Наявність газових шапок, а також підошовної води істотно ускладнює розробку нафтогазових покладів. Труднощі розробки нафтогазових покладів головним чином пов’язані із взаємним впливом газової шапки і нафтової частини покладу. Розробка таких покладів з витісненням нафти газом газової шапки внаслідок поганої витіснювальної здатності і низького охоплення витісненням малов’язким агентом характеризується вкрай низьким нафтовилу- ченням. Розробка ж на водонапірному режимі (точніше мішаному режимі витіснення водою) характеризується втратами нафти, що зумовлено її вторгненням у газову шапку. Тому основний принцип розробки нафтогазових покладів — це обмеження взаємовпливу газової шапки і нафтової частини з одночасним створенням умов для витіснення нафти водою. Залежно від геологічних умов цей принцип реалізується різними шляхами.
Для невеликих покладів у високопроникних колекторах, які містять малов’язку нафту і мають активні пластові води, з успіхом застосовується система розробки з нерухомим ГНК. У ході розробки таких покладів тиск у зоні відбирання і в законтурній зоні змінюється практично так, як і на пружноводонапірному режимі, з дещо меншим темпом зміни за рахунок додаткового витіснення нафти розчиненим газом, що виділяється із нафти. Пропорційно темпу падіння тиску і початковому об’єму газової шапки з неї здійснюється погрібне (контрольоване) відбирання газу.
У практиці розробки нафтогазових покладів допускались випадки необмеженого відбирання газу внаслідок недостатньої розвіданосгі покладів, одночасного відбирання нафти і газу з переміщенням ГНК у сторону ібзової шапки або нафтової зони у зв’язку з потребою в газі або в разі аварійного фонтанування свердловин, а також відбирання нафти з розширенням газової шапки в початковий період розробки з метою оцінки активності вод і пружного запасу газу. Відомо також застосування закокпурного і приконтурного заводнення для підтри- ування пластового тиску на рівні початкового пластового тиску в зоні відбирання або з його зниженням чи з метою перетворення нафтогазового покладу в нафтовий за великої значини співвідношень порