Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Изменения физических свойств гранитоидных пластов в процессе разработки залежи и их влияние на производительность скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Изменения физических свойств гранитоидных пластов в процессе разработки залежи и их влияние на производительность скважин"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 622.276.5.001.5

ФАМТХАНЬХА

ИЗМЕНЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГРАНИТОИДНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ СКВАЖИН (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР)

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2003

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель

- доктор технических наук, профессор

Н.Н. Михайлов

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор

К.С.Басниев

- кандидат технических наук,

А.Б.Баишев

Ведущая организация

- ГП РВО "Зарубежнефть", г. Москва

Защита состоится <

часов, ауд. 731 на заседании дис-

сертационного Совета Д.212.200.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук при Российском государственной университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1,119991, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Ученый секретарь диссертационного Совета, д.т.н., профессор

Б.Е. Сомов

2<ъоз~Д

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В Юго-Восточной Азии одним из наиболее интересных и перспективных регионов с залежами углеводородов в фундаменте является шельф Южного Вьетнама. Коммерческий интерес к этому региону резко вырос после того, как в 1988 г. на месторождении Белый Тиф, из гранитоидов фундамента впервые получены промышленные притоки нефти.

Основные запасы нефти приурочены к дилатантным гранитоидным коллекторам кристаллического фундамента. Считается, что дилатантные коллекторы образовались в результате процессов разуплотнения первоначально плотных и непроницаемых пород фундамента и последующих их изменений гидротермальными и тектоническими процессами. В результате образовался особый тип коллектора, представленный как трещинно-каверновым, так и гранулярным видом порового пространства. Аналогов разрабатываемых месторождений с таким типом коллекторов в мире нет. Поэтому и опыта работы с такой залежью со своими специфическими особенностями, где необычные фильтрационно-емкостные свойства, а также структурные и энергетические параметры и термодинамические условия, не было. В процессе разработки месторождения Белый Тигр выявлено падение пластового давления. Это обстоятельство необходимо принимать во внимание при проектировании методов воздействия на пласт, контроле за разработкой и определении запасов нефти. Учитывая уникальность гранитоидных пластов, актуален стал вопрос об изучении характера изменения фильтрационно-емкостных и деформационных свойств при разработке залежей нефти.

Цель работы

Определение закономерностей измепения физических свойств гранитоидных коллекторов дилатантного типа при падении пластового давления в процессе разработки залежи и оценка влияния этих изменений на производительность скважин.

Основные задачи исследования

1 Разработка методики теоретического и экспериментального изучения изменений свойств гранитоидных пластов месторождения.Ярвдй Тигр и прпгуггг жеплуа-

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ

тации залежи. Б И БЛ ИОТЕКА

2. Выявление закономерностей изменений деформационных и фильтрационно-емкостных свойств гранитоидов при разработке.

3. Разработка методики оценки влияния изменения свойств гранитоидов в процессе эксплуатации на продуктивность скважин.

4. Анализ закономерностей падения продуктивности скважин при падении пластового давления в процессе разработки месторождения Белый Тигр.

Методы решения поставленных задач:

Анализ и обобщение геолого-промысловой информации о состоянии и динамике показателей разработки месторождения Белый Тигр.

Теоретический анализ сжимаемости, проницаемости и пористости при изменении напряженного состояния на основе современных достижений физики пласта.

Экспериментальное изучение керна при изменении напряженного состояния пласта.

Гидродинамический расчет изменений производительности скважин.

Объектом исследования являлись пласты-гранитоиды фундамента месторождения Белый Тигр, представленные особым типом коллектора, образовавшимся в результате ди-латантного разуплотнения плотных и непроницаемых пород фундамента.

■Научная новизна работы

1. Обоснована теоретическая модель изменения сжимаемости пластов гранитоидов при падении пластового давления.

2. Получена и апробирована теоретическая модель изменения проницаемости гранитоидов при падении пластового давления.

3. Экспериментально установлено два типа деформации гранитоидов - линейный и нелинейный.

4. Экспериментально показано наличие двух типов зависимостей проницаемости от эффективных напряжений, характерных как для трещинно-поровых пластов, так и для пластов с чисто трещинным типом пористости.

5., Для выделенных типов зависимости проницаемости от эффективных напряже-

. • ний получены соотношения для изменений дебетов скважин при падении пластового давления.

6. Анализ фактических изменений дебитов скважин при падении пластового давления позволил идентифицировать тип динамики падения дебитов в зависимости от типа строения норового пространства.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Установленные закономерности изменения свойств пластов гранитоидов в процессе разработки залежи позволят обосновано подойти к подсчету запасов и проектированию разработки открываемых месторождений в фундаменте осадочных бассейнов.

Установленные закономерности падения дебитов при разработке гранитоидных пластов позволят эффективно выбирать технологии интенсификации добычи нефти на месторождении Белый Тигр.

Разработанные методические приемы анализа изменения фильтрационных свойств сложно построенных пластов при падении пластового давления могут быть использованы для оценки эффектов падения дебита в пластах с трещинным и трещинно-поровым типами пористости на различных месторождениях.

Апробация работы

Основные положения и результаты, полученные в диссертационной работе, докладывались на следующих конференциях: «Наука и молодежь - 2000», 23 апреля 2000г. в Москве; «Актуальные проблемы состояния и развития нефтяного комплекса России», РГУНГ, Москва 2000г.; «Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов», посвященной 130-летию со дня рождения академика И.М.Губкина, 9-11 октября 2001г., Москва.

Основные результаты теоретических и экспериментальных исследований и практические рекомендации диссертационной работы обсуждались на семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа им.И.М. Губкина.

Результат работы использовались в институте повышения квалификации при РГУ нефти и газа и ИПНГ РАН при переподготовке специалистов из СРВ.

Объем работы

Работа содержит введение, пять глав текста, вывод, заключение и список используемой литературы.

Общий объем работы составляет 146 страниц, в том числе 8 таблиц, 56 рисунков и список используемой литературы из 117 наименований.

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю акад. РАЕН проф. Михайлову H.H. за постоянное влияпие и неоценимую помощь при выполнении работы, зав. кафедрой РиЭНМ проф. И.Т.Мтценко и всему коллективу кафедры. Автор также признателен зав. сектором экспериментальной геомеханики ИГиРГИ к.г-м.н. Фомину A.A. за постановку и проведение совместных экспериментальных исследований, и также Сребродольской Т. А. за помощь при обработке фактических данных.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во Введении обоснована актуальность темы, сформулированы цели и поставлены основные задачи исследования. Раскрыты теоретические и экспериментальные методы проведения исследования, обоснован объект исследования. Описана взаимосвязь между научной новизной и практической значимостью полученных результатов. Сформулированы положения научной новизны и пути практического использования методических результатов работ.

В первой главе содержится материал о геолого-физических особенностях, тектоническом строении, нефтеносности залежи, и состоянии разработки месторождения Белый Тигр и сравнение этих данных с известными месторождениями.

Анализ и обобщение опыта разработки месторождений с трещинными, трещинно-поровыми и каверновыми коллекторами, проведенные рядом ведущих исследователей в этой области применительно к месторождениям Восточного Предкавказья, Ирана и др., показали, что для исследуемых месторождений типичным является падение пластового давления в процессе разработки скважин.

Аналогичные явления наблюдаются и при разработке гранитоидных пластов месторождения Белый Тигр. При этом изменения текущего пластового давления в процессе разработки носили идентичный характер для крупных блоков залежей, разделенных тектоническими нарушениями. Кроме того, происходило эффективное выравнивание пластового давления по толщине продуктивной толщи.

Гидродинамические исследования (методом гидропрослупшвания) так же показали эффективную гидродинамическую связь в хранигоидном массиве Белого Тигра в вертикальном и горизонтальном направлениях, о чем свидетельствуют замеры пластовых давлений в разных частях структуры и разреза, которые, как правило, характеризуются величиной одного порядка и не зависят от положения в массиве интервала замера и времени ввода скважины в эксплуатацию. Крупные пространственные зоны с развитой трещинова-тость были выделены Центральной Геофизической Экспедицией по данным ЗД сейсморазведки на участке около 50 км2. Высокопродуктивные интервалы скважин четко связаны крупными круто наклоненными (до 60°) зонами развития трещинности, либо с участками перекрытия субгоризонтальных и наклонных направлений грещин.

Обобщение данных по динамике изменения пластового давления в процессе разработки проведенное в СП «Вьетсовпетро» выявило следующие закономерности:

1. Текущее пластовое давление по различным скважинам, расположенным на участке Центрального свода фундамента в разных пластах на разных глубинах с очень малым разбросом укладываются в общую динамику приведенного давления по залежи.

