Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка деформаций глинистых пород в процессе разработки месторождений нефти и газа по данным ГИС и математического моделирования

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Оценка деформаций глинистых пород в процессе разработки месторождений нефти и газа по данным ГИС и математического моделирования"

На правах рукописи УДК 552.52:551.25

Давыдова Ольга Петровна

ОЦЕНКА ДЕФОРМАЦИЙ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА ПО ДАННЫМ ГИС И МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

005058725

1 6 МАЙ 2013

МОСКВА-2013

005058725

Работа выполнена на кафедре Геофизических Информационных Систем Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Городнов Андрей Васильевич

доктор геолого-минералогических наук, профессор, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Фоменко Владимир Григорьевич

кандидат технических наук, старший научный сотрудник лаборатории нефтегазовой гидрогеологии ИПНГ РАН Попов Сергей Николаевич

Ведущая организация: ОАО «ЦГЭ», г. Москва

Защита диссертации состоится 2013 г. в часов, в ауд.5Ч>, на заседании

диссертационного совета Д.212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1, 119991, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И. М.Губкина.

Автореферат разослан 2013г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент

[-у Л. П. Петров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Большинство газовых и часть нефтяных месторождений в мире разрабатываются на режиме истощения со снижением пластового давления при низкой активности краевых и подошвенных вод. В результате на границе коллектор - вмещающая порода образуется вертикальный градиент давления, приводящий к отжиманию флюида из вмещающих пород в эксплуатируемый пласт-коллектор и необратимому уплотнению вмещающих глинистых пород.

Длительная разработка месторождений нефти и газа на режиме истощения приводит к нарушению равновесных условий в недрах и вызывает значительные изменения напряженно- деформированного состояния пород. На практике это проявляется в локальном проседании дневной поверхности или морского дна, обрушении морских платформ, искривлении стволов скважин, в смятии и разрывах обсадных колонн, ухудшении качества их цементирования, изменении направления развития трещин ГРП на разных стадиях разработки месторождений и др.

Похожая ситуация возникает и для отдельной скважины при длительной ее эксплуатации на больших депрессиях, когда воронка депрессии распространяется на десятки и сотни метров от стенки скважины. При этом также создаются условия для формирования неоднородно напряженного состояния пород в околоскважинном пространстве.

Исследованию деформационно-механических свойств глинистых пород и грунтов посвящены многочисленные работы в области инженерной геологии, где изучаются преимущественно рыхлые и слабосцементированные отложения за короткие промежутки времени. Опыты в лабораторных условиях ограничены техническими возможностями и проводятся в течение нескольких часов и дней, реже - месяцев, хотя известно, что в естественных условиях реологические процессы в грунтах протекают десятки и сотни лет. Другой областью исследования деформаций глинистых пород является изучение характера их уплотнения в течение длительного геологического времени (миллионы лет) для прогноза и оценки аномальных поровых давлений.

Представленная работа посвящена мало исследованной области деформаций глинистых пород, которые развиваются в течение десятков лет в процессе разработки месторождений нефти и газа. Эффект необратимого уплотнения глин может достигать нескольких абсолютных процентов изменения пористости и охватывать большие по толщине объемы вмещающих пород. Это необходимо учитывать при проектировании

разработки месторождений нефти и газа с целью прогноза изменения напряженного-деформированного состояния пород. Для газовых объектов эта задача становится особенно актуальной, т.к. правильно обоснованные темпы снижения пластового давления позволят предотвратить обводнение скважин на поздних стадиях эксплуатации месторождений.

Объектом диссертационного исследования являются глинистые покрышки и перемычки продуктивных пластов нефтяных и газовых месторождений, разрабатываемых на режиме истощения со значительным снижением пластового давления, а также в скважинах, эксплуатирующихся на больших депрессиях в течение длительного времени.

Цель исследований

Целью исследований является разработка методики оценки деформаций глинистых пород, возникающих в процессе длительной разработки месторождений нефти и газа, по данным геофизических методов и прогнозирование деформаций глинистых покрышек на новых месторождениях путем математического моделирования.

Задачи диссертационного исследования

1. Анализ состояния изученности проблемы оценки деформаций глинистых пород лабораторными и геофизическими методами.

2. Разработка методики оценки уплотнения глинистых пород во времени методами промысловой геофизики.

3. Изучение деформаций глинистых покрышек и перемычек по данным ГИС при кратковременных и длительных воздействиях перепада давления, возникающего при снижении давления в продуктивном пласте.

4. Математическое моделирование процесса деформации глинистой покрышки с целью изучении влияния различных параметров на толщину дренируемой части покрышки и уменьшение пористости вмещающих пород во времени.

5. Оценка объема отжимаемой воды из глинистой покрышки и уменьшения толщины глинистой покрышки в процессе разработки залежи.

Методы исследования

Для решения поставленных задач в диссертационной работе использованы следующие методы: обобщение и систематизация литературных источников, посвященных проблеме деформаций глинистых пород; количественная интерпретация результатов ГИС в

программном комплексе «Камертон»; математическое моделирование и расчет уплотнения покрышек в программном пакете «Деформации глин».

Научная новизна

1. Разработана методика оценки уплотнения глинистых покрышек и перемычек в процессе разработки месторождений нефти и газа по данным временных замеров ГИС.

2. Предложена математическая модель уплотнения глин на основе изучения реологических моделей глинистых пород.

3. Показано влияние проницаемости глин, начального градиента давления порового флюида и перепада давления на границе коллектор-покрышка на величину уплотнения и толщину дренируемой части глинистой покрышки.

4. Доказан эффект обводнения кровли пласта-коллектора при снижении пластового давления.

Защищаемые положения

1. Снижение давления в пласте-коллекторе при разработке месторождений нефти и газа на режиме истощения и эксплуатации отдельных скважин на большой депрессии вызывает уплотнение вмещающих глинистых пород и фильтрацию порового флюида из глин в продуктивный пласт.

2. Эффект уплотнения глинистых пород в процессе разработки месторождений можно оценивать по данным временных замеров методами ГИС.

3. Предложенная математическая модель уплотнения глинистых пород позволяет прогнозировать скорость и величину деформаций глинистых пород, которые необходимо учитывать при проектировании разработки месторождений нефти и газа.

4. Процесс деформации вмещающих глинистых пород протекает непрерывно в течение всего периода разработки месторождения и складывается из мгновенной упругой и длительной упругой (ползучесть) деформаций и мгновенной необратимой деформации.

Практическая значимость

Разработанная методика оценки уплотнения вмещающих глинистых пород по данным ГИС позволяет оценить количество отжатого порового флюида из глин в продуктивный пласт и уменьшение толщины глинистой покрышки за период разработки месторождения.

Учет деформаций глинистых пород обеспечит надежную оценку параметров опорных пластов при интерпретации повторных замеров нейтронных методов и более точное определение текущей газонасыщенности продуктивных пластов.

Моделирование процесса необратимого уплотнения вмещающих глинистых пород позволит выполнять прогноз изменения напряженно-деформированного состояния пород, которое необходимо учитывать при проектировании разработки месторождений нефти и газа. Для газовых объектов эта задача является особенно актуальной, т.к. правильно обоснованные темпы снижения пластового давления позволят предотвратить обводнение скважин на поздних стадиях эксплуатации.

