Большинство известных месторождений нефти и газа расположено в антиклинальных локальных структурах. Из механики известно, что началом порога разрушения большинства горных пород является уровень их относительной деформации порядка 10–4. Этой деформации, например, соответствует изгиб земной поверхности, имеющий место между двумя неподвижными пунктами, расположенными на расстоянии 1 км, инструментально амплитуда, которого равна 10 см [1].
На подавляющем большинстве разрабатываемых объектов отмечаются многочисленные факты резкого различия водонефтяного и газоводяного контактов по контуру залежи, отсутствия гидродинамической связи между скважинами, наличия локальных участков вертикальной связи с вышележащими пластами, неравномерного распределения пластового давления в пределах залежи, резкой смены литолого-фациальных условий, а также наличия участков аномальной проницаемости в пределах одной литологической разности порой. Очевидно, что указанные факты связаны прежде всего с образованием зон структурной неоднородности — разломов, флексур, зон повышенной трещиноватости и т. д. Кроме того, различные технологические процессы разработки, связанные с повышением давления, хотя бы на 5–10 МПа в некоторых случаях предопределяют относительную деформацию пород 10–5–10–4. Это, как правило, приводит гидроразрыву пород, которые, в первую очередь, уже в процессе формирования структуры были подвержены разупрочнению с образованием отрывных трещин и последующей кольматацией их вторичными минералами.
Это обстоятельство дает ответ на ранее труднообъяснимый факт обводнения скважин, расположенных в центральных частях многих газоконденсатных месторождений уже на начальной (1–2 года) стадии их разработки (Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское, Уренгойское и др.).
Модельные испытания показали, что над купольной частью поднятий образуются зоны просадки или разупрочнения, которые часто отмечаются на сейсмовременных профилях. Зоны просадки на моделях представляют собой грабенообразные впадины, ограниченные с обоих бортов серией сбросов.
Складывающаяся в результате продолжительного периода термодинамическая система «коллектор-насыщающие его флюиды» в результате многократного вскрытия за счет повторной перфорации также находится в неравновесном состоянии, механическое (бурение, гидроразрыв и др.), гидродинамическое, тепловое, химическое и другие виды техногенного воздействия приводят к деформации и разрушению скелета коллектора. Исследования кернового материала свидетельствуют о возможности значительного разрушения коллекторов в зонах интенсивных отборов и закачки.
Наряду с указанным, причиной разрушения коллектора могут послужить последствия нелинейности процессов фильтрации жидкостей в продуктивных отложениях. Последние проявляются в виде эффектов изменения термодинамических параметров собственно коллектора, а также насыщающих его пластовых флюидов. При создании таких условий, когда пластовая система ведет себя как нелинейная среда (интенсивные отборы жидкости, создание больших часто нестабильных депрессий, отборы жидкости, не компенсируемые закачкой), в коллекторе могут возникать упругие волны значительной интенсивности, которые изменяют свойства горных пород, вплоть до разрушения коллекторов. Отличительной особенностью этого процесса является следующее обстоятельство: в пространственно неоднородном коллекторе распространяющаяся упругая волна имеет место, прежде всего в высокопроницаемых участках коллектора и практически не проникает в низкопроницаемые.
Наличие необратимой деформации коллекторов в процессе разработки залежей углеводородов обнаружено на многих месторождениях мира, где в процессе их эксплуатации наблюдалось значительное снижение пластового давления. При этом было выявлено, что величина необратимой деформации коллекторов определяется не только величиной падения пластового давления, но также палеоглубиной залегания продуктивных отложений, литологическим типом пород и длительностью воздействия дополнительных нагрузок на коллектор.
Необратимая деформация приводит не только к замедлению темпов отбора нефти, но и к снижению степени нефтеизвлечения, что особенно ярко проявляется в низкопродуктивных залежах с неопределенным нефтенасыщением коллекторов или с высоким давлением насыщения нефти газом, близким по величине к начальному пластовому давлению.
Проявление необратимой деформации коллекторов может служить причиной потери значительных объемов извлекаемых запасов нефти особенно в терригенных коллекторах.