2. Динамика приведенного пластового давления характеризуется единой кривой независимо от времени ввода скважины в эксплуатацию.

3. В Центральным своде фундамента месторождения Белый Тигр, где сосредоточено 90 % запасов и добычи нефти, в процессе разработки произошло существенное падение пластового давления от 38 МПа до 25 МПа.

Таким образом, общие тенденции падения пластового давления на месторождении Белый Тигр соответствуют аналогичным тенденциям на месторождениях с классическим

типом трещинных коллекторов и проявляются в формировании единого поля давлений по объему крупных блоков залежи.

Существенное падение давления приводит к падению дебитов скважин. При этом индикаторные диаграммы носят, как правило, ярко выраженный нелинейный характер. Одной из причин нелинейности индикаторных диаграмм является зависимость проницаемости трещинных пластов от пластового давления. В работах А.Бана, К.С.Басниева, В.Н.Николаевского и др. получены аналитические выражения, связывающие дебит (0) единичной скважины с перепадом давления (ДРС)-

Для линейной зависимости проницаемости от давлений:

где а - коэффициент, характеризующий изменения проницаемости при падении давления; Ао - коэффициент продуктивности. Для экспоненциальной зависимости получено:

Таким образом, нелинейность зависимости дебита скважины от перепада давлений определяется видом зависимости проницаемости пласта от давления.

Влияние изменений фильтрационных свойств на продуктивность специально исследовалось по ряду залежей Грозненских месторождений (Н.ПЛебединец) (Эльдарово, Бра-гуны, Старогрозненское и др.). Им выбирались объекты, где и пластовое и забойное давления были существенно выше давления насыщения нефти газом.

Анализ фактических данных по этим объектам показал, что четко выраженных тенденций уменьшения продуктивности при падении пластового давления не наблюдается. Наблюдаемое снижения продуктивности легко восстанавливались при соляно-кислотной обработке призабойной зоны. А в некоторых случаях даже было отмечено увеличение продуктивности при падении пластового давления.

Для изучаемого месторождения Белый Тигр присущ особый дилатантный тип коллектора, который принципиально отличен от традиционного трещинного типа. Трещины

(1.1)

б [1-ехр(-аД/>с)].

(1.2)

представлены сложной минералогической системой и их деформация существенно отличается от классического типа. Кроме того, цеолиты, заполняющие часть внутритрещинно-го объема, являются физико-химически активными минеральными образованиями. Они активно взаимодействуют с кислотами и образуют гель, кольматирующий околоскважин-ную зону. Анализ результатов воздействия на призабойную зону показал неэффективность восстановления продуктивности скважин путем реализации традиционных технологий и снижение продуктивности скважин носит устойчивый характер.

Соответственно вопрос о влиянии падения пластового давления на продуктивность гранитоидов является не исследованным и требует специального анализа, который дается в следующих главах работы.

Во второй главе проведен теоретический анализ физических свойств пласта при падении пластового давления.

Закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств при падении пластового давления имеют большое значение в гидродинамических расчетах, при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений нефти и газа. Эти закономерности изучаются как экспериментально, так и теоретическим образом. Исследования изменений фильтрационно-емкостных и деформационных свойств пласта проводились В.М.Добрыниным, Ю.П.Желтовым, Л.М.Мармонштейном, Я.Р.Морозовичем, Н.Н.Павловой, А.А.Фоминым И.Фаттом и многими другими исследователями.

На основе работ этих ученых был проведен анализ влияния особенностей структурно-текстурного строения пласта на изменение деформационных и фильтрационно-емкостных свойств при падении пластового давления. Показано, что существующие модели для трещинно-поровых и трещинно-каверновых типов поровой структуры в общем случае дают линейные соотношения между сжимаемостью пласта (р„л) и сжимаемостью его скелета, а сжимаемость скелета линейно связана с сжимаемостью пор (Р„) и твердой фазы

(М-

Исследование сжимаемости трещин показало, что сжимаемость объема пустотного пространства (рпт) зависит от геометрии трещин, в частности, от наличии перемычек между берегами трещины. Сжимаемость трещин зависит от концентрации напряжений на пе-

ремычках. Соответственно закономерности изменения деформационных свойств трещинной породы зависят от особенностей строения трещин.

На месторождении Белый Тигр поровое пространство представлено в основном микротрещинами и микрокавернами. Непроницаемая матрица разбита на блоки размерами от 0,5 до 3 см трещинами и кавернами высокой проводимости. Окаймляющая трещины и каверны зона представляет из себя вторично измененную цеолитизацией породу с пористостью до 10% и большим количеством микротрещин. Такое строение порового пространст-' ва делает гранитоиды качественно отличными от традиционных типов трещинно-поровых итрещинно-каверновых пластов.

Для количественного анализа изменения физических свойств гранитоидов при падении пластового давления была использована структурная модель коллектора, в которой трещины являются шероховатыми поверхностями с многочисленными перемычками (стыками), сформированными высокопористыми микротрещинными зонами, деформация которых нелинейно зависит от напряжения. Общая деформация гранитоидов в работе связывается с изменениями объемов твердой фазы и трещин. Деформация трещины связана с Деформацией шероховатых выступов микротрещинной породы, поддерживающих берега более крупных трещин. Коэффициент сжимаемости трещин (Ртр) определяется как разность сжимаемости скелета (Рек) и твердой фазы (рге).

Получено уравнение связи коэффициента сжимаемости трещинной породы в целом (р), скелета породы (рек ) и сжимаемости матрицы (Ртв).

где Р - пластовое давление; А/У - коэффициент, характеризующий эффективную площадь поверхности трещин в единице объема; Ь - стандартное отклонение распределения высоты выступов берегов трещин. Из соотношения (2.1) следует, что величина линейно

связана с давлением (Р), что хорошо подтверждается результатами имеющихся экспериментов.

Анализ существующих соотношений изменения пористости при падении пластового давления показал, что специфические микроструктурные особенности строения грани-

тоидов Белого Тигра слабо влияют на зависимость изменения пористости при падении пластового давления.

Изменение проницаемости при падении пластового давления в наибольшей степени контролируется особенностями микроструктурного строения пласта. В настоящее время для описания зависимости проницаемости от пластового давления используются степенная, линейная, экспоненциальная зависимости. Степенная зависимость следует из уравнения Козени-Кармана и характерна для чисто гранулярных пластов. Учет микроструктурных особенностей пласта приводит к усложнению вида зависимости. Для трещинной породы в предположении неизменности объемной плотности трещин В.М.Добрынин получил

Кпр(СТ) = КпрК)-ехР

' °0

-3 |Р»с1а

сг

где Рт - коэффициент сжимаемости трещин МПа".

Так как Рт(сг) является сложной функцией напряжений и структуры трещинной пористости, то зависимости К(ст) могут иметь самый разнообразный вид.

Сжимаемость трещинной породы существенным образом зависит от геометрии трещин, в частности от характера стыков между берегами трещины.

Для учета этих эффектов используется уравнение Буссинеска для расхода через трещину единичной ширины

\2ц Зс

где — - градиент давления, ц - вязкость, Ь - высота трещины, <3 - расход. Эх

С учетом уравнения неразрывности в стационарном случае и принимая во внимание, что высота трещины может изменяться в плоскости х,у, получим:

т зь зь „ ,

" Так как изменение высоты трещины - величины — и — зависят от значений эф-

Эх ду

фективного радиуса оконечностей выступов (шероховатости) берегов трещин и характеризуются небольшими значениями, и уравнение (2.3) представляется в виде уравнения Лапласса.

Используя уравнение Лапласса и полную аналогию уравнений теплопроводности и пъезопроводности, показано, что эффективная проводимость (К.) потока трещинной среды с шероховатыми берегами определяется соотношением:

(2.4)

1 + а

где К - проводимость трещин с гладкими берегами, а - отношение площади контакта к общей площади трещины.

По аналогии с законом Фурье для теплового потока и с учетом уравнения Буссинеска для эффективной проводимости трещинной среды с шероховатыми берегами трещин получено выражение

.А-^/кЗ

При падении пластового давления изменяется раскрытость трещин (Ь) и относительная площадь контакта (а).

Исследования деформации шероховатостей показали что

(27)

е(1-у2)'

где Ь - стандартное отклонение высоты берегов трещин;, Б и v - модуль Юнга и коэффициент Пуассона, f - характерное расстояние, на котором происходит изменение размеров выступов трещин.