Апробация диссертационного исследования

По материалам диссертации опубликовано более 20 работ, в том числе 5 статей в ведущих научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Основные положения работы докладывались на следующих конференциях: «КазГео 2012», г. Алматы, Казахстан, 2012; «Геоинформатика: теоретические и прикладные аспекты» г. Киев, Украина, 2012 г.; IX Международный Молодежный Нефтегазовый Форум, г. Алматы, Казахстан. 2012 г., «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», г. Москва, 2010/2012 гг.; XIX Губкинские чтения, г. Москва 2011 г.; «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири», г. Тюмень, 2011 г.; международный форум-конкурс молодых ученых «Проблемы недропользования», г. Санкт-Петербург 2011г. и пр.

Результаты работ представлены в отчетах по исследовательским грантам компании British Petroleum за 2011 и 2012 гг.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 123 страницах, включая 66 рисунков и 4 таблицы. Библиографический список включает 88 наименований.

Представленная работа выполнена в период обучения в очной форме аспирантуры на кафедре геофизических информационных систем Российского Государственного Университета нефти и газа имени И. М. Губкина.

Автор глубоко признателен к.г-м.н., доценту Городнову Андрею Васильевичу и к.г-м.н., доценту Черноглазову Валерию Николаевичу, идеи которых легли в основу диссертационной работы. Автор особо благодарен Забродоцкой Ольге Николаевне за

участие и поддержку. Автор выражает искреннюю благодарность коллективу кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и всем, кто содействовал выполнению работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи научных исследований, показана научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.

Глава 1. Состояние изученности деформации глинистых пород

Глинистые породы играют важную роль в формировании залежей нефти и газа в качестве покрышек и литологических экранов. Эти породы сложены преимущественно частицами глинистых минералов (группы подвижных слоистых и слоисто-ленточных силикатов) анизометричной формы, имеющими микронные и субмикронные размеры, обладающие специфическим кристаллохимическим строением и особым поведением при взаимодействии с водой. Важная роль в формировании фильтрационных свойств отводится связанной воде, заполняющей поровое пространство.

Глинистые породы, по сравнению с другими породами, представляют собой наиболее динамичные системы, достаточно мобильно изменяющие свой облик на разных стадиях литогенеза и чрезвычайно восприимчивые в отношении структурно-текстурных особенностей и свойств к внешним и внутренним воздействиям. Это обусловлено тем, что глины представляют собой тонкодисперсную высокопористую систему с чрезвычайно большой удельной поверхностью.

Изучением процессов формирования, уплотнения и упрочнения глинистых осадков, начиная от их отложения в бассейне седиментации до приобретения облика современной глинистой породы, занимались различные научные школы, в том числе и вне рамок нефтяной геологии: почвоведение, инженерная геология (грунтоведение), коллоидная химия (физико-химическая механика дисперсных систем) и др.

Исследованием минералогии глин и генезиса глинистых пород посвятили свои работы Антонова Т. Ф., Бетехтин А.Г. , Викулова Т.Ф., Воларович М.П., Грим P.E. Дриц В.А., Еремеев В.В., Звягин Б.Б., Зульфугаров З.Г., Коссовская А.Г., Котельников Д.Д., Кузнецов В.Г., Логвиненко Н.В., Мерабишвили М.С., Овчаренко Ф.Д., Осипов В.И., Пекун Ю.Ф., Полонский Т.М., Прозорович Г.Э. Прошляков Б.К., Ребиндер П.А., Ронов А.Б. Румянцева H.A., Русько Ю. А., Рухин Л.Б., Саркисян С.Г., Серб-Сербина H.H., Соколов В.Н., Страхов Н.М., Ушитинский И. Н., Франк-Каменецкий В.А., Ханин A.A. , Чухров Ф.В., Шоболов С.П., Юсупова С.М., Брегг У. Л., Brindley G.W., Correns С., Eskola P., Marshall C.E., Mackenzie R.C., Millot G., Lukas J., Weaver и другие.

Первичные структуры в глинистых породах формируются в результате процесса сноса и осаждения минеральных частиц в водных бассейнах. Согласно обобщению результатов исследований зарубежных и отечественных ученых, связь между составом глинистых минералов и физико-химическим типом водоема неоднозначна. По мнению Страхова Н.М. (1960), а также других исследователей (Correns, 1937; Barth, Eskola, 1939; Авдусин, 1953; Ратеев, 1964; Клубова 1961; Weaver, 1958 и пр.), глинистые образования, принесенные в бассейн, существенно не изменяются. Наряду с этим, другие авторы (Грим Р., 1953; Викулова, 1957 и пр.) полагают, что глинистое вещество будущих глин не сохраняет своего первоначального облика и состава, так как испытывает механическое воздействие среды, еще не достигнув места отложения. Дальнейшие преобразования глинистых минералов носят стадийных характер.

Диагенез

Преобразования глинистой породы на стадии раннего диагенеза сначала обусловлено процессами уплотнения и дегидратации. Они сопровождаются старением алюмокремниевых гелей, изменением состава и концентрации электролита порового раствора, биохимической деятельностью микроорганизмов, трансформацией органического вещества, синерезисом. В дальнейшем основным фактором преобразования глинистых пород при диагенезе становится гравитационное уплотнение, прогрессивно возрастающее с глубиной погружения осадка.

Этап среднего и позднего диагенеза характеризуется интенсивным процессом переориентации и возрастанием степени ориентации твердых структурных элементов в направлении, перпендикулярном уплотняющей нагрузке. Котельников Д.Д., Конюхов А.И. отмечают связь между степенью ориентировки и типом глинистых осадков. Структурная перестройка сопровождается заметным уплотнением и дегидратацией глинистой породы. На стадии позднего диагенеза между структурными элементами в глинистых породах формируются более прочные переходные и фазовые контакты при сохранении некоторого количества ближних коагуляционных контактов. Для этих пород характерна сильная анизотропия прочностных и деформационных свойств.

Катагенез

К главнейшим действующим факторам катагенеза относятся температура, давление, растворенные и газообразные компоненты, щелочно-кислотные и окислительно-восстановительные свойства подземных вод, радиоактивность и продолжительность их воздействия. Позднекатагенетические изменения приводят к образованию уплотненных глин и аргиллитов и сопровождаются преобразованием глинистого минерала, исчезновением монтмориллонита и смешаннослойных глинистых

минералов, устойчивостью каолинита, преобразованием гидрослюд и хлоритов в иные структурные модификации. В результате таких преобразований глинистые породы приобретают свойства твердых тел. Для них характерны упругая деформация вплоть до хрупкого разрушения, небольшая пористость, низкая сжимаемость, высокая прочность на сжатие, а также высокая анизотропия прочностных и деформационных свойств.

По мнению Осипова В.И. и Соколова В.Н., глинистые породы из подзон среднего и позднего катагенеза, у которых преобладают переходные и фазовые контакты, в обычных условиях деформируются упруго почти во всем диапазоне нагрузок. Однако, в условиях длительного действия напряжений, измеряемого геологическим масштабом времени, и повышенной температуры они могут проявлять пластические деформации с очень высокой вязкостью (1015-1018 Па*с). Пластическое деформирование пород в зоне катагенеза следует рассматривать не только как механический, но и как физико-химический процесс.

Метагенез

На стадии метагенеза микроструктура глинистых пород претерпевает сильное изменение под действием высокого давления (> 200 МПа), температуры 200-300°С), горячих растворов и газов. Глинистая порода полностью превращается в скальную горную породу, характеризующуюся высокой прочностью на сжатие и упруго-хрупким характером разрушения, большой анизотропией деформационных и прочностных свойств.

