N. P. Zapivalov

НЕФТЕГАЗОВАЯ ГЕОФЛЮИДОДИНАМИКА И ГОРНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ В НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТАХ

Д. г.-м. н. Запивалов Николай Петрович

Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, г. Новосибирск, Россия

Аннотация: В период разведки месторождения, особенно в процессе бурения значительного количества скважин, за счет репрессий, депрессий и других напряженных эффектов пластовая природная система претерпевает большие изменения и, по существу, становится природно-техногенной, а в период интенсивной разработки уже техногенно-природной. Гидравлические и механические удары на забое скважины глубиной 3000 м достигают более 20 МПа. Безусловно, это влияет на состояние, свойства, структуру продуктивного пласта, который испытывает значительные знакопеременные напряжения. Предложена геофлюидодинамическая модель «жизни» нефтяных месторождений.

Oil and Gas Geofluidodynamics and Rock Tensions in Oil-saturated Layers

N. P. Zapivalov

Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the SB RAS, Novosibirsk, Russia

Abstract: At the time of exploration of an oil field, specifically in the process of drilling of significant quantity of wells, thenatural system of the bed is experiencing big changes under influence of repression, depression and other factors. The system, in essence, becomes natural and technogenic. In the period of intense development it becomes technogenic and natural. Hydraulic and mechanical strikes on bottom hole of 3000m well reach 20MPa and more. Values of repressions-depressions often reach 10Mpa in the process of various technological operations. Unconditionally, this influences state, properties and structure of productive bed and natural oil-rich system in general. Here is also presented a fluidodynamics model of oilfield activity.

Механизм дренирования залежи в процессе разработки представляется как более или менее равномерный поток флюидов по сложной многоканальной системе: из порового пространства матрицы через тончайшие капилляры и микротрещины внутри блока породы, а затем по межблоковым макротрещинам – в скважины [1].

Доказано, что карбонатные и терригенные коллекторы обладают вертикальной трещиноватостью. Модуль упругости песчаников и алевролитов составляет 2,67 ¸ 3,80∙10^–4 МПа против 6,36∙10^–4 в известняках. Коэффициент Пуассона песчаников и алевролитов колеблется от 0,20 до 0,25, а в известняках он равен 0,28. Коэффициент бокового распора терригенных коллекторов характеризуется значениями от 0,40 до 0,52, а карбонатных от 0,28 до 0,40, скорости же движения индикатора с водой в терригенных и карбонатных коллекторах имеют одинаковый порядок. Однако трещиноватость более ощутимо проявляется в карбонатных пластах, имеющих более низкую поровую проницаемость [1].

Отличительной особенностью трещиноватых коллекторов является их способность деформироваться под влиянием сжимающих напряжений с уменьшением раскрытости трещин, что хорошо фиксируется на индикаторных диаграммах (ИД), где видны гистерезисные петли прямого и обратного ходов. При перепаде давления, достигающего 20 МПа, проницаемость снижается до 0,001 мкм² (рис. 1).

Рис. 1. Характеристика трещинных коллекторов в карбонатных отложе­ниях по промысловым данным. а - индикаторные кривые, полученные по эксплуатационным скважинам месторождений Карабулак-Ачалуки и Заманкул (Грозненский нефтегазоносный район) – по В.Н. Майдебору [1980]. Цифры – номера скважин; б - индикаторные диаграммы прямого (сплошная) и обратного (штриховая) ходов по скважине II Карачаганакского газоконденсатного месторождения (Прикаспийская НГП). I - первый объект, интервал перфорации 4698–4728, 4734–1762 м; II - второй объект, интервал перфорации 4427–4543 м. Цифры – диаметр штуцера, мм.

По промысловым данным, с резким увеличением депрессии линии ИД (рис. 2) приближаются к оси Δ P, что свидетельствует о деформации трещин: дебиты при исследовании на одних и тех же штуцерах уменьшаются. Смыкание трещин подтверждается гистерезисными петлями при записи прямого и обратного ходов ИД.