Путем несложных математических операций для эффективной проводимости получено выражение

к K„

1-4 V In Py

13

3ll-b(p-p0)

(2.8)

1 + ь(р-р0)

где К 0 и Ь0 - проводимость флюида и раскрытость трещин при начальном давлении р0,

которое в условиях малых значений пластового давления позволяет представить соотношение (2.10) в виде

уз

'г! Ь/ 11п Р/ - , (2.9)

К

/Ро

Последнее соотношение представляется через эффективные напряжения в виде

KVi = А +В 1п-

(2.10)

где А и В - коэффициенты, зависящие от раскрытости трещин и характера стыков между берегами трещин, а, сто - эффективные напряжения.

Зависимость (2.10) показывает линейную зависимость кубического корня из проницаемости от логарифма эффективных напряжений.

Было проведено сопоставление кубического корня проницаемости (К'^) с эффективными напряжениями (в логарифмическом масштабе). Для сопоставления взяты эксперименты, где использованы граниты с чисто трещинной пористостью. Результаты сопоставления показали, что соотношение (2.10) для трещинных гранитов соответствует экспериментальным данным.

В третьей главе описана методика экспериментальных исследований измепепия фильтрационно-емкостных свойств пород фундамента Белый Тигр в процессе разработки.

Для изучения фильтрационно-емкостных свойств гранитоидов Белого Тигра в условиях равномерного и неравномерного объемного сжатия нами использовалась установка УИМК, разработанная в ИГ и РГИ. На установке УИМК можно проводить изучение деформационных, прочностных и коллекторских свойств горных пород при пластовых термодинамических параметрах, характерных для глубин 15 км (величины равномерного всестороннею сжашя до 500 МПа, внугрипорового давления насыщающей жидкости до 150 МПа, избыточного продольного напряжения до 1500 МПа, температуры до 300°С)

Точность измерения деформаций и нагрузок с помощью применяемых упругих тензометров составляет ~2% для деформаций в 100ц и нагрузок в 100 МПа.

Температура измеряется в непосредственной близости от образца с помощью хроме ль-копелевой термопары, точность измерения - ±3°С.

В течение опыта измеряются изменения длин и диаметра образца Д1 и Д<1. По измеренным величинам изменений Д1 и Дс1 производится расчет значений Главных относи* А! М

тельных деформаций: £] = —;б2 = Б3 = —.

1о ¿0

Объемная сжимаемость пород определяется по формуле: р = —

За ,

V. эф.

при t

const, р„ = const, где p - коэффициент сжимаемости, см2/кгс; V - текущий объем породы при давлении аэф = о0Н - рп(®он - внешнее равномерное давление, рп - давление насыщающей породу жидкости), равный разности V0-AV (V0 - объем образца при атмосферном давлении; AV - уменьшение объема при Стэф, МПа).

Частная производная (ЭУ/6аЭф)т,рп с достаточной точностью может быть определена путем графического дифференцирования зависимости: £v =

Коэффициенты сжимаемости порового пространства пород при различных эффективных напряжениях стЭф вычисляются по формуле, связывающей коэффициенты сжимаемости пласта р, ее порового пространства р„, твердой фазы Р-щ и коэффициенты пористости Кп.

Коэффициенты пористости при эффективных напряжениях К„ (оф), определяемые разностью К Паш - еу(стэф0, где Кп*™ - коэффициент открытой или общей пористости.

Кроме коэффициентов сжимаемости пород по результатам измерений объемных деформаций определяются изменения коэффициента пористости пород (Кп) под действием эффективного давления К„ = f(a^).

Деформации образца под действием напряжения сдвига, представляемого в виде интенсивности напряжений (а,): ст, = P/F(l + Б2)2, где Р - избыточная продольная нагрузка, F -площадь сечения образца.

. В опытах определяются параметры главных нормальных напряжений: CTt = Ст] + ст0„ -р„; oi = ст3 = о0и - Рп» Стон - величина начального равномерного всестороннего сжатия.

По результатам измерений деформаций образца в условиях неравномерного трехосного сжатия вычисляется изменение объема пород: sv = 2ег - Еь

Обработка результатов исследований, проведенных на установке УИМК, позволяет получить графические зависимости между деформациями и интенсивностью напряжений для различных значений начального всестороннего сжатия аон (диаграммы деформаций).

Коэффициенты проницаемости пород изучались на установке КВО-1 конструкции Всероссийского научно-исследовательского института нефтяной геологии (ВНИГНИ) по методике, разработанной в ИГиРГИ, и измерялись при стационарной фильтрации газа в условиях внешнего давления до 120 МПа и температур до 200 °С

Результаты измерений расхода и давления газа (азота) использовали для расчета ко-

PrQ-iiL-103

эффициента проницаемости пород по следующей формуле:К =—2—2-—,где Pg

ПР Щ — ?2)Р

- барометрическое давление, кгс/ см2; Qe - расход газа, отнесенный к барометрическому давлению и температуре испытания, см3/сек; Т| - вязкость азота, eil; L - длина образца, см;

S - площадь поперечного сечения образца, см2; - среднее давление в образце,

МПа; Pi - абсолютное давление газа до образца, МПа; Рг - абсолютное давление газа после образца, МПа. Ввиду того, что Pg мало отличается от 0,1 МПа, в расчетах его принимали равным 0,1 МПа.

Если вычислялся коэффициент проницаемости породы в опыте с температурой, то учитывали расширение азота под действием температуры. Коэффициент расширения азо-

273+t ,

та по дочитывался по формуле: К{ =-—, где toSp - температура, при которой испы-

273+tK

тывался образец, °С; tK - комнатная температура, °С. В этом случае в формулу расчета Кпр вводился в качестве множителя коэффициент Kt.

Результаты испытаний обрабатывались в виде графиков зависимостей

Кпр = ДСТэфХ» const •

В четвертой главе даны результаты экспериментальных исследований изменений физических свойств гранитоидов месторождения Белый Тигр в процессе разработки залежи.

Для экспериментальных исследований была использована коллекция образцов керна, отобранных из гранитоидов месторождения Белый Тигр. Изучались особенности деформации и изменения фильтрационно-емкостных свойств при падении пластового давления.

Сложная структура строения гранитоидов может обуславливать существенную анизотропию деформационных свойств пласта в зависимости от вида напряженного состояния. Соответственно было проведено сравнение особенностей зависимостей линейной продольной (si) и радиальной (£2 = £3) деформации кернов гранитоидов от эффективных напряжений в условиях неравномерного напряженного состояния. Полученные таким образом результаты сравнивались с результатами исследования объемной деформации (ev) в условиях равномерного объемного напряженного состояния.

Для удобства сравнения зависимости е, (стэф) нормированы на значения эффективных напряжений сьф-5-10"1 МПа и представлены в безразмерном виде eje^sf^al^s)) (s'=f(a*).

Проведенные исследования наглядно демонстрируют, что продуктивные пласты гранитоидов Белого Тигра проявляют, как упругий характер деформации, свойственный гранитам и другим магматическим и метаморфическим породам, так и пластический тип деформирования, характерный для большинства терригенных и карбонатных пород с гранулярным и смешанным типом пористости. Экспериментальные данные демонстрируют два типа зависимостей е*, = f(a*) - это линейный и нелинейный типы. Сопоставление зависимостей для радиальной и продольной линейной деформации выявило неидентичность деформирования в различных направлениях, что указывает на зависимость пластических свойств гранитоидов от направленности деформирования. Большинство исследуемых образцов показало нелинейный пластический тип деформации. Сложный тип пористости гранитоидов Белого Тигра приводит к анизотропии деформации гранитоидов, проявляющийся в переходе от упругого к пластическому типу деформации при изменении напряженного состояния.

Сопоставление величины деформационной анизотропии ei/eî со значениями ст* показало, что с ростом эффективных напряжений значение показателя Ei/ ег стремится к единице, что указывает на снижение роли анизотропии при падении пластового давления.

Анализ объемной деформации гранитоидов показал, что здесь также имеется два вида зависимостей е* = f(cr*): линейная и нелинейная зависимости

Исследование коэффициента объемной сжимаемости гранитоидов ф) в зависимости от величины эффективных напряжений показало, что для обоих типов деформации зависимость р = f(o*) носит ярко выраженный нелинейный характер. При этом значения р при ci = 0,5 МПа изменяются в узком диапазоне - от 1,2 до 2,4.

Изменение пористости гранитоидов во всех случаях хорошо описывается экспоненциальной зависимостью от эффективных напряжений. Показатель экспоненты меняется от 0,001 до 0,018 при наиболее вероятных значениях 0,006. Имеется тенденция роста значений показателя экспоненты с уменьшением пористости. Таким образом, максимальное относительное изменение пористости гранитоидов при падении пластового давления характерно для низкопористых пластов.