Основные закономерности изменения фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов в процессе падения пластового давления выясняются при проведении соответствующих исследований на образцах керна. Цель проведения экспериментов — получение пластических (необратимых) величин деформации образцов, характеристик длительного действия эффективных напряжений. В серии проведенных опытов [2] было испытано 3 образца алевролитистого, средне- и мелкозернистого нефтенасыщенного песчаника на пористость при эффективном давлении 30 МПа, а также по 4 образца для определения пористости и проницаемости при эффективных давлениях 33 и 37 МПа. Степень относительного изменения пористости и проницаемости определяется особенностями литологического строения продуктивных пород, их уплотненностью за время их формирования и изменяется обычно в пределах 10–20 % относительных значений пористости За всё время переменных нагрузок (до 2200 часов) максимальная скорость деформации имеет место в течение первых 200–250 часов.
Для полного восстановления первичных параметров образцов даже такого длительного срока оказалось недостаточно. В общем, снижение пористости при росте эффективного давления происходит сравнительно равномерно, без скачков, плавно. Изменение снижения пористости при пластовых условиях зависит от абсолютного значения пористости. После стабилизации нагрузки происходит медленное практически незатухающее сокращение пористости. Вместе с тем, сами величины относительного снижения пористости при действии постоянной нагрузки, превышающей природную даже на 10 МПа, весьма невелики. Общее же относительное снижение проницаемости в отличие от поведения пористости при росте эффективного давления происходит неравномерно, что можно объяснить микронесимметричностью образцов, которая может в процессе нагружения приводить к возникновению касательных напряжений и, как следствие, к возникновению дилатансионных микротрещин. При этом отмечается, что и общее относительное снижение проницаемости также существенно больше. После стабилизации нагрузки, как и для пористости имеет место медленное, практически незатухающее уменьшение проницаемости. При этом, чем выше начальная проницаемость образца, тем более плавно и быстрее происходит стабилизация снижения проницаемости.
Все же изменение проницаемости образцов под действием постоянного эффективного напряжения происходит достаточно неравномерно. Относительная величина остаточной (невосстанавливаемой) части проницаемости также зависит от величины начальной абсолютной проницаемости: чем выше начальная проницаемость, тем меньше величина её невосстанавливаемой части.
Таким образом, основное снижение проницаемости происходит в процессе падения пластового давления, и конечное значение проницаемости становится в несколько раз ниже проницаемости, определенной в атмосферных условиях.
В процессе экспериментов установлено, что создание высокой депрессии или значительное падение пластового давления в целом неадекватно слабо отражается на фильтрационно-емкостных свойствах низко-проницаемых коллекторов (снижение ФЕС таких продуктивных объектов может достичь 10 %) и довольно существенно отражается на соответствующей характеристике высокопроницаемых пород. Так при начальной проницаемости коллекторов в пластовых условиях свыше 0,5 мкм2 при понижении пластового давления на 6–7 МПа снижается в 3–4 раза в течение 2–3 месяцев.
В частности, при значениях пластового давления 14–15 МПа продуктивность скважин лишь на 5–15 % ниже, чем в скважинах, вскрывших коллектор с исходным пластовым давлением (порядка 30 МПа).
Это подтверждает роль трещинной составляющей проницаемости в снижении дебита скважин. Но при этом отмечается, что часть деформации сокращения проницаемости является необратимой (в опытах — до 44 % от исходной проницаемости в атмосферных условиях). Предельное снижение проницаемости составило 50–60 %, т. е. проницаемость может изменяться в 2 раза и более.
Следовательно, падение проницаемости трещиноватых коллекторов за счет смыкания трещин не происходит до нулевого значения даже при полном падении пластового давления, однако существенно определяет продуктивность скважин. В то же время, это обстоятельство не может быть механически перенесено в область аномально-высоких давлений (в известных месторождениях Средней Азии 50–130 МПа и более), где поведение коллекторов вполне может быть неадекватным и непрогнозируемым.
При изменении пластового давления в продуктивных пластах деформация пород в призабойной зоне скважин существенно отличается от деформации в глубине пласта.
Напряженно-деформированное состояние пластов вдали от скважины в основном определяется процессом одномерного сжатия породы под действием вертикальной нагрузки. В призабойной же зоне скважин, т. е. в зоне действия депрессии (репрессии), имеет место сложная неодномерная деформация породы, зависящая от поведения множества факторов: особенностей распределения давления в воронке депрессии, соотношения упругих свойств пласта, а также подстилающих и перекрывающих его отложений, толщины пласта и т. п.
В условиях резкого изменения значения давления: по мере удаления от скважины напряженно-деформационное состояние породы становится неодномерным (осесимметричным). Следовательно, реакция породы на изменение пластового давления на одну и ту же величину, выражающаяся в изменении проницаемости породы, будет различной в околоскважинной зоне и в удаленных частях пласта [3].