Рис. 2. Характеристика терригенных коллекторов различных районов по промысловым данным. а - изменение индикаторных диаграмм при отработке скв. 33 Вартовской площади (Западно-Сибирская НГП) в интервале 2574-2556 м - порядок работы, арабские циф­ры-диаметр штуцера, мм) - по В. К. Федорцову и др., [1976]; б - индикаторные диаграммы прямого (сплошная) и обратного (штриховая) ходов по скв. 13 - Ниязбек, интервал 4235-4241 м, пласт II в терригенных коллекторах Ферганской впадины; арабские цифры - диа­метр штуцера, мм; в-индикаторные диаграммы нагнетательных скважин Усть-Балыкского месторождения (по В.Н. Иванову и др., [1969]).

В процессе обработки ИД (см. рис. 2) по нагнетательным скважинам Усть-Балыкского месторождения установлен и тот факт, что при определенных давлениях нагнетания происходит раскрытие естественных трещин и увеличивается приемистость пласта. Давление, при котором начинается изгиб ИД (см. рис. 2.8, в), соответствует началу раскрытия трещин. Поскольку давление раскрытия трещин в скв. 520 составляет 24,9 МПа, а скв. 215 26,7 МПа, что значительно меньше вертикального горного давления (соответственно 54,2 и 56,1 МПа), то, следовательно, раскрытию подвергаются вертикальные трещины, которые контролируются более низким боковым горным давлением (17,9 МПа для скв. 520 и 18,5 МПа для скв. 215). Изучение кернового материала подтвердило наличие наклонных и вертикальных микротрещин как в песчаных, так и в глинистых разделах пласта [Иванов и др., 1969].

С увеличением депрессии капиллярные каналы матрицы не успевают обеспечить возросшую производительность трещин и это приводит к их смыканию, поэтому Δ P = P _пл – Р _заб не должно превышать 5 МПа.

Проведенные многолетние наблюдения показали, что большинство месторождений Западно-Сибирской НГП приурочено к напряженным или ослабленным градиентным зонам, которые способствуют формированию пород-коллекторов трещинного типа и очагам повышенной или пониженной проницаемости (продуктивности).

В процессе тектонической активизации напряжения неоднократно перераспределяются, вызывая изменение ориентировки осей напряжений. Образованием тектонических систем трещин не заканчивается эволюция геологической системы, одним из этапов которой является возникновение дизъюнктивных нарушений типа сбросов, взбросов, надвигов, отражающих критическое развитие напряжений. Каждое тектоническое явление сопровождается возникновением дополнительных трещин и приводит к изменению напряженного состояния среды. Разрушения развиваются совместно с пластическим и упругим деформированием, а также с залечиванием разрывов продуктами дробления, перетирания окружающих пород и вторичного минералообразования, вследствие чего иногда создается непроницаемая зона. Выступая в роли изолирующих экранов, разломы обусловливают образование тектонически экранированных залежей. Таким образом, горные породы постоянно находятся в деформированно-напряженном состоянии под влиянием различных факторов (рис. 3).

Рис. 3. Зоны разуплотнения и трещиноватости по сейсмическим данным (Талинское месторождение, Западная Сибирь). 1 – зоны субвертикальной трещиноватости с предполагаемыми каналами фильтрации; 2 – поверхность палеозоя.

В целом способность пород к трещинообразованию проявляется в породах различного литологического состава избирательно в зависимости от физико-механических свойств: прочности, пластичности и упругости; от геологических условий залегания – температуры, давления, а также истории тектонического развития. Поэтому продуктивные отложения характеризуются неоднородностью коллекторских свойств по площади и по разрезу. Трещиноватость пород – повсеместно распространенное явление [2].

В образовании резервуаров главная роль отводится дилатантному предразрушению и гидротермальной проработке пород, под влиянием которых в неоднородных, хрупких и растворимых разностях пластов происходит формирование вторичной пустотности. Основными факторами указанных процессов являются горное (геостатическое) давление и зоны напряженности, приуроченные к тектоническим блокам. Блоки, периодически смещаясь по отношению друг к другу, обусловливают разноамплитудные колебания, сопровождаемые развитием трещиноватости и другими последствиями от горных ударов. С такими же изменениями градиента напряженности связывают выбросы газа, происходящие в угольных шахтах [1, 2].

«Жизнь» нефтяного месторождения характеризуется различными флуктуациями и точками бифуркаций, которые возникают в большинстве случаев за счет горных напряжений.

Автор считает целесообразным представить здесь геологическую концепцию динамики нефтяных месторождений. Излагается в тезисном формате.