Значение глинистых пород в качестве покрышек месторождений нефти и газа показано многочисленными трудами исследователей, работавших над проблемой генезиса нефти и газа. По определению Клубовой Т.Т., глинистые породы, служащие экранами нефтяных и газовых залежей, представляют собой сложную природную систему, основными компонентами которой являются составляющие их минералы, органическое вещество и вода. Соответственно, свойства этих пород как покрышек определяются характером процессов, протекающих в этой системе.

Влияние толщины глинистой покрышки на ее экранирующие свойства изучено достаточно полно. Например, в трудах Прошлякова Б.К., Кузнецова В.Г. показано, что в большинстве случаев мощность флюидоупоров составляет 10 - 70 м и зависит от объема залежи УВ. Для нефти с ее существенно меньшей миграционной способностью экранирующие глинистые толщи могут иметь меньшие мощности. В работе Добрынина В.М., Кузнецова O.JL (1993) приведены региональные зависимости между толщиной глинистой покрышки и высотой залежи УВ. С увеличением температуры изоляционные свойства глинистой толщи ухудшаются.

Другим показателем, влияющим на экранирующие свойства глинистой покрышки, является ее однородность. Примесь алевролитового, песчаного или карбонатного материала снижает экранирующие способности толщи в целом, так как вокруг терригенных частиц создаются участки повышенной проницаемости (трещиноватости). Клубова Т.Т. указывает на связь между текстурами глинистых и глинисто-алевролитовых пород и их изолирующими свойствам. Прозорович Г.Э. считает «параллельнослоистые текстуры» благоприятным признаком для экранирующих свойств пород.

Условия уплотнения глинистых пород в лабораторных условиях с приложением искусственно создаваемых нагрузок хорошо изучены. Опыты по обжатию глинистых образцов разного минералогического состава большими нагрузками производили Ломтадзе В.Д. при давлениях до 7000 кГ/см2, при давлении до 10 ООО кГ/ем2 - Чилингар Г.В. и JI. Найт , Клубова Т.Т. Экспериментальными исследованиями деформаций глинистых пород занимались также Авчан Г.М., Байдюк Б.В., Бондарик Г.К., Денисов Н.Я., Добрынин В.М., Конышева P.A., Круглицкий H.H., Марморштейн Л.М., Маслов H.H., Ничипоренко С.П., Овчаренко Ф. Д., Павлова H.H., Пономарев В.В., Райтбурд Ц. М, Ребиндер П.А., Розникова А.П. Третинник В.Ю. Царева A.M., Шрейнер Л.А., Griggs D., Handin J., Hager I., Heard H., Turner F. и другие.

Мухин Ю.В., применяя историко-генетический метод, изучил основные закономерности уплотнения глинистых осадков за геологическое время и предложил принцип построения кривых уплотнения и упрочнения глинистых пород, считая, что эти процессы описываются логарифмической зависимостью.

Для количественной оценки величины необратимых деформаций осадочных пород в условиях естественного уплотнения Добрынин В. М. ввел коэффициент необратимого уплотнения порового пространства ß„ (т, t), зависящий от времени деформации и температуры. Прошляков Б.К. использует коэффициент уплотнения породы (ка), показывающий во сколько раз плотность породы меньше плотности слагающей ее твердой фазы.

Добрыниным В.М. показано, что физические свойства чистых глинистых пород на больших глубинах свыше 2000-2500 м определяются главным образом степенью их уплотнения и мало зависят от минералогического состава глин.

Роль глин как индикаторов порового давления в геологических разрезах известна давно. Так, например, Вассоевич Н.Б. назвал глины «геологическим манометром». Разработкой методик прогнозирования АВПД и АНПД с помощью геофизических методов занимались Александров Б.Л., Аникеев К.А. Добрынин В.М., Ильинский В.М., Лимбергер Ю.А., Мартынов В.Г., Серебряков В.А., Сребродольскцй А.Д. , Стрельченко

B.B., Chaney P. E.; Dickinson G., Foster J.B., Fertl W. H., Hottman С. E„ Illing V. C„ Johnson R.K., Kelly J., Louden L. R., Mac Gregor J.R., Mattews W„ Timko D. J., Wallace W.E., Whalen H. E. И др. Вопросами изучения природы образования аномальных давлений занимались Алиев А.И., Алиев JI.K., Бабалян Г.А., Бурштар М.С., Гуревич А.Е., Джафаров P.P., Дурмишьян А.Г., Калинко М.К., Карцев А.А, Кропоткин П.Н., Липецкий В.Ф., Мухин Ю.В., Тхостов Б.А.

Авторами классических зарубежные работ в области прогнозирования зон АВПД считаются Хьюберт М. и Руби В. (1959), Marapa К.(1982), Ферль У.Х. (1980) и др.

Глава 2. Деформации глинистых пород

На основе фундаментальных работ Гольдштейна М.Н. и Вялова С.С., приведены базовые понятия и термины, употребляемые при описании напряжений и деформаций горных пород. Рассмотрены основные реологические модели деформаций глинистых пород. Простейшими реологическими телами являются: упругое тело Гука, пластическое тело Сен-Венана, вязкое тело Ньютона. Сложными реологическими телами называют модели, сочетающие в себе различные фундаментальные реологические свойства, и, таким образом, более точно описывающие поведение реальных материалов. Они составляются путем последовательного или параллельного соединения простейших реологических моделей.

Проанализированы известные реологические модели, разработанные для воспроизведения свойств реальных глинистых грунтов - модель Денисова, модель Тана, модель Мураямы. Эти модели глинистого грунта описывают процесс уплотнения водонасыщенной глины, который происходит за счет выжимания воды из пор грунта и представляет собой объемную деформацию (консолидацию глины).

В работе подробно рассматриваются фундаментальные модели Терцаги и модели Фойгта (модели вязкоупругого твердого тела), а также модель Гольдштейна М.Н, составленная из последовательно соединенных моделей Кельвина и Шведова. Реологическая модель Гольдштейна М.Н., по мнению автора, наилучшим образом описывает процесс деформации глинистых пород при их нагружении и снятии нагрузки и учитывает как обратимые (упругие), так и необратимые составляющие общей деформации глинистой породы. Упрощенный вариант этой модели положен в основу математической модели деформации глинистых пород и фильтрации в глинах, рассмотренной в четвертой главе работы.

В реологической модели Голыптейна полная деформация глинистой породы в общем случае состоит из четырех составляющих:

1. Мгновенной обратимой деформации (упругой);

2. Мгновенной остаточной деформации (необратимой);

3. Длительной обратимой деформации (упругой);

4. Длительной остаточной деформации (необратимой).

Мгновенная упругая деформация протекает в материалах со скоростью, равной скорости распространения упругих колебаний в данном материале. Мгновенная необратимая деформация сдвига глины по своей абсолютной величине тем больше, чем больше разность между приложенным сдвигающим напряжением и пределом упругости. Эта деформация развивается одновременно с обратимой, и величина ее может быть установлена только как разность между полной и обратимой деформациями.

Длительная остаточная деформация протекает со скоростью, которая возрастает с увеличением разности между сдвигающим напряжением и пределом текучести. Эту часть деформации можно рассматривать как деформацию вязкопластического течения.

В главе приведены результаты лабораторных исследований физико-механических свойств глинистых пород. Анализ имеющихся данных по компрессионной сжимаемости свидетельствует о том, что ни у одной горной породы сжимаемость не варьирует в таких широких пределах, как у глин. В зависимости от характера структурных связей коэффициент компрессионной сжимаемости глинистых пород может изменяться от 1-150 до десятитысячных долей МПа"1. Наибольшей сжимаемостью обладают илы, имеющую высокопористую структуру со значительным содержанием дальних коагуляционных контактов. Для более уплотненных глинистых пород, соответствующим стадиям позднего диагенеза, значения коэффициента компрессионной сжимаемости изменяются обычно от 10-20 до 0.01 МПа"1 при тех же нагрузках.