Экспериментальное изучение изменения проницаемости гранитоидов показало, что отсутствует связь изменения проницаемости с изменениями пористости при падении пластового давления. Таким образом, наиболее употребляемые соотношения, вытекающие из уравнения Козени-Кармана для гранитоидов не правомочны.

В соответствии с данным во второй главе анализом вида зависимостей проницаемости от пластового давления была проведена обработка результатов экспериментов. Было показано, что для гранитоидов имеется два типа зависимостей проницаемости от эффективных напряжений. Первый - экспоненциальная зависимость, которая типична для карбонатных пластов со сложным типом пористости. Анализ распределения показателя экспоненты выявил наличие двух областей в значениях этого параметра. Первая (среднее значение -0,07) с диапазоном изменения от 0,02 до 0,22 характерна для типичных карбонатных сложно построенных пластов, вторая область с аномально высокими показателями экспоненты, изменяющимися от 0,22 до 0,43, не характерна для карбонатных пород.

Анализ влияния проницаемости на величину показателя экспоненты выявил тенденцию к росту этого параметра с уменьшением проницаемости образцов. Влияние пористости не обнаружено.

Второй тип зависимости проницаемости от эффективных напряжений соответствует зависимости корня кубического из отношения проницаемостей от логарифма отношения напряжений. Как было показано в главе 2, этот тип зависимости характерен для чисто трещинных пластов (см. соотношение 2.10). Для удобства это соотношение было представлено в виде (К/Ко)"3 = I + Р 1п о/сто- Значение параметра Р менялось от 0,047 до 0,22.

Выявленные особенности изменения физических свойств гранитоидных пластов в процессе разработки могут оказывать существенное влияние на производительность скважин.

В пятой главе дан анализ влияния падения давления в процессе разработки грани-тоидов Белого Тигра на продуктивность скважин.

Для оценки влияния изменения свойств пласта в процессе разработки залежи на дебеты скважин различными исследователями предложены соотношения, учитывающие изменения проницаемости, пористости и других свойств пласта. Однако эти соотношения выведены для пластов с неизмененной околоскважинной зоной. На месторождении Белый Тигр имеют место техногенные ухудшения проницаемости в околоскважинной зоне. Поэтому необходимо проводить учет изменения проницаемости, как за счет загрязнения, так и за счет падения пластового давления.

Результаты проведенных экспериментальных исследований показали в целом единый характер зависимости К(сьф) для части исследуемой коллекции. Обработка результатов экспериментов дала экспоненциальную зависимость К(стэф), которая представляется в виде: К - К0 ехр(-аа^), где К0 - коэффициент, определяемый из значений проницаемости при фиксированном давлении и имеющий размерность проницаемости; а - коэффициент, характеризующий изменения проницаемости, имеющий размерность МПа"1.

Преобразуем полученную зависимость относительно величины р = Рк ~ Рпл, где Рк — пластовое давление на контуре питания а Р,ш - давление в пласте.

К(Р„Л) = К„ехр(астЭф(Рш,)) = Ю,ехр (а(Рг-Рпл)= К0(ехра(Рг-Рк+Рк-Р„л) = К'0ехр(а(Рк-РШ1))

где Ко - эмпирический коэффициент, К 0 = Ко ехр(а(Рк-Р„„) - проницаемость пласта при отсутствии фильтрации (ЛР=0).

Полученное соотношение в явном виде связывает изменение проницаемости с изменением пластового давления относительно начального (контурного) давления.

Для анализа изменения продуктивности скважин необходимо учесть ухудшения проницаемости пласта в околоскважинной зоне, вызванные засорением пласта. Проницаемость околоскважинной зоны можно считать величиной постоянной (Кю) в пределах радиуса возмущенной зоны (гю) гс< гм < гк, где п-, гс - радиус контура и радиус скважины соответственно. Относительное изменение проницаемости по радиусу А = (Кез/К) определяется ступенчатой функцией: а_|А1> пРигс^г~гвз

I1 • ПРИГ>ГЮ

Дебит скважины ((}) с учетом вышеизложенного определяется следующим образом:

К 'о ^ А ехр(- а(Рк - Р.)) Др |

д = 2яА-----—-—тНг_г , (5.1)

с

где £ -относительная фазовая проницаемость, ц, - вязкость, К 0 - проницаемость не возмущенного пласта, Ь - мощность пласта, рс и гс - давление и радиус скважины. Для чистых несжимаемых пластов а = О, А = 1.

Влияние изменения проницаемости на дебит скважины определяется не только параметрами К 0 и а, но и значениями <1р/с1г, которые существенно зависит от характеристик сжимаемости пласта.

Для определения значений искомого градиента давления решалось уравнение стационарной фильтрации для радиально-симммричного случая при условиях равенства давлений и потоков.

Распределение давления в области, прилегающей к стенке скважины, определится следующем образом:

Р = Рс+-1п| а

1-ехрГ-а(П-Р«)1п-

I V. Гс)

1п—+ Л, 1п —

Гг г„

+ ехр(-а(Р1 -Ре))

(5.2)

Как известно, при отсутствии засорения и сжимаемости пласта распределение давления имеет вид

1п-

Р = {Рк-РЛ

ьА

(5.3)

Из сравнения соотношений (5,2) и (5.3) следует, что градиент давления в формуле (5,2) существенным образом зависит от сжимаемости и загрязнения пласта. Дифференцируя (5.2), получаем:

1 _1-ехрос(рк ~рс)

ф (к

ехр(а(рК - рс))

г,-

Ч1

Таким образом, отношение дебитов будет:

Л

«о

А1 1-ехР(а(Рк-Рс] н с _

/ ] \ \ Г

«Р, -Р ) 1п —~

\ к с 1 1 Ч г<1р.

(5.4)

Проведенные расчеты с использованием соотношения (5.4) показали, что для условий месторождения Белый Тигр изменение проницаемости околоскважинной зоны 1 м приводит к снижению дебита до (0,1-0,2) от <Зо-

Анализ зависимости падения дебита от депрессии показывает, что сжимаемость пласта при депрессии 2 МПа приводит к снижению дебита в 7 раз, а при депрессии 8 МПа к снижению в 10 раз по сравнению с дебетами в несжимаемых пластах.

Таким образом, из проведенного анализа следует, что по мере падения пластового давления продуктивность скважин на месторождении Белый тигр будет уменьшаться.

Закон корня кубического. В соответствии с результатами главы 4 представим изменение проницаемости в виде £ = | А + В1п Р

Pi

При стационарной фильтрации жидкости в пласте справедливо: divw = 0, где w— к — скорость фильтрации. По закону Дарси: w ---gradp. Выражая w через изменение проМ

ницаемости и решая стационарное уравнение, находим распределение давления в пласте при изменении проницаемости по закону корня кубического. Определяя отсюда градиент давления на границе скважины, получаем соотношение для дебита в виде

а + Bin-Е-) ^ , где С[ определяется из решения системы уравнений,

А + ВЬ-Н-

Р J

связывающих величины Рк, Рс, А, В, гк, гс.

В заключительном параграфе проанализировано влияние изменения пласта-гранитоида при падении пластового давления на особенности падения дебитов. Для оценки использовались относительные изменения дебитов Q(t)/Qо, где Q(t) - текущий дебит, Qo - дебит, соответствующий началу падения пластового давления. Так как для гранитоидно-го массива характерна единая зависимость падения давления от времени, то различия во временных изменениях дебитов скважин связаны в основном с различиями изменения фильтрационных свойств. В соответствии с двумя выявленными законами падения проницаемости и полученными соотношениями для дебитов были построены усредненные теоретические зависимости Q(t)/Qo = fl[t), которые оказались разными.

Для экспоненциального закона имеет место относительная стабильность дебита в первые четыре года эксплуатации скважин. Последующее падение дебита носит ограниченный характер и составляет 24-26% от Qo. Для закона изменения проницаемости (К/Ко)"3 = f(ln р/ро) наоборот - с самого начала дебит устойчиво падает, интенсивность падения дебита достигает 90% от Qo-

В соответствии с полученными теоретическими зависимостями были проанализированы фактические данные о динамике падения дебитов в процессе разработки гранитоид-ного массива. Фактические данные по динамике дебитов качественно согласуются с теоретическими зависимостями и разбиваются на два вида. Таким образом, динамика изменения дебитов скважин в процессе разработки позволяет проводить качественную дифференциацию скважин по типу изменения гранитоидов, определяемому структурными характеристиками пластов. Это позволяет дифференцированно подойти к обоснованию технологий регулирования разработки гранитоидной залежи месторождения Белый Тигр.

В Заключении сформулированы основные выводы и предложения, вытекающие из проведенных исследований.

1. Гранитоидный массив фундамента является крупной по запасам высокопродуктивной залежью с высокими начальными дебитами нефти. Структура порового пространства гранитоидов является особым типом поровой структуры не характерным для обычных трещинных пластов.