Значительная доля нефти в мире сосредоточена в залежах, приуроченных к продуктивным трещинным и трещинно-поровым породам. Характерной особенностью таких коллекторов является адекватная их реакция на снижение пластового давления. Падение давления в продуктивном пласте в ходе эксплуатации скопления углеводородов провоцирует рост эффективных напряжений, что, в свою очередь, вызывает сжатие трещин и быстрое снижение трещинной проницаемости.
По мнению наиболее авторитетных ученых, занимавшихся этой проблемой (ФИ, Котяхов, В. Д. Викторин [5, 6] и др.), основной причиной снижения трещинной проницаемости считается превышение пластового давления над боковым горным давлением, сжимающим стенки вертикальных трещин. Однако, детальный анализ механики пористых сред свидетельствует [2] о том, что боковое горное давление всегда превышает пластовое давление, т. е. трещины изначально несколько сомкнуты, а в процессе падения пластового давления и соответствующего роста эффективных напряжений они продолжают смыкаться, что приводит к снижению трещинной составляющей проницаемости.
Динамика изменения проницаемости коллекторов определяется особенностями поведения трещиноватых коллекторов под воздействием нагрузки. Основные показатели фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений в условиях падения пластового давления в процессе дренирования залежей определяются экспериментами на образцах керна. Согласно результатам лабораторных опытов, величина начальной жесткости трещин зависит от состава породы, выветрелости и шероховатости стенок трещины и может достигать 20000–25000 МПa/м,
Испытания образцов трещинного коллектора (известняк) Астраханского газоконденсатного месторождения показали, что при циклическом нагружении (часто имеющем место в промысловых условиях) жесткость трещин меняется. В процессе циклической нагрузки трещины становятся менее деформируемыми, а их проницаемость снижается относительно исходного значения. По результатам прямых опытов при падении пластового давления до 30–35 МПа (эффективное давление 60 МПа) проницаемость трещинной составляющей коллекторов падает в 3–4 раза. Снижение пористости продолжается и после стабилизации нагрузки — медленно, практически линейное незатухающее. Для проницаемости, как общее, так и относительное уменьшение выше, чем для пористости, но абсолютные значения снижения невелики. Выходит, что общее снижение монолитных пород весьма незначительно. Результаты экспериментов на кернах Астраханского, Уренгойского и ряда других месторождений свидетельствуют, что снижение ФЕС матрицы коллектора трещинно-порового типа не является значительным и не должно приводить к масштабному падению продуктивности скважин с течением времени.
В процессе разработки и эксплуатации скважин в прискважинной зоне пласта возникают многочисленные процессы, ухудшающие фильтрационную характеристику этой зоны, М. В. Зайцев и Н. Н. Михайлов [4] считают, что основной механизм ухудшения состояния пласта в прискважинной области — блокировка части внутрипорового пространства твердыми частицами и флюидами. Кроме того, по их мнению, определенную роль играет сжатие скелета пористой среде под действием, депрессии в околоскважинной зоне добывающих скважин.
При разных законах изменения проницаемости одинаковые значения скин-эффекта соответствуют разным состояниям околоскважинной зоны, т. к. даже при малых зонах загрязнения относительная продуктивность и скин-эффект для различных законов изменения проницаемости от радиуса загрязненной зоны могут меняться в несколько раз.
Литература:
- Мищенко И. Т., Бравичев К. А., Губанов В. Б. Допустимые границы изменения эффективного давления, исключающие необратимые деформации системы// Нефть, газ и бизнес. — Москва, 2009, № 10, 51–53 с.
- Кашников Ю. А., Ашихмин С. Г., Обшаров Н. А. Экспериментальные исследования влияния длительного действия высоких эффективных напряжений на фильтрационно-емкостные характеристики монолитных образцов с трещинами// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — Москва, 2008, № 8, 52–58 с.
- Попов И. П. Об особенностях испытаний скважин в коллекторах порово-трещинного типа // Геология нефти и газа. — Москва, 1992, № 8, 42–47 с.
- Зайцев М. В., Михайлов Н. Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины // Нефтяное хозяйство. — Москва, 2004, № 1, 64–66 с.
- Лысенко В. Д. Проблемы эффективности разработки нефтяных месторождений// Нефтепромысловое дело. — Москва, 2007, № 1, 4–9 с.
- Закиров А. А. Особенности изменения параметров пласта и пластовых флюидов в зависимости от динамики пластового давления// Нефтепромысловое дело. — Москва, 2005, № 6, 25–28 с.