Глава 3. Оценка необратимых деформаций и изменения напряженного состояния глинистых пород в процессе разработки по данным ГИС

В первом разделе главы 3 приводится краткая геолого-геофизическая характеристика объектов исследования: Повховское и Ватьеганское нефтяные месторождения, Инчукалнское ПХГ, Пунгинское газовое месторождение. Покрышки основных продуктивных пластов этих месторождений обладают высокими экранирующими свойствами и сложены глинистыми породами, в составе которых преобладают монтмориллонит и смешаннослойные глинистые минералы.

Для оценки уплотнения глинистых пород покрышек и перемычек в процессе разработки месторождений нефти и газа была разработана методика, которая базируется на определении по данным ГИС пористости вмещающих глинистых пород до начала

эксплуатации скважины и сопоставлении ее с пористостью этих же пород, рассчитанной с использованием временных замеров геофизических методов на текущий момент разработки.

Если в комплексе ГИС присутствуют одноименные методы оценки пористости, зарегистрированные на разных этапах эксплуатации скважины, то преимущество отдается таким методам ГИС. В подавляющем большинстве это повторные замеры нейтронными методами, которые используются для контроля текущей газонасыщенности на газовых месторождениях и ПХГ. Кривые нейтронных методов пересчитываются в кривые водородосодержания способом двух опорных пластов.

В качестве опорного пласта с высоким водородосодержанием выбираются глины, находящиеся на значительном расстоянии от разрабатываемого продуктивного пласта, чтобы они не были подвержены фактору уплотнения. В качестве пласта с низким водородосодержанием выбирается плотный пласт, пористость которого оценивается по электрическим методам. В случае отсутствия в разрезе плотного пласта в качестве второго опорного выбирается пласт с предельной газонасыщенностью. Его водородосодержание складывается из водородных индексов остаточной воды, глинистого цемента и газа, величина которого зависит от пластового давления.

Рассчитанные кривые водородосодержания, полученные по временным замерам нейтронных методов, сравниваются между собой и выделяются интервалы расхождения кривых в покрышке и глинистых перемычках, которые указывают на наличие эффекта уплотнения пород во времени. Также рассчитывается кривая уплотнения как разность водородосодержания на первом замере до начала разработки месторождения и повторных замерах нейтронными методами, которая отражает изменение пористости глинистых пород во времени. Аналогичным образом вычисляется кривая уплотнения для повторных замеров акустическим методом.

В случае, когда повторные замеры одноименными методами ГИС отсутствуют, предлагается второй вариант методики, который применяется, как правило, в скважинах, работающих длительное время на депрессии. Первоначальная пористость глин рассчитывается по электрическим или нейтронным методам, зарегистрированным в открытом стволе. Текущее значение пористости глин оценивается по кривой интервального времени пробега продольной волны, записанной в обсаженной скважине после многолетнего периода ее эксплуатации^

Кривые начальной пористости глинистых пород и текущей пористости, рассчитанной по акустическому методу, нормируются в единицах водородосодержания по опорным пластам в интервале выше продуктивного пласта, не затронутом процессом

уплотнения в результате снижения пластового давления. Расхождение кривых в глинистых породах примыкающих к пласту и в перемычках внутри продуктивного пласта демонстрирует эффект уплотнения, т.е. уменьшения пористости глинистых пород, находящихся в длительном контакте с пластом - коллектором с пониженным давлением. Также рассчитывается кривая уплотнения как разность пористости глинистых пород до начала эксплуатации скважины и на момент регистрации акустического метода.

Разработанная методика была опробована на примере Инчукалнского ПХГ для оценки деформаций глинистых пород покрышки при циклической эксплуатации продуктивного пласта. Пласт-коллектор подвергается регулярным (два раза в год) знакопеременным нагрузкам в периоды отбора и закачки газа. Сезонные изменения пластовых давлений составляют 4-6 МПа. Сопоставление временных замеров НГК на моменты окончания отбора и окончания закачки газа показало, что за период времени в 36 месяцев заметных изменений пористости в глинистой покрышке не происходит. Т.е. данный период времени является недостаточным для того, чтобы проявился эффект фильтрации поровых вод через низкопроницаемую глинистую покрышку.

При длительной (более 35 лет) эксплуатации залежи на режиме истощения со снижением пластового давления на 12 МПа по данным ГИС наблюдается яркий эффект необратимых деформаций глинистых пород покрышки, который рассмотрен на примере Пунгинского газового месторождения (рис.1).

Исследование свойств глинистой покрышки выполнялось с помощью временных замеров НГК. Сопоставление разновременных замеров НГК и соответствующих им кривых водородосодержания показало, что с течением времени глинистая покрышка уплотнилась. Уменьшение пористости глин достигает 4-5 %, а по высоте эффект деформации глин распространяется вверх от продуктивного пласта на 185 м.

Динамика развития процесса уплотнения глинистой покрышки во времени показана на рисунке 2. Во второй колонке планшета представлены нормированные кривые НГК 1972, 1975 и 2000 годов, а третьей колонке - соответствующие им кривые водородосодержания. Наиболее активно процесс уплотнения глин развивался в начальный период с 1972 по 1975 годы. Уменьшение пористости глин на контакте глинистой покрышки с продуктивным пластом достигает 4.5 %, а на следующем этапе (1975 - 2000 гг.) - деформация составляет 2.5 %.

Рис. 1 Уплотнение глинистой покрышки при снижении пластового давления

Глубина Литология

пласт ПС110564 НГК.3.200972 \А/ 071200

5 9« П3110564 0.78 2.22 НГК.С.5Ч.110175 0.06 0.38 \А/_110175

3 «00 0.7« 2.22 НГК.С.071200 0.06 0.36 И_200972

0.78 2 22 0 06 0 38

1780 1760 1740 1720 1700 ■II —ч

=

=

= Р"

= «гГ

- < «ч

> 4-

ЕЕЕЕЕ н - 8% р

пласт П ^ 5! О/ У1 —

■ 4.5 %

К

ьь ^ 25 лет

Г^Г < л > л Г< 5Д а

111111

Рис. 2 Динамика процесса уплотнения глинистой покрышки

Длительная эксплуатация скважины с пониженным забойным давлением приводит к образованию в пласте-коллекторе воронки депрессии, распространяющейся на десятки и сотни метров от стенки скважины. Возникает устойчивый вертикальный градиент давления на границе между вмещающими глинистыми породами с первоначальным поровым давлением и пластом-коллектором с пониженным давлением.

Для оценки уплотнения глинистых пород вблизи ствола эксплуатационной скважины нами опробован второй вариант методики, базирующийся на сопоставлении пористости вмещающих глинистых пород до начала эксплуатации скважины и на текущий момент. Результаты применения методики показаны на рисунке 3. Для количественной оценки уплотнения приведена кривая уплотнения, ДКп, которая отражает величину изменения пористости пород (рис.3, колонка 5). Эффект уплотнения наблюдается как в покрышке, так и в глинистых перемычках. Наиболее заметное уменьшение пористости (до 2 - 6% в радиусе исследования геофизических методов) наблюдается в глинистых перемычках ниже интервала перфорации, что может свидетельствовать о гидродинамической сообщаемости пропластков коллекторов с перфорированным пластом.