2. Гранитоидная залежь характеризуется хорошей гидродинамической связью во всем объеме. Характер падения давления в процессе эксплуатации гранитоидов определяется едиными зависимостями приведенного давления от времени.

3. Изменение продуктивности скважин при падении пластового давления для гранитоидной залежи и для "типичных трещинных пластов" принципиально различны. Падение продуктивности скважин на месторождении Белый Тигр носит не обратимый характер.

4. Модель гранитоидов Белого Тигра представляется в виде системы трещин с перемычками (стыками), сжимаемость которых отличается от сжимаемости скелета. Для этой модели получена линейная зависимость величины (Р-Рс*)'1 от сжимающих напряжений, которая подтверждена имеющимися экспериментами.

5. Существующие модели дают для гранулярного типа коллектора линейную степенную и экспоненциальную зависимость пористости от давления, для трещинных пластов эти зависимости усложняются. Изменения проницаемости гранулярных пластов при падении пластового давления определяются на основе уравнений типа Козени-Кармана и

дают степенную, линейную и экспоненциальную зависимости проницаемости от давления.

6. Автором была предложена новая модель для описания изменения проницаемости при падении пластового давления в трещинном пласте. Модель учитывает шероховатость берегов трещин и изменение раскрытости трещин и площади контактов выступов трещин при падении давления. На основе предложенной модели получено соотношение изменения проницаемости при падении давления, которое линейно связывает корень кубичный проницаемости и логарифм давления. Сопоставление результатов, имеющихся экспериментов указывает на хорошее соответствие полученному виду зависимости.

7. Исходя из всех вышеперечисленных особенностей гранитоидов Белого Тигра сформированы и обоснованы требования к экспериментальному изучению изменений деформационных и фильтрационно-емкостных свойств при падении пластового давления. Предложена методика и проведено экспериментальное исследование гранитоидов при падении пластового давления.

8. Экспериментально установлено два типа деформации гранитоидов Белого Тигра -линейный и нелинейный. При этом было выделено различие деформации в продольном и радиальном направлении (деформационная анизотропия).

9. На основе проведенных экспериментов было установлено, что значения анизотропии деформации уменьшаются с ростом эффективных напряжений.

10. Зависимость изменения пористости гранитоидов от эффективных напряжений носит экспоненциальный характер. Имеется тенденция к росту показателя экспоненты с уменьшением пористости гранитоидов.

11. Изменение проницаемости гранитоидов при падении пластового давления показало два типа зависимости - экспоненциальный, характерный для поровых и трещинно-поровых пластов и зависимость Кш=1(1па) характерный для чисто трещинного пласта со сложной геометрией трещин.

12. Для экспериментально установленных законов изменения проницаемости гранитоидов Белого Тигра выявлено два различных типа зависимостей падения дебита в процессе разработки залежи, соответствующим двум типам коллектора. Фактическое падение

дебитов на месторождении Белый Тигр подтвердило наличие двух зависимостей, соответствующих двум типам коллектора.

1. Фам Тхань Ха. О влиянии падения пластового давления на производительность скважин в условиях месторождения Белый Тигр. Сборник научных докладов научной конференции «Наука и молодежь-2000», Москва,-2000.

2. Фам Тхань Ха. Гидравлический разрыв пласта как способ интенсификации добычи на месторождении Белый Тигр южного шельфа СРВ. Сборник научных докладов научной конференции «Наука и молодежь-2000», Москва,-2000.

3. Михайлов H.H., Фам Тхань Ха. Причины падения продуктивности скважин на месторождении Белый Тигр. Международная научно-практическая конференция «Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов» (посвящается 130-летаю со дня рождения академика И.М. Губкина). Москва, 9-11 октября 2001г.

Основные положения диссертации опубликованы в трех работах:

Соискатель

t

Подписано в печать 23.09. 2003 г. , Формат 60x84/16.

Тираж 400 экз Заказ № Ит Усл. печ. л.

ООО «Техполяграфцентр» ПЛД№ 53-477. Тел./факс: (095) 151-26-70

Р 1544

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фам Тхань Ха

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1: Краткая характеристика месторождения Белый Тигр и его особенности. у,: 1.1. Геолого-физические особенности строения месторождения Белый Тигр

1.1.1. Место расположения и история развития месторождения.

1.1.2. Геологическое строение месторождения.

1.1.3. Тектоническое строение месторождения.

1.1.4. Особенность строения пустот фундамента.

1.2. Нефтеносность залежи месторождения.

1.2.1. Нефтеносность залежи осадочных пород.

1.2.2. Нефтеносность гранитоидов фундамента.

1.3. Анализ текущего состояния разработки.

1.4. Проблема падения пластового давления и снижения продуктивности скважин.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ.

Глава 2: Теоретический анализ изменения физических свойств пласта при падении пластового давления.

2.1. Особенности напряженного состояния гранитоидов месторождения Белый Тигр.

2.2. Особенности влияния структурно-текстурного строения пласта на его деформацию при падении пластового давления.

2.3. Анализ влияния трещинности гранитоидов Белого Тигра. на характеристики сжимаемости пласта.

2.4. Изменение пористости пласта при падении пластового давления.

2.5. Изменение проницаемости пласта при падении пластового давления.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2.

Глава 3: Методика экспериментальных исследований изменения фильтрационно-емкостных свойств пород фундамента Белый Тигр в процессе разработки.

3.1. Дилатансия и напряженное состояние гранитоидов.

3.2. Методика экспериментальных исследований изменений фильтрационно-емкостных и деформационных свойств гранитоидов фундамента месторождения Белый Тигр.

3.3. Исследование проницаемости гранитоидов.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3.

Глава 4: Экспериментальные исследования особенностей изменения пластов - гранитоидов месторождения Белый Тигр в процессе разработки залежи.

4.1. Изучение особенностей деформации гранитоидов Белого Тигра.

4.2. Изучение особенностей изменений объемной сжимаемости гранитоидов Белого Тигра при падении пластового давления.

4.3. Изменение пористости гранитоидов Белого Тигра при падении пластового давления.

4.4. Изменение проницаемости гранитоидов при падении пластового давления.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4.

Глава 5: Анализ влияния падения давления в процессе разработки гранитоидов Белого Тигра на продуктивность скважин.

5.1. Существующие соотношения для учета изменения свойств пласта при падении давления.

5.2. Изменение дебита за счет падения пластового давления при различных законах изменения пласта.

5.2.1. Экспоненциальный закон.

5.2.2. Закон корня кубического.

5.3. Оценки изменения продуктивности скважин при падении пластового давления на месторождении Белый Тигр.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 5.

ЗАКЛЮЧЕНИЯ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Изменения физических свойств гранитоидных пластов в процессе разработки залежи и их влияние на производительность скважин"

Актуальность проблемы

В Юго-Восточной Азии одним из наиболее интересных и перспективных регионов с залежами углеводородов в фундаменте является шельф Южного У

Вьетнама. Коммерческий интерес к этому региону резко вырос после того, как в 1988 г. на месторождении Белый Тигр, из гранитоидов фундамента впервые получены промышленные притоки нефти.

Основные запасы нефти приурочены к дилатантным гранитоидным коллекторам кристаллического фундамента. Считается, что дилатантные коллекторы образовались в результате процессов разуплотнения первоначально плотных и непроницаемых пород фундамента и последующих их изменений гидротермальными и тектоническими процессами. В результате образовался особый тип коллектора, представленный как трещинно-каверновым, так и гранулярным видом порового пространства. Аналогов разрабатываемых месторождений с таким типом коллекторов в мире нет. Поэтому и опыта работы с г такой залежью со своими специфическими особенностями, где необычные фильтрационно-емкостные свойства, а также структурные и энергетические параметры и термодинамические условия, не было. В процессе разработки месторождения Белый Тигр выявлено падение пластового давления. Это обстоятельство необходимо принимать во внимание при проектировании методов воздействия на пласт, контроле за разработкой и определении запасов нефти. Учитывая уникальность гранитоидных пластов, актуален стал вопрос об изучении характера изменения фильтрационно-емкостных и деформационных свойств при ^ разработке залежей нефти.

Цель работы

Определение закономерностей изменения физических свойств гранитоидных коллекторов дилатантного типа при падении пластового давления в процессе разработки залежи и оценка влияния этих изменений на производительность скважин.

Основные задачи исследования

Разработка методики теоретического и экспериментального изучения изменений свойств гранитоидных пластов месторождения Белый Тигр в процессе эксплуатации залежи.

Выявление закономерностей изменений деформационных и фильтрационно-емкостных свойств гранитоидов при разработке.

