трещины Ьтстре­ мится к величине fc0. После того как пластовое давление опус­ тится ниже бокового горного давления и будет продолжать сни­ жаться, текущая раскрытость трещины будет уменьшаться и стремиться к нулю. Коэффициент сжимаемости трещины рх от­ вечает за скорость изменения параметра Ьт. Чем меньше коэффи­ циент сжимаемости трещины, тем эта скорость меньше и наобо­ рот.

По аналогии с формулой (6.3.1) можно выразить изменение

На рис. 6.3.2 показано, как существенно влияет коэффициент сжимаемости трещин и исходная трещинная проницаемость на проницаемость трещин: при увеличении коэффициента сжимае­ мости даже на небольшую величину значительно возрастает из-

фициента сжимаемости трещин (а) и исходной трещинной проницаемости (о)

менение трещинной проницаемости с увеличением пластового давления; аналогичным образом действует и исходная проницае­ мость трещин.

Коэффициент сжимаемости трещин рт - параметр, играющий основополагающую роль в вышеприведенных формулах. В зави­ симости от данного параметра и разницы между пластовым и боковым горным давлением трещинная проницаемость может изменяться в десятки и более раз. Вместе с тем наблюдается зна­ чительная неопределенность в величинах этого параметра. В дис­ сертационной работе А.Н. Пономарева коэффициент сжимаемо­ сти трещин ачимовских отложений УНГКМ был найден по кри­ вым восстановления давления [10]. Его расчетное значение при пористости трещин 0,2-1,3 % составляет 2,ЗЮ~2 МПа"1

Результаты определения данного параметра для отдельных нефтяных месторождений Пермской области следующие:

Чашкинское (Бб) - (12,5—17,1)*10~2; Юрчукское (Бб) - (2,7—3,6)10-2; Уньвинское (Бб) - (8,6—17,2)-10~2; Сибирское (Бб) - (11,2—44,4)*10-2; Пихтовое (Бб) - (15,0-160,)Ю~2

Как следует из этих данных, значение рт может изменяться в десятки раз. При этом не отмечается какой-либо зависимости данного параметра от падения пластового давления.

Столь высокие колебания коэффициента сжимаемости тре­ щин в значительной степени ставят в тупик попытки выявления зависимости дебитности скважин от трещинной проницаемости, если для ее определения пользоваться формулами Ф.И. Котяхова. Вместе с тем, в области низких пластовых давлений, когда пластовое давление приближается к величине бокового горного

давления, параметр рт практически не влияет на величину тре­ щинной проницаемости. Его сильное влияние начинает наблю­ даться в тех ситуациях, когда имеется значительная разница ме­ жду пластовым и боковым горным давлением. Однако именно эти ситуации определяют максимальную дебитность скважин, в связи с чем знание коэффициента сжимаемости трещин имеет для этих диапазонов основополагающее значение. Кроме того, заметное влияние параметра рт наблюдается при его значениях свыше 0,25 МПа”1

Если в первом приближении принять, что процесс фильтра­ ции газоконденсатной смеси вблизи забоя скважины осуществ­ ляется по закону Дарси (отсутствуют инерционные сопротивле­ ния), как принимают ряд авторов [22]; [20], то соотношение для определения количества дебита газоконденсатной смеси можно определить из известной формулы Дюпюи, на основе которой с учетом трещинной проницаемости вида (6.3.1) выразим общую проницаемость

В выражении (2.4.5) отношение дебита флюида к разнице пластового и забойного давления можно заменить на коэффици­ ент продуктивности (/Спр0д). Окончательное соотношение для на­ хождения коэффициента сжимаемости трещин примет следую­ щий вид:

Это выражение примечательно тем, что включает в себя ос­ новные гидродинамические характеристики и, кроме этого, учи­ тывает геомеханическую составляющую свойств пород коллек­ тора через боковое горное давление, которое определяется через коэффициент Пуассона.

Результаты определения коэффициента сжимаемости трещин для отдельных скважин ачимовских объектов УНГКМ для сред­ них значений забойных давлений дали среднее значение пара­ метра рт = 3,0-10"2 МПа"1 Поровая проницаемость определялась по общему графику зависимости пористости и проницаемости ачимовских отложений по данным Проекта разработки месторо­ ждения.

Следует отметить, что среднее значение параметра (Зт = = 3,(М0"2 МПа"1довольно незначительно отличается от значения, определенного А.Н.Пономаревым (рт = 2,3*10~2 МПа"1). Кроме того, разброс значений получился сравнительно небольшой.

Соответствующие расчеты параметра рт для продуктивных объектов АГКМ дали его среднее значение также 3,0-10"2 МПа”1 При этом значении данного параметра получено наилучшее соот­ ветствие фактических и промоделированных в программном комплексе «Техсхема» кривых дебита скважин [23] с учетом снижения трещинной проницаемости в виде зависимости (6.3.2). Однако моделирование индикаторных диаграмм скважин АГКМ дало среднее значение параметра (Зх = 0,078 МПа”1.