Разработанная методика была опробована на скважинах Ватьеганского и Повховского нефтяных месторождений Западной Сибири, которые эксплуатировались в течение многих лет при большой депрессии. Практически во всех скважинах по данным ГИС отмечается устойчивый эффект необратимого уплотнения вмещающих глинистых пород.

Для группы скважин Ватьеганского месторождения, эксплуатирующих продуктивные пласты группы АВ1-2, установлено, что эффект уплотнения вмещающих глинистых пород зависит от величины депрессии на пласт. С увеличением депрессии величина уплотнения возрастает (рис. 4). Скважины, находившиеся в эксплуатации более длительное время, имеют большую степень уплотнения.

Для пластов группы БВ8 Повховского месторождения эффект необратимого уплотнения глин и глинистых перемычек в 1.5-2 раза ниже, чем в первой группе скважин для пластов АВ Ватьеганского месторождения.

0.03

5 С

О

ч

с

<

0.02

0.01

♦ 85-90 гг ■ 91-93 А 01-06 гг

0.00

ДР, МПа

Рис. 4 Зависимость функции уплотнения от величины депрессии на пласт Шифр точек: дата ввода скважин в эксплуатацию.

При разработке залежи на режиме истощения со значительным снижением пластового давления происходит отжимание флюида из глинистой покрышки в эксплуатируемый пласт-коллектор. На примере контрольно-наблюдательной скважины Уренгойского газоконденсатного месторождения по данным повторных замеров

нейтронными методами показан эффект обводнения кровельной части продуктивного пласта.

На рисунке 5 в колонке 3 приведены кривые НГК за 1999, 2003 и 2010 годы, нормированные по плотному и водонасыщенному пластам. В пласте ПК1, расположенном в кровельной части залежи, отмечается расхождение нормированных кривых. Далее по кривым НГК были рассчитаны коэффициенты текущей газонасыщенности коллекторов на 1999, 2003 и 2010 годы. В пласте ПК1 происходит заметное снижение газонасыщенности до 20%, связанное с отжатием поровой воды из глинистой покрышки в пласт-коллектор.

В процессе разработки месторождения возникает неоднородно напряженное состояние пород, которое может оказывать влияние на результаты ГРП. Скважина Б пробурена по уплотняющей сетке между эксплуатационными скважинами. В ней проведены прямые поточечные измерения пластовых давлений испытателем на кабеле (рис.6, 3-я колонка). Снижение начального пластового давления относительно гидростатического составляет 2 МПа, а зона пониженного давления (т.е. повышенного

эффективного напряжения) распространяется преимущественно вниз от интервала перфорации.

В скважине Б был выполнен гидроразрыв пласта. Контроль его эффективности осуществлялся по данным ВАК до и после ГРП. На рисунке 6 показано, что трещина ГРП сформировалась несимметрично относительно интервала перфорации и ушла на 11 метров вверх от кровли интервала перфорации. Такой вертикальный профиль трещины объясняется неоднородным напряженным состоянием пород, когда при мгновенном гидравлическом воздействии в первую очередь разрушились породы, находившиеся под меньшим эффективным напряжением (более высоком пластовом давлении).

Рис.6 Гидроразрыв пласта в области неоднородно напряженного состояния пород

Глава 4. Моделирование процесса уплотнения и фильтрации в глинистых породах

Для исследования масштаба и скорости протекания процессов фильтрации и

уплотнения глинистых пород покрышки предложена следующая математическая модель р

Э1 дгУдт. где <р - коэффициент пьезопроводности горных пород;

р - давление, приведенное к общему статическому уровню путем вычитания величины гидростатического давления; ъ - глубина залегания пород; ? - время протекания процесса.

В уравнении фильтрации (1) коэффициент пьезопроводности, (р„ зависит от фильтрационно-емкостных и упругих свойств породы и свойств флюида:

Кпр ¥эф)

¡л-Кп\ [°эфУ \АК)

где Кпр{оэф) - проницаемость пород в вертикальном направлении;

Кп{а3ф) - коэффициент пористости;

эф) - коэффициент сжимаемости порового пространства породы;

/и - динамическая вязкость пластового флюида;

Д - коэффициент сжимаемости флюида;

<Уэф - эффективное напряжение скелета горной породы, равное разности геостатического и порового давлений.

Предполагается, что при изменении порового давления и, соответственно, эффективного напряжения общая объемная деформация порового пространства глинистых пород складывается из следующих слагаемых: мгновенных упругих и необратимых деформаций и длительной упругой деформации (ползучести). Тогда для такой модели деформации пор можно записать уравнение изменения объема пор за единичный отрезок времени:

АКпп - Рп ■ АР1 • Кп"~1 + (Зп (г) • АР2 ■ Кпп-1 (3)

где р„ - коэффициент мгновенной упругой сжимаемости пор;

Р„(т) - коэффициент длительной обратимой сжимаемости пор, завиящий от времени запаздывания деформаций;

Кп"~' - коэффициент пористости на предыдущем шаге по времени;

АР)=Р"~'-РП - изменение давления за один шаг по времени;

ЛР2= Рнач - Р" - изменение давления от первоначального.

На основе предложенной математической модели фильтрации в деформируемой пористой среде была разработана компьютерная программа (авторы - Городнов А.В, Митин A.B.), реализующая ее конечно-разностную схему.

Результаты моделирования деформации глинистой покрышки при различном изменении входных параметров анализировались с помощью графиков изменения во времени поровых давлений и коэффициентов пористости по толщине глинистой покрышки. На рисунках 7 и 8 приведена динамика изменения поровых давлений и уплотнения глинистых пород за 30 лет при значениях коэффициента проницаемости глин в 10"17 м2 при снижении давления в разрабатываемом пласте на 10 МПа. По оси абсцисс отложено расстояние, Н, от кровли продуктивного пласта вверх по разрезу.

Рис.7 Динамика изменения поровых давлений. Шифр кривых - годы

30

12 24 \ 18

\ 6

О 20 40 н, М во 80 100 120

Рис.8 Динамика изменения пористости глинистой покрышки. Шифр кривых - годы

Значительное влияние на толщину дренируемой части покрышки оказывает проницаемость глин. Нами выполнены расчеты, позволяющие воспроизвести условия деформации порового пространства пород глинистой покрышки за 30-летний период эксплуатации пласта при изменении коэффициента проницаемости глинистой покрышки от Ю"20 до 10"17 м2 и перепаде давлений между пластом-коллектором и покрышкой в 10 МПа, 5 МПа и 3 МПа. На рисунках 9 и 10 видно, что с увеличением проницаемости от 10" 20 до Ю"17 м2 толщина дренируемой части покрышки возрастает от 6.5 до 110 м , а зона максимального уплотнения глин величиной в 3.3 % распространяется на расстояние от 1.0 до 28.0 метров над кровлей пласта.

/* у -20Г Ю/ / -19 1 10

\ /1

/к

О 20 40 н, М 60 80 100 120

Рис.9 Влияние проницаемости глинистой покрышки на изменение порового давления.

Шифр кривых - Кпр в м2

В работе также было исследовано влияние на скорость и величину деформаций глинистых пород таких факторов как начальный градиент давления порового флюида, величина мгновенной упругой сжимаемости глинистых пород, времени запаздывания деформаций и медленной сжимаемости. По результатам этих исследований можно сделать следующие выводы:

• При небольших перепадах давления сказывается влияние эффекта начального градиента давления, характерного для тонкодисперсных пород.

• Характер деформации глинистой покрышки, обусловленный мгновенной сжимаемостью, определяется величиной градиента давления.