Разработка методики оценки влияния изменения свойств гранитоидов в процессе эксплуатации на продуктивность скважин.

Анализ закономерностей падения продуктивности скважин при падении пластового давления в процессе разработки месторождения Белый Тигр.

Методы решения поставленных задач:

Анализ и обобщение геолого-промысловой информации о состоянии и динамике показателей разработки месторождения Белый Тигр.

Теоретический анализ сжимаемости, проницаемости и пористости при изменении напряженного состояния на основе современных достижений физики пласта.

Экспериментальное изучение керна при изменении напряженного состояния пласта.

Гидродинамический расчет изменений производительности скважин.

Объектом исследования являлись пласты-гранитоиды фундамента месторождения Белый Тигр, представленные особым типом коллектора, образовавшимся в результате дилатантного разуплотнения плотных и непроницаемых пород фундамента.

Научная новизна работы

Обоснована теоретическая модель изменения сжимаемости пластов гранитоидов при падении пластового давления.

Получена и апробирована теоретическая модель изменения проницаемости гранитоидов при падении пластового давления.

Экспериментально установлено два типа деформации гранитоидов -линейный и нелинейный.

Экспериментально показано наличие двух типов зависимостей проницаемости от эффективных напряжений, характерных как для трещинно-поровых пластов, так и для пластов с чисто трещинным типом пористости.

Для выделенных типов зависимости проницаемости от эффективных напряжений получены соотношения для изменений дебитов скважин при падении пластового давления.

Анализ фактических изменений дебитов скважин при падении пластового давления позволил идентифицировать тип динамики падения дебитов в зависимости от типа строения порового пространства.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Установленные закономерности изменения свойств пластов гранитоидов в процессе разработки залежи позволят обосновано подойти к подсчету запасов и проектированию разработки открываемых месторождений в фундаменте осадочных бассейнов.

Установленные закономерности падения дебитов при разработке гранитоидных пластов позволят эффективно выбирать технологии интенсификации добычи нефти на месторождении Белый Тигр.

Разработанные методические приемы анализа изменения фильтрационных свойств сложно построенных пластов при падении пластового давления могут быть использованы для оценки эффектов падения дебита в пластах с трещинным и трещинно-поровым типами пористости на различных месторождениях.

Апробация работы

Основные положения и результаты, полученные в диссертационной работе, докладывались на следующих конференциях: «Наука и молодежь — 2000», 23 апреля 2000г. в Москве; «Актуальные проблемы состояния и развития нефтяного комплекса России», РГУНГ, Москва 2000г.; «Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов», посвященной 130-летию со дня рождения академика И.М.Губкина, 9-11 октября 2001г., Москва.

Основные результаты теоретических и экспериментальных исследований и практические рекомендации диссертационной работы обсуждались на семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа им.И.М. Губкина.

Результаты работы использовались в институте повышения квалификации при РГУ нефти и газа и ИПНГ РАН при переподготовке специалистов из СРВ.

Объем работы

Работа содержит введение, пять глав текста, вывод, заключение и список используемой литературы.

Общий объем работы составляет 154 страниц, в том числе 8 таблиц, 56 рисунков и список используемой литературы из 117 наименований.

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю акад. РАЕН проф. Михайлову Н.Н. за постоянное влияние и неоценимую помощь при выполнении работы, зав. кафедрой РиЭНМ проф. И.Т.Мищенко и всему коллективу кафедры. Автор также признателен зав. сектором экспериментальной геомеханики ИГиРГИ к.г-м.н. Фомину А.А. за постановку и проведение совместных экспериментальных исследований, и также Сребродольской Т.А. за помощь при обработке фактических данных. ь

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Фам Тхань Ха

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 5

Существующие расчетные формулы для дебитов и распределения давлений при различных законах изменения пласта от давления не учитывают изменения проницаемости околоскважинной зоны за счет загрязнения.

Для экспериментально установленных законов изменения проницаемости гранитоидов Белого Тигра получены формулы для изменения дебитов в процессе падения пластового давления.

Показано, что падение пластового давления в гранитоидной залежи Белого Тигра приводит к двум различным типам зависимостей падения дебита в процессе разработки залежи, соответствующим двум типам коллектора.

Анализ фактического падения дебитов на месторождении Белого Тигра показал наличие двух типов зависимостей, соответствующих двум типам коллектора.

ЗАКЛЮЧЕНИЯ

1. Гранитный массив фундамента является крупной по запасам высокопродуктивной залежью со высокими начальными дебитами нефти. Структура порового пространства гранитоидов является особым типом поровой структуры не характерным для типичных трещинных коллекторов.

2. гранитоидная залежь характеризуется хорошей гидродинамической связью во всем объеме залежи. Характер падения в процессе эксплуатации гранитоидов определяется едиными зависимостями приведенного давления от времени.

3. Изменение продуктивности скважин при падении пластового давления для гранитоидной залежи и для «типичных трещинных пластов принципиально различны. Падение продуктивности скважин на месторождении Белый Тигр носит необратимый характер.

4. Модель гранитоидов Белого Тигра представляется в виде системы трещин с перемычками (стыками), сжимаемость которых отличается от сжимаемости скелета. Для этой модели получена линейная зависимость ([3-Рск) от сжимающих напряжений, которая подтверждена имеющимися экспериментами.

5. Существующие модели дают для гранулярного типа коллектора линейную степенную и экспоненциальную зависимость пористости от давления, для трещинных пластов эти зависимости усложняются. Изменения проницаемости гранулярных пластов при падении пластового давления базируются на основе уравнений типа Козени-Кармана и дают степенную, линейную и экспоненциальную зависимости проницаемости от давления.

6. Автором была предложена новая модель для описания изменения проницаемости при падении пластового давления в трещинном пласте. Модель учитывает шероховатость берегов трещин и изменение раскрытости трещин и площади контактов выступов трещин при падении давления. На основе предложенной модели получено соотношение изменения проницаемости при падении давления, которое линейно связывает корень кубичный проницаемости и логарифм давления. Проведенное сопоставление результатов, имеющихся экспериментов указывает на хорошее соответствие полученного вида зависимости с результатами экспериментов.

7. Исходя из всех вышеперечисленных особенностей гранитоидов Белого Тигра сформированы и обоснованы: требования к экспериментальному изучению изменений гранитоидов при падении пластового давления.

- схемы напряженных состояний, используемые при проведении экспериментов и методика проведения экспериментальных работ.

- методика измерения деформации коэффициентов сжимаемости и пористости при изменении эффективных напряжений на установке УИМК-ИГИРГИ.

- методика измерения коэффициента проницаемости при падении пластового давления на установке КВО-1 (ВНИГНИ) в модификации ИГИРГИ.

8. Установлено два типа деформации гранитоидов Белого Тигра -линейный и нелинейный. При этом было выведено наличие деформации в продольном и радиальном направлении.

9. Было установлено, что значения анизотропии деформации уменьшаются с ростом эффективных напряжений.

10. Показано наличие двух типов зависимости коэффициента объемной сжимаемости от эффективных напряжений — линейного и нелинейного и зависимости изменения пористости гранитоидов от эффективных напряжений носят экспоненциальный характер. Имеется тенденция к росту показателя экспоненты с уменьшением пористости гранитоидов.

И. Изменение проницаемости гранитоидов при падении пластового давления показало два типа зависимости — экспоненциальный, характерный

1 /1 для поровых трещинно-поровых пластов и зависимость К =f(lna) характерный для чисто трещинного пласта со сложной геометрией трещин.

12. Для экспериментально установленных законов изменения проницаемости гранитоидов Белого Тигра приводит к двум различным типам зависимостей падения дебита в процессе разработки залежи, соответствующим двум типам коллектора. И при анализе фактического падения дебитов на месторождении Белого Тигра показано наличие двух типов зависимостей, соответствующих двум типам коллектора.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фам Тхань Ха, Москва

1. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Поспелов В.В. и др. Характер пустотности и состава пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама. Нефтяное хозяйство, № 8, 1996.

2. Арешев Е.Г., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А. Нефтегазоносность гранитоидов фундамента на примере месторождения Белый Тигр. -Нефтяное хозяйство, № 8, 1996.

3. Арешев Е. Г., Попов О. К., Гаврилов В. П., Поспелов В. В. и др. Проблемы поисков и разведки залежей углеводородов в породах фундамента (на примере шельфа Южного Вьетнама). Труды ГАНГ им. И. М. Губкина, вып.243, 1996, с. 120-131.

4. Багов М.С., Цой В.И. Определение трещинной пористости в образцах известняков. Тр. ГрозНИИ, вып.XIX. - М.: Недра, 1965.