Раскрытость трещин, как и проницаемость трещин можно оп­

трещины для ситуации, когда пластовое давление равно боково­ му горному давлению.

Используя известную зависимость для трещинной проницае­ мости вида Ктр = b3/12d, где Ьх - текущая раскрытость трещин, мкм; d - расстояние между трещинами, получим, что прибли­ женное расчетное значение исходной раскрытое™ трещин при d = 1 см приблизительно равно 11 мкм. Данное значение также соответствует опыту определения этого параметра для ряда нефтяных месторождений [14, 15, 32].

Использование идеи о том, что главное условие и основной признак открытой вертикальной трещиноватости разных слоев продуктивного разреза заключается в превышении пластового давления, создаваемого флюидами, заполняющими трещины, над боковым горным давлением, сжимающим стенки вертикальных трещин, позволяет промоделировать явление прекращение при­ роста дебита и «запирания» потока, наблюдающееся на некото­ рых реальных индикаторных диаграммах скважин ачимовских отложений УНГКМ при депрессии порядка 25-35 МПа [24].

Порядок моделирования индикаторной диаграммы следую­ щий. Изначально производится расчет напряженно-деформиро­ ванного состояния (НДС) коллектора в окрестности скважины в программном комплексе ANSYS с учетом распределения пласто­ вого давления. На внешнем контуре задается боковое горное давление, внутри скважины - давление жидкости с учетом де­ прессии. На боковых гранях расчетной схемы задается отсутст­ вие нормальных смещений.

Расчет НДС производился с помощью модели среды с дилатансией, описанной в главе 2. Трещиноватость породы задавалась в виде одной системы горизонтальных трещин или двух ортого­ нальных систем трещин.

В результате данного расчета получаются картины распреде­ ления раскрытия трещин. Далее находится проницаемость тре­ щин из соотношения Кпр = b*/\2d, где Ьт- раскрытие трещин; d - расстояние между трещинами. Общая проницаемость породы равна сумме поровой и трещинной составляющих. В последую­ щем выполнялся расчет фильтрации газа и находилась продук­ тивность скважины. В задаче фильтрации задавались следующие граничные условия: пластовое давление на контуре и давление в скважине с учетом депрессии. Исходные для моделирования па­ раметры следующие.

Общие параметры:

Геомеханические постоянные:

Ес = 30000 МПа; v = 0,204; у = 24,4 кН/м3; (Зт = 0,012 МПа-1; Ьуо = 36 мкм.

Гидродинамические постоянные:

Вязкость смеси ц = 0,04, мПа-с; проницаемость поровой мат­ рицы Кпо? = 0,2 мД.

На рис. 6.3.3 представлены результаты численного моделиро­ вания индикаторной диаграммы одной из скважин УНГКМ, ра­ ботающей на ачимовскую залежь. Из представленных расчетов видно, что чем ближе забойное давление к величине бокового горного давления, тем меньше изменяется прирост дебита от де­ прессии - происходит значительное уменьшение продуктивности скважины, вызванное смыканием трещин и соответствующим уменьшением трещинной проницаемости. В области равенства забойного и бокового горного давления рост продуктивности полностью прекращается и начинается ее уменьшение, вызванное

d p , атм

Рис. 6.3.4. Численное моделирование индикаторной диаграммы одной из сква­

нии 42 МПа максимальный дебит прогнозируется 110-120 тыс. м3/сут, при максимальной депрессии 7-8 МПа.

Согласно расчетам при превышении указанных значений мак­ симальной депрессии, должно наблюдаться падение продуктив­ ности скважин, так как должно наблюдаться полное закрытие трещин в ПЗП. Для предотвращения этого явления являются проведение селективных многообъемных соляно-кислотных об­ работок, конечной целью которых является техногенное закарстовывание естественных трещин и лишение их способности к деформации полного упругого сжатия.

Таким образом, результаты численного моделирования инди­ каторных диаграмм показали выраженное снижение продуктив­ ности скважин по мере падения пластового давления. На приме­ ре этой скважины показано, что при падении пластового давле­ ния до 42 МПа продуктивность скважин уменьшится в 3-4 раза за счет уменьшения трещинной проницаемости. Результаты рас­ четов напрямую объясняют вид и форму индикаторных диаграмм чисто трещинного коллектора параметрами сжатия и раскрытия трещин, а так же значениями начального пластового давления.

Продуктивность скважины определяется начальной раскрытостью трещин и их коэффициентом сжимаемости. Однако, на­ чальная раскрытость трещин зависит от исходного пластового и бокового горного давления в залежи, т.е. пуск новой скважины в условиях низкого исходного давления отрицательно скажется на ее продуктивности. В связи с этим не следует ожидать высокой