• При малых градиентах давлений проявляется эффект медленной сжимаемости и запаздывания деформаций (ползучесть).

• Скорость деформации затухает во времени.

Для случая установившегося градиента давления в глинистой покрышке решена задача оценки объема отжимаемой воды из покрышки в пласт в радиусе дренирования одиночной эксплуатационной скважины. Предельный объем отжимаемой воды может достигать нескольких тысяч м3 при уменьшении коэффициента пористости глин у стенки скважины на 2.9% и толщине дренируемой части глинистой покрышки 25 м.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе проведенных научных исследований получены следующие основные результаты:

1. Разработана методика оценки уплотнения вмещающих глинистых пород и покрышек в процессе разработки месторождений нефти и газа по данным временных замеров методами ГИС.

2. Предложена математическая модель уплотнения глин на основе реологических моделей глинистых пород, которая послужила базой для разработки программы компьютерного моделирования этих процессов численными методами.

3. Проведено математическое моделирование процесса фильтрации и уплотнения глин для различных начальных и граничных условий, в результате которого показано влияние проницаемости глин, начального градиента сдвига порового флюида и перепада давления на границе коллектор-покрышка на величину уплотнения и толщину дренируемой части глинистой покрышки.

4. По данным повторных замеров нейтронных методов в контрольно-наблюдательных скважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения показан эффект обводнения кровли продуктивного пласта при снижении давления в самом пласте.

Применение разработанной методики оценки необратимых деформаций и изменения напряженного состояния пород в процессе разработки по данным повторных замеров методами ГИС показало:

1. Кратковременные изменения пластового давления на ПХГ практически не влияют на фильтрационно-емкостные свойства покрышек.

2. При длительной депрессии на пласт в глинистых покрышках и перемычках возникает эффект необратимого уплотнения пород, фиксируемый методами ГИС.

3. Воронка депрессии развивается не только вдоль проницаемого пласта, но и по вертикали через слабопроницаемые перемычки или негерметичные участки заколонного пространства.

4. Эффект необратимого уплотнения глин, возникающий в результате снижения пластового давления, уменьшается с глубиной залегания пород.

5. Изменение напряженного состояния пород в процессе разработки месторождений оказывает влияние на характер распространения по вертикали трещины при ГРП.

Разработанные математическая модель и компьютерная программа моделирования процесса уплотнения глин позволили количественно оценить степень воздействия снижения давления в продуктивном пласте на формирование поля давлений в покрышке, толщину вмещающих пород, охваченную дренированием, уменьшение пористости глин за годы разработки залежи УВ. В результате математического моделирования установлено:

1. На величину уплотнения пород покрышки и уменьшение ее толщины, в основном, оказывает влияние величина снижения давления в продуктивном пласте, и проницаемость покрышки. Наиболее существенно роль проницаемости глин проявляется при меньших значениях перепада давлений.

2. При небольших перепадах давления сказывается влияние эффекта начального градиента давления, характерного для тонкодисперсных пород.

3. Характер деформации глинистой покрышки, обусловленный мгновенной сжимаемостью, определяется величиной градиента давления.

4. При малых градиентах давлений проявляется эффект медленной сжимаемости и запаздывания деформаций (ползучесть).

5. Скорость деформации затухает во времени.

6. Объем отжимаемой воды из глинистой покрышки в пласт в радиусе дренирования одиночной эксплуатационной скважины составляет несколько тысяч кубических метров.

ОСНОВНЫЕ ОПУБЛИКОВАННЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Исследование уплотнения глинистой покрышки в процессе разработки месторождений нефти и газа. // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина (соавторы Добрынин В.М. , Городнов A.B., Митин A.B.) -2013.-№1 (в печати).

2. Оценка неупругих деформаций глинистых пород. // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа, (соавторы Городнов A.B., Черноглазов В.Н.). - 2012. - №3,- С. 45-47.

3. Моделирование процесса уплотнения и фильтрации в глинах. // Геофизика, (соавторы Городнов A.B., Митин A.B., Черноглазов В.Н.). -2012.-№3. - С. 35-40.

4. Методика оценки необратимых деформаций и изменения напряженного состояния пород в процессе разработки месторождений углеводородов и эксплуатации подземных газохранилищ. // Каротажник. (соавторы Добрынин В.М., Городнов A.B., Черноглазов В.Н.) - 2012. - №4 (214). - С. 59-68.

5. Изменение напряженного состояния пород в процессе разработки. // Нефтяное хозяйство, (соавторы Добрынин В.М., Городнов A.B., Черноглазов В.Н.). - 2011. - №1 - С. 48-50.

6. Деформации глинистых пород в процессе разработки. //Нефтепромысловое дело, (соавторы Городнов A.B., Черноглазов В.Н.). - 2011. - №6. - С. 20-24

7. Оценка объема отжимаемой воды из глинистой покрышки при снижении пластового давления в коллекторе. // Сочи-2011. Проблемы геологии и геофизики нефтегазовых бассейнов и резервуаров, (соавторы Городнов A.B., Черноглазов В.Н.). Материалы конференции. - 2011

8. Изучение деформаций глинистых пород в естественных условиях залегания пласта. //V Всероссийская научно-практическая конференция Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете Society of Petroleum Engineers (SPE). Сборник научных трудов, - Тюмень, 2011.

9. Оценка изменения напряженного состояния пород в процессе разработки. // Проблемы недропользования. Сборник научных трудов. Часть II. - СПб, 2011. - С. 233-

Соискатель

Давыдова О.П.

Подписано в печать 16.04.2013. Формат 60x90/16.

Бумага офсетная Усл. п.л.

Тираж 100 экз. Заказ №176

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)233-95-44

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Давыдова, Ольга Петровна, Москва

Российский Государственный Университет нефти и газа имени И. М. Губкина

04201356913

На правах рукописи УДК 552.52:551.25

Давыдова Ольга Петровна

ОЦЕНКА ДЕФОРМАЦИЙ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА ПО ДАННЫМ ГИС И МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность: 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: Городнов Андрей Васильевич,

лк т.т плттлттт ivi.ll., ДЧУЦЧ^П!

МОСКВА 2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 4

Глава 1. Состояние изученности деформации глинистых пород 8

1.1 Процесс формирования глинистых пород 8

1.2 Роль глин в качестве покрышек залежей УВ 20

1.3 Роль глин как индикатора порового давления 26

1.4 Выводы 28

Глава 2. Деформации глинистых пород 30

2.1 Основные понятия, термины 30

2.2. Реологические модели: простые и сложные 32

2.3. Деформации глинистых пород и их реологические модели 39

2.4 Лабораторные исследования физико-механических свойств глинистых пород 49

2.5 Выводы 51

Глава 3. Оценка необратимых деформаций и изменения напряженного состояния 52 глинистых пород в процессе разработки по данным ГИС

3.1 .Геолого-геофизическая характеристика объектов исследования 53

3.2 Методика оценки деформаций глинистых пород по данным ГИС 59

3.3 Оценка деформаций глинистых пород при циклической эксплуатации пласта 62 (ПХГ)

3.4 Оценка деформаций глинистых пород при эксплуатации пласта на режиме 65 истощения

3.5 Оценка деформаций глинистых пород при длительной эксплуатации скважины 69 на депрессии

3.6 Эффект обводнения кровли залежи 76

3.7 Влияние процесса разработки на изменение напряженного состояния пород и 79 формирование трещины ГРП