5. Бан А., Басниев К.С., Николаевский В.Н. Об основных уравнениях фильтрации в сжимаемых пористых средах. Прикладная математика и теоретическая физика., 1961, № 3, с.52-56.

6. Баренблатт Г.И. Об основных представлениях теории равновесных трещин, образующихся при хрупком разрушении. В кн.: Проблемы механики сплошной среды. М.: Изд-во АН СССР, 1961(6), с.41-58.

7. Баренблатт Г.И. Математическая теория равновесных трещин, образующихся при хрупком разрушении. «Прикладная математика и техническая физика», 1961(a), № 4, с.3-56.

8. Баренблатт Г.И. О некоторых задачах восстановления давления и распространения волны разгрузки при упруго-пластическом режиме фильтрации. Изв. АН СССР, ОТН, 1955, № 2, с. 14-26.

9. Баренблатт Г.Н., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.

10. Баренблатт О.И., Крылов А.П. Об упруго-пластическом режиме фильтрации. Изв. АН СССР, ОТН, 1955, № 2, с.5-23.

11. Басниев К.С. Стационарный приток реального газа к скважине в деформируемом пласте. — НТС по добыче нефти ВНИИнефтегаз, вып.25. М.: Недра, 1964, с.74-82.

12. Басниев К.С., Жданов С.А., Николаевский В.Н. Фундаментальные проблемы разработки нефтяных месторождений. В сб. докладов на Всесоюзной научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа», т.1, М., 1996.

13. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.

14. Басниев К.С., Цыбульский Г.П. Применение преобразования Лейбензона для обработки кривых восстановления давления в газовых скважинах. Изв. Вузов. Сер. «Нефть и газ», 1964, № 1, с.35-38.

15. Бескровный Н.С. Породы кристаллического фундамента -потенциальный коллектор нефти и газа. В сб.: Особенности строения и размещения коллекторов сложного типа и методы их изучения. Тр. ВНИГРИ, Л., 1982.

16. Бочко Р.А. Ц. Исследование морфологии пор и трещин пород-коллекторов с помощью электронной микроскопии. В сб.: Особенности строения и формирования сложных коллекторов. М., ВНИГНИ, вып.239, 1982, с.109-121.

17. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973.

18. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984.

19. Бурчак Т.В., Фьет Ч.Ш., Зап Н.Х. Экологические проблемы разработки месторождения Белый Тигр социалистическо республики Вьетнам (СРВ). Сб. Научных трудов ВНИИнефть «Проблемы разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. - Вып. 123, М., с. 137141.

20. Везирова А.Д. Трещиноватость верхнемеловых отложений Восточного Предкавказья в связи с их литологическими и физико-механическими свойствами. М.: Недра, 1965 («Труды П Всес. совещ. по трещинным коллекторам нефти и газа»), с.493-500.

21. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988.

22. Витовтова В.М., Шмонов В.М. Проницаемость горных пород при давлениях до2000 кг/см2 и температурах до600°С. ДАН СССР, т.266, № 5, 1982.

23. Воларович М.П., Балашов Д.Б., Павлоградский В.А. О сжимаемости изверженных горных пород. М.: Изд-во АН СССР, сер. «Геофизика», 1959, № 5, с.693-702.

24. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа/ В.П.Гаврилов, Арешев Е.Г., О.К.Попов и др. М., Нефть и газ, 1998.

25. Геология и нефтегазоносность фундамента шельфа Южного Вьетнама / Гаврилов В.П., Дзюбло А.Д., Поспелов В.В., Шнип О.А. Геология нефти и газа, № 4, 1995, с. 25-29.

26. Гидропрослушивание скважин — эффективный метод контроля за разработкой залежи месторождения Белый Тигр/Ч.Л.Донг, Г.Н.Белянин, В.Ф.Штырлин, К.М.Лой, Л.Д.Хьен, Х.Т.Хынг. -Нефтяное хозяйство, № 7, 1999.

27. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1978.

28. Голер-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. 607с.

29. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981, 239 с.

30. Гранитный слой земной коры как новый нефтегазоносный этаж литосферы/В.П.Гаврилов, Е.Г.Арешев, В.В.Поспелов, О.А.Шнип- Тезисы докл. на XXX Геологическом конгрессе в г. Пекине, 1996.

31. Гранитный слой земной коры как новый нефтегазоносный этаж литосферы/Е.Г.Арешев, В.П.Гаврилов, В.В.Поспелов, О.А.Шнип- Нефтяное хозяйство, № 1, 1997.

32. Демушкин Ю.И., Сахибгареев Р.С., Свищев М.Ф. Изменение проницаемости продуктивного горизонта БВ8 Мегионского месторождения в процессе эксплуатации. — «Нефтегазовая геология и геофизика», 1970, № 8, с.7-9.

33. Дмитриевский А.Н., Киреев Ф.А. и др. Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах фундамента. Изв. АН СССР, сер. Геология, № 5, 1992.

34. Дмитриевский А.Н., Томилова Н.Н. Вторичная цеолитизация пород коллекторов вулканогенных отложений нижнего триаса Вилюйской синеклизы. В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах, М., МИНГ и ГП им. И.М. Губкина, 1980, с. 163-166.

35. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970, 239 с.

36. Добрынин В.М. Определение сжимаемости пор сложных коллекторов по изменению продуктивности скважин. — М.: Геология нефти и газа, 1985, с.41-45.

37. Донг Ч.Л., Фаткуллин А.А., Кащавцев В.Е. Исследование эффективности щелочного воздействия на пласт в условиях месторождения Белый Тигр. Нефтяное хозяйство, № 8, 1997.

38. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1966,250 с.

39. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975.

40. Желтов Ю.П. О движении однофазной жидкости в деформируемых трещиноватых породах с чисто трещинной поверхностью. Прикладная математика и теоретическая физика, 1961, № 6, с. 187-189.

41. Зонов С.В., Зарайский Г.П., Балашов В.Н. Влиянме теплового разуплотнения на проницаемость гранитов в условиях небольшого превышения литостатического давления над флюидным. -ДАН СССР, т.307, № 1, 1989.

42. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов/М.Л.Сургучев, В.И.Колганов, В.Е.Гавура и др. М.: Недра, 1987.

43. Исаков Г.В. О деформации нефтяных коллекторов. — Нефтяное хозяйство, 1946, № 11, с. 17-24.

44. Исаков Г.В. О деформациях нефтяных коллекторов. М.: Нефтяное хозяйство № 2, 1963.

45. Кошляк В.А., Куй X. В. Распределение коллекторов месторождения Белый Тигр и оценка их фильтрационно-емкостных свойств. Сборник «Геология и разведочные работы», стр.41-45.

46. Кошляк В.А., Куй Х.В. Распределение коллекторов месторождения Белый Тигр и оценка их фильтрационно-емкостных свойств. Нефтяное хозяйство, № 8, 1996.

47. Крылов А.П., Баренблатт Г.И. Об упруго-пластическом режиме нефтяного пласта. Изв. АН СССР, ОТН, 1955, № 2.

48. Кузьмичев Д.Н. Управнение притока жидкости в скважину из трещиноватого коллектора. Труды НИИ вып. 10, 1961, с.68-77.

49. Кусаков М.М., Гудок Н.С. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства нефтесодержащих пород. Нефтяное хозяйство, 1958, № 6, с.40-47.

50. Кутовая Д.В. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства трещиноватых пород и раскрытие трещин. — Нефтяная и газовая промышленность, 1962, № 1, с.34-35.

51. Кэрол И., Алонсо Е. Новый элемент трещины для анализа трещиноватости пород. Пер. с англ. - Journal "International Society of Roch. Mechanics Congress", 1985.

52. Лебединец НП. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Наука, 1997, 397 с.

53. Лой К.М. Разработка оптимального комплекса термогидродинамических исследований скважин для месторождений шельфа Вьетнама. Автореф. канд. диссертации. М., 1996.

54. Майдебор В.Н. и др. О коэффициентах объемных упругостей и упругоемкости залежи с трещинными коллекторами. М.: Нефтяное хозяйство № 1, 1964.

55. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980.

56. Майдебор В.Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1971.

57. Майдебор В.Н. Схема строения трещинной среды. — Тр. СевКавНИИ, вып.Ш, -М.: Недра, 1967.

58. Матвеев И.М. Определение коэффициента сжимаемости трещин карбонатных коллекторов по промысловым данным. -Новости науки и техники. Сер. «Нефтепромысловое дело», № 3, 1963, с.3-9.

59. Методы контроля и регулирования разработки нефтяных залежей в мощных трещиноватых коллекторах/Н.П.Лебединец, Э.В.Соколовский, С.П.Сааков и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1973.