3.8 Выводы 81

Глава 4. Моделирование процесса уплотнения и фильтрации в глинистых породах 82

4.1. Математическая модель моделирования процесса фильтрации и уплотнения 82 глинистых пород

4.2. Компьютерная программа моделирования фильтрации и деформации 86 глинистых пород во времени

4.3. Моделирование деформации вмещающих пород 90

4.3.1. Исследование влияния проницаемости глинистых пород на уплотнение 92 покрышки

4.3.2. Исследование влияния начального градиента давления 98

4.3.3. Исследование влияния мгновенной сжимаемости глин 104 4.3.4 Исследование влияния времени запаздывания деформаций и медленной 107 сжимаемости

4.3.5. Оценка изменения толщины глинистой покрышки во времени 111

4.4. Оценка объема отжимаемого флюида из покрышки в радиусе дренирования 115 эксплуатационной скважины

4.5 Выводы 117

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 119

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 121

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Большинство газовых и часть нефтяных месторождений в мире разрабатываются на режиме истощения со снижением пластового давления при низкой активности краевых и подошвенных вод. В результате на границе коллектор - вмещающая порода образуется вертикальный градиент давления, приводящий к отжиманию флюида из вмещающих пород в эксплуатируемый пласт-коллектор и необратимому уплотнению вмещающих глинистых пород.

Длительная разработка месторождений нефти и газа на режиме истощения приводит к нарушению равновесных условий в недрах и вызывает значительные изменения напряженно-деформированного состояния пород. На практике это проявляется в локальном проседании дневной поверхности или морского дна, обрушении морских платформ, искривлении стволов скважин, в смятии и разрывах обсадных колонн, ухудшении качества их цементирования, изменении направления развития трещин ГРП на разных стадиях разработки месторождений и др.

Похожая ситуация возникает и для отдельной скважины при длительной ее эксплуатации на больших депрессиях, когда воронка депрессии распространяется на десятки и сотни метров от стенки скважины. При этом также создаются условия для формирования неоднородно напряженного состояния пород в околоскважинном пространстве.

Исследованию деформационно-механических свойств глинистых пород и грунтов посвящены многочисленные работы в области инженерной геологии, где изучаются преимущественно рыхлые и слабосцементированные отложения за короткие промежутки времени. Опыты в лабораторных условиях ограничены техническими возможностями и проводятся в течение нескольких часов и дней, реже - месяцев, хотя известно, что в естественных условиях реологические процессы в грунтах протекают десятки и сотни лет. Другой областью исследования деформаций глинистых пород является изучение характера их уплотнения в течение длительного геологического времени (миллионы лет) для прогноза и оценки аномальных поровых давлений.

Представленная работа посвящена мало исследованной области деформаций глинистых пород, которые развиваются в течение десятков лет в процессе разработки месторождений нефти и газа. Эффект необратимого уплотнения глин может достигать нескольких абсолютных процентов изменения пористости и охватывать большие по толщине объемы вмещающих пород. Это необходимо учитывать при проектировании разработки месторождений нефти и газа с целью прогноза изменения напряженного- деформированного состояния пород. Для газовых объектов эта задача становится особенно актуальной, т.к. правильно обоснованные темпы

снижения пластового давления позволят предотвратить обводнение скважин на поздних стадиях эксплуатации месторождений.

Объектом диссертационного исследования являются глинистые покрышки и перемычки продуктивных пластов нефтяных и газовых месторождений, разрабатываемых на режиме истощения со значительным снижением пластового давления, а также в скважинах, эксплуатирующихся на больших депрессиях в течение длительного времени.

Цель исследований

Целью исследований является разработка методики оценки деформаций глинистых пород, возникающих в процессе длительной разработки месторождений нефти и газа, по данным геофизических методов и прогнозирование деформаций глинистых покрышек на новых месторождениях путем математического моделирования.

Задачи диссертационного исследования

1. Анализ состояния изученности проблемы оценки деформаций глинистых пород лабораторными и геофизическими методами.

2. Разработка методики оценки уплотнения глинистых пород во времени методами промысловой геофизики.

3. Изучение деформаций глинистых покрышек и перемычек по данным ГИС при кратковременных и длительных воздействиях перепада давления, возникающего при снижении давления в продуктивном пласте.

4. Математическое моделирование процесса деформации глинистой покрышки с целью изучении влияния различных параметров на толщину дренируемой части покрышки и уменьшение пористости вмещающих пород во времени.

5. Оценка объема отжимаемой воды из глинистой покрышки и уменьшения толщины глинистой покрышки в процессе разработки залежи.

Методы исследования

Для решения поставленных задач в диссертационной работе использованы следующие методы: обобщение и систематизация литературных источников, посвященных проблеме деформаций глинистых пород; количественная интерпретация результатов ГИС в программном комплексе «Камертон»; математическое моделирование и расчет уплотнения покрышек в программном пакете «Деформации глин».

Научная новизна

1. Разработана методика оценки уплотнения глинистых покрышек и перемычек в процессе разработки месторождений нефти и газа по данным временных замеров ГИС.

2. Предложена математическая модель уплотнения глин на основе изучения реологических моделей глинистых пород.

3. Показано влияние проницаемости глин, начального градиента давления порового флюида и перепада давления на границе коллектор-покрышка на величину уплотнения и толщину дренируемой части глинистой покрышки.

4. Доказан эффект обводнения кровли пласта-коллектора при снижении пластового давления.

Защищаемые положения

1. Снижение давления в пласте-коллекторе при разработке месторождений нефти и газа на режиме истощения и эксплуатации отдельных скважин на большой депрессии вызывает уплотнение вмещающих глинистых пород и фильтрацию порового флюида из глин в продуктивный пласт.

2. Эффект уплотнения глинистых пород в процессе разработки месторождений можно оценивать по данным временных замеров методами ГИС.

3. Предложенная математическая модель уплотнения глинистых пород позволяет прогнозировать скорость и величину деформаций глинистых пород, которые необходимо учитывать при проектировании разработки месторождений нефти и газа.

4. Процесс деформации вмещающих глинистых пород протекает непрерывно в течение всего периода разработки месторождения и складывается из мгновенной упругой и длительной упругой (ползучесть) деформаций и мгновенной необратимой деформации.

Практическая значимость

Разработанная методика оценки уплотнения вмещающих глинистых пород по данным ГИС позволяет оценить количество отжатого порового флюида из глин в продуктивный пласт и уменьшение толщины глинистой покрышки за период разработки месторождения.

Учет деформаций глинистых пород обеспечит надежную оценку параметров опорных пластов при интерпретации повторных замеров нейтронных методов и более точное определение текущей газонасыщенности продуктивных пластов.

Моделирование процесса необратимого уплотнения вмещающих глинистых пород позволит выполнять прогноз изменения напряженно-деформированного состояния пород, которое необходимо учитывать при проектировании разработки месторождений нефти и газа.

Для газовых объектов эта задача является особенно актуальной, т.к. правильно обоснованные темпы снижения пластового давления позволят предотвратить обводнение скважин на поздних стадиях эксплуатации.

Апробация диссертационного исследования

По материалам диссертации опубликовано более 20 работ, в том числе 5 статей в ведущих научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Основные положения работы докладывались на следующих конференциях: «КазГео 2012», г. Алматы, Казахстан, 2012; «Геоинформатика: теоретические и прикладные аспекты» г. Киев, Украина, 2012 г.; IX Международный Молодежный Нефтегазовый Форум, г. Алматы, Казахстан. 2012 г., «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», г. Москва, 2010/2012 гг.; XIX Губкинские чтения, г. Москва 2011 г.; «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири», г. Тюмень, 2011 г.; международный форум-конкурс молодых ученых «Проблемы недропользования», г. Санкт-Петербург 2011г. и пр.

Результаты работ представлены в отчетах по исследовательским грантам компании British Petroleum за 2011 и 2012 гг.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 126 страницах, включая 66 рисунков и 4 таблицы. Библиографический список включает 88 наименований.

Представленная работа выполнена в период обучения в очной форме аспирантуры на кафедре геофизических информационных систем Российского Государственного Университета нефти и газа имени И. М. Губкина.

Автор глубоко признателен к.г-м.н., доценту Городнову Андрею Васильевичу и к.г-м.н., доценту Черноглазову Валерию Николаевичу, идеи которых легли в основу диссертационной работы. Автор особо благодарен Забродоцкой Ольге Николаевне за участие и поддержку. Автор выражает искреннюю благодарность коллективу кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и всем, кто содействовал выполнению работы.

Глава 1. Состояние изученности деформации глинистых пород 1.1 Процесс формирования глинистых пород

Согласно В.М. Гольдбергу и Н.П. Скворцову, глинистые породы - это обширная группа тонкодисдерсных осадочных пород, занимающая промежуточное положение между породами обломочного и химического происхождения. В их составе наряду с обломочными частицами содержатся тонко дисперсные, размером менее 0.002 мм [11].

Глинистые породы, по сравнению с другими породами, представляют собой наиболее динамичные системы, достаточно мобильно изменяющие свой облик на разных стадиях литогенеза и чрезвычайно восприимчивые в отношении структурно-текстурных особенностей и свойств к внешним и внутренним воздействиям. Это обусловлено тем, что глины представляют собой тонкодисперсную высокопористую систему с чрезвычайно большой удельной поверхностью.

Глинистая порода сложена преимущественно частицами глинистых минералов (группы подвижных слоистых и слоисто-ленточных силикатов) анизометричной формы, имеющими микронные и субмикронные размеры, обладающие специфическим кристаллохимическим строением и особым поведением при взаимодействии с водой. Важная роль в формировании фильтрационных свойств отводится связанной воде, заполняющей поровое пространство.

Изучением процессов формирования, уплотнения и упрочнения глинистых осадков, начиная от их отложения в бассейне седиментации до приобретения облика современной глинистой породы, занимались различные научные школы, в том числе и вне рамок нефтяной геологии: почвоведение, инженерная геология (грунтоведение), коллоидная химия (физико-химическая механика дисперсных систем) и др.

Исследованием минералогии глин и генезиса глинистых пород посвятили свои работы Антонова Т. Ф., Бетехтин А.Г., Викулова Т.Ф., Воларович М.П., Грим P.E. Дриц В.А., Еремеев В.В., Звягин Б.Б., Зульфугаров З.Г., Коссовская А.Г., Котельников Д.Д., Кузнецов В.Г., Логвиненко Н.В., Мерабишвили М.С., Овчаренко Ф.Д., Осипов В.И., Пекун Ю.Ф., Полонский Т.М., Прозорович Г.Э. Прошляков Б.К., Ребиндер П.А., Ронов А.Б. Румянцева H.A., Русько Ю. А., Рухин Л.Б., Саркисян С.Г., Серб-Сербина H.H., Соколов В.Н., Страхов Н.М., Ушитинский И. Н., Франк-Каменецкий В.А., Ханин A.A. , Чухров Ф.В., Шоболов С.П., Юсупова С.М., Брегг У. Л., Brindley G.W., Correns С., Eskola P., Marshall C.E., Mackenzie R.C., Millot G., Lukas J., Weaver и другие.

Известны многочисленные экспериментальные работы по изучению деформации глинистых пород: Авчан Г.М., Байдюк Б.В., Бондарик Г.К., Денисов Н.Я., Добрынин В.М.,

Клубова Т.Т., Конышева P.A., Круглицкий H.H., Ломтадзе В. Д., Марморштейн Л.М., Маслов H.H., Ничипоренко С.П., Овчаренко Ф. Д., Павлова H.H., Пономарев В.В., Райтбурд Ц. М, Ребиндер П.А., Розникова А.П. Третинник В.Ю. Царева A.M., Шрейнер Л.А., Griggs D., Handin J., Hager I., Heard H., Turner F. и другие.

В области инженерной геологии исследованию глинистых грунтов посвятили труды Бинденман Н.И., Бондарик Г.К., Гинзбург И.И., Голодковская Г.А., Гольдштейн М.Н., Гришин М.М., Денисов Н.Я., Джегер Ч., Димитрова Р.И., Земятченский П.А., Зиангиров P.C., Иванов H.H., Каменский Г.Н., Ломтадзе В. Д., Маслов H.H., Мирчинк Г.Ф., Милановский Е.В., Мюллер Л., Охотин В.В., Погребов Н.Ф.; Попов И.В., Приклонский В.А., Прохоров Н.И., Рац М.В., Саваренский Ф.П. Семенов М.П., Сергеев Е.М., Терцаги К., Филатов М.М., Шацкий Н.С.; Цытович H.A. Чаповский Е.Г., Lambe T.W., Mitchel J. К., Warkentin В.Р. Whitman R.V., Yong R.N. и другие.

Изучением течения жидкостей в тонких порах занимались: Астраханцева Н.П., Бондаренко Н.Ф., Дерягин Б.В., Железный Б.В., Зорин З.М., Котов А.И., Кругляков П.М., Лашнев В.И., Маркин B.C., Нерпин C.B., Ровин Ю.Г., Соболев В.Д., Сомов А.Н., Тарасевич М.Р., Усьяров С.Г., Хадахане Н.Э., Чизмаджев Ю.А., Чирков Ю.Г., Чураев В.Н. и многие другие.

По минеральному составу различают мономинеральные (каолинитовые, гидрослюдистые, монтмориллонитовые, вермикулитовые, палыгорскитовые, хлоритовые), олигомиктовые (состоящие обычно из смеси двух минералов) и полиминеральные глины и глинистые породы, состоящие из смеси нескольких минералов [8, 45, 46, 47, 50, 72].

По обстановкам ocàÂKOHaKo^eHM (по генезису) выделяют глины морские и континентальные: озерные, ледниковые (флювиогляциальные), аллювиальные, делювиальные, лагунно-заливные глины и глины коры выветривания (первичные каолины, монтмориллонитовые и др.) [45, 46, 47, 50, 72, 77].

Эволюционный путь глинистых минералов был показан в работах Коссовской А.Г. и группой соавторов (1963, 1991), где приведены авторские геокристаллохимические классификации и установленные индикаторные характеристики этих минералов для различных физико-химических условий формирования. Коссовкая А.Г. и др. отмечают принципиальную роль глинистых минералов как индикаторов, отражающих эволюционную историю формирования и изменения осадочных, кластогенных и вулканогенных пород в различных геологических обстановках, так как в кристаллохимических и структурных характеристиках этих минералов запечатлеваются термодинамические уровни преобразования осадочных пород по мере их перехода в собственно метаморфические образования. Можно отметить, что среди

глинистых минералов в качестве индикаторов используются не только слюды (индекс кристалличности иллита), но весь спектр характеристик слоистых силикатов: изменение биотита, каолинита (в мономинерально-кварцевых породах), гамма смешанослойных минералов, политипия диоктаэдрических слюд и хлоритов [31, 32, 44].

В работах Соколова В.Н., Осипова В. И. и соавторов (1989, 1998, 2001) подробно излаг