60. Механика насыщенных пористых сред/В.Н.Николаевский, К.С.Басниев, А.Т.Горбунов, Г.А.Зотов. М.: Недра, 1970.

61. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. — М.: Недра, 1996.

62. Мищенко И.Т., Ибрагимов JT.X. Интенсификация добычи нефти. М.: Нефть и газ, 1996.

63. Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ/Е.ГАрешев, В.П.Гаврилов, Ч.Л.Донг, Ф.А.Киреев, Н.Т.Шан Геология и геолого-разведочные работы, 1996.

64. Морморштейн Л.М. Изучение изменения пористости, проницаемости и электропроводности песчаных пород при всесторонних давлениях. В кн.: Механика исследования поровых коллекторов. - М.: Недра, 1965, с. 178-185.

65. Морозович Я.Р. Исследование зависимости электрических и коллекторских свойств горных пород от всестороннего давления. -Сб. материалов научно-технического совета по глубокому бурению, вып.9. М.: Недра, 1967.

66. Накозная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. М.: Недра, 1972.

67. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр. Нефтяное хозяйство № 9, 1999 г. с.30-37/ Е.Г.Ерешев, А.Н.Грищенко, О.К.Попов, Ч.Л.Донг, В.В.Исайчев.

68. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. М.: Недра, 1996, 380 с.

69. Николаевский В.Н. К построению нелинейной теории упругого режима фильтрации жидкости и газа. Прикладная математика и техническая физика, № 4, 1961, с.67-76.

70. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М.: Недра, 1984.

71. Николаевский В.Н., Шаров В,И. Разломы и реологическая расслоенность земной коры. Изв. АН СССР, Физика земли. № 1, 1985, с.16-29.

72. Новожилов В.В. О пластическом разрыхлении «Прикладная математика и геофизика», т.29, вып.4, 1965.

73. О рациональных темпах заводнения залежи фундамента месторождения Белый Тигр. Нефтяное хозяйство № 5, 1999г. с 343 8/М.Г.Алишаев, Г.Н.Белянин, А.Н.Грищенко, Ч.Т.Тай.

74. Основные проектные решения и совершенствование разработки залежи нефти месторождения Белый Тигр/Е.Г.Арешев, Г.Н. Белянин, Ю.И.Демушкин, Ч.К.Тай/Нефтяное хозяйство, № 1, 1996 г., с. 63-65.

75. Особенности физических и емкостных свойств цеолитсодержащих пород/Н.Н.Долматова, Л.А.Кондратьева, В.Г.Мамяшев, Е.П.Кропотова. В кн.: Петрофизическое обеспечение подсчета запасов нефти и газа. — ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1989, с.51-59.

76. Павлова Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. М.: Недра, 1975, 239 стр.

77. Перспективные развития техники и технологии добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро»/О.В.Чубанов, Ф.И.Бадиков, В.С.Горшенев, Э.П.Мокрицев, М.Ф.Каримов, Ч.Ш.Фьет, Л.Б.Туан, Н.В.Кань Сборник «Техника и технология добычи нефти».

78. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961.

79. Попков В.И., Рабинович А.А., Туров Н.И. Модель резервуара нефтяной залежи в гранитном массиве. М.: Геология нефти и газа, № 8, 1986, с.27-30.

80. Поспелов В.В. Диссертация на соискание уч.ст. д.г.-м.н. «Коллекторы нефти и газа в магматических породах и методы их измерения»/М., РГУ нефти и газа, 1998, 304 с.

81. Поспелов В.В., Шнип О.А. Цеолиты нефтесодержащих пород шельфа Южного Вьетнама. Геология нефти и газа, № 7, 1995.

82. Применение порошкообразных реагентов для увеличения приемистости нагнетательных скважин месторождения Белый Тигр на шельфе юга СРВ/В.Т.Гребенников, Н.Т.Шан, К.М.Лой, Ч.Ш.Фьет, Н.Х.Хай Нефтяное хозяйство № 3, 1995 г., стр.26-28.

83. Проблемы поисков и разведки залежей углеводородов в породах фундамента (на примере шельфа Южного Вьетнама)/Е.Г.Арешев, О.Попов, В.П.Гаврилов, В.В.Поспелов и др. -Труды ГАНГ им.И.М.Губкина, вып.243, 1996, с.120-131.

84. Разработка нефтяных месторождений с применением повышенного давления/А.В.Валиханов, Г.Г.Вахитов, В.И.Грайфер и др. — Казань, Татарское книжное изд-во, 1971.

85. Рац М.В. Структурные модели в инженерной геологии. — М.: Недра, 1973.

86. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых пород. -М.: Недра, 1966.

87. Салтыков С.А. Стереометрическая металлургия. М.: Металлургия, 1970, 376 с.

88. Смехов Е.М. (ред.). Методика изучения трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1969 (Труды ВНИГРИ, вып.276), 129 с.

89. Смехов Е.М. (ред.). Проблема трещинных коллекторов нефти и газа и методы их изучения. Л.: Недра, 1968 (Труды ВНИГРИ,вып.264), 179 с.

90. Смехов Е.М. Трещиноватость горных пород и трещинные коллекторы. Сб. трудов ВНИГРИ, вып. 193. М.: Гостоптехиздат, 1962.

91. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород. «Раработка и эксплуатация нефтяных месторождений», 1997.

92. СП «Вьетсовпетро»: итоги деятельности и перспективы. -Нефтяное хозяйство, № 1, 1999.

93. Ставрогин А.Н. О влиянии деформации на проницаемость горных пород В кн.: Физико-механические свойства горных пород верхней части земной коры. - М.: Наука, 1968, с.156-161.

94. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. М.: Гостоптехиздат, 1946.

95. Технологическая схема разработки месторождения Белый Тигр. 1998 г.

96. Филиппов В.П. Методика изучения трещиноватых карбонатных коллекторов. Нефтяное хозяйство, № 8. 1994.

97. ЮО.Хавкин А .Я., Кащавцев В.Е., Фаткуллин А.А. Особенности освоения низкопроницаемых глинистых коллекторов нефти в условиях шельфа Вьетнама. Нефтяное хозяйство, № 9, 1998.

98. Шнип О. А. Образование коллекторов в фундаменте нефтегазоносных территорий. Геология нефти и газа, № 6, 1995, с.35-37.

99. Шнип О.А., Поспелов В.В. Время образования пород фундамента шельфа Южного Вьетнама. Изв. Вузов. Геология и разведка, № 5, 1996.

100. ЮЗ.Шрейнер JI.A. и др. Механические и абразивные свойства горных пород. М.: Гостоптехиздат, 1958.

101. Шрейнер JI.A., Байдюк Б.В., Павлова Н.Н. Деформационные свойства горных пород при высоких давлениях и температурах. М.: Недра, 1968, 358 с.

102. Шустер B.JI. Кристаллические породы фундамента — «Перспективный объект для прироста запасов нефти и газа в России». -Геология нефти и газа № 9, 1994 г., с.35-37.

103. Шустер И.Н., Четыркин А.И. Влияние давления нагнетания на обводнение скважин в порово-трещиноватых коллекторах. — Нефтяное хозяйство, 1972, № 3, с.41-45.

104. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959.

105. Brace W.F. Some new measurements of linear compressibility of roks. J. Geophis. Res., 70(2), 1965, 391-398.

106. Brar N.S. and Stesky R.M. Permeability of intact and jointed rock. EoS 61 (46), 1980. 1112 p.

107. Garslaw H.S. and Jager J.C. Conduction of Heat in Solids. Oxford Univ. Press, London, 1959. 510 p.

108. Green Wood J.A. and Williamson. Contact of nominally flat surfaces, proc Roy SOC. London, Ser. A, 1966, 295-300.

109. Greenwood J. A. and Williamson J.B. Contact of nominally flat surfaces. Proc. R/ SOC. London, 1966. p.295-300.

110. Jones F.O. A Caboratory stady of the effects of confining pressure on fracture flow and storage capacity in carbonate rock J. Petrol. Technol. PO. January, 1975. P.21-27.

111. Kranz R.L., Frankel S.D., Engeider Т., Scholz C.H. The permeability of whole and jointed Barre granite Jnt. J. Rock. Mech.Min.Sci. and Geomecn. A b str. 16, 1979. P.225-234.

112. Nur A. and G. Simmons. The effect of saturation of velocity in low porosity rocks, Earth planet sci Lett. J., 1969, c.183-193.

113. Walsh J.B. The effect of cracks on the compressibility of rocks. J. Geophys. Res. 70, 1965, 381-389.

114. Whitehouse D.J. and Archard J.F. the properties of random surface of significance in their contact. Proc. R. SOC. London. A.316, 1970. 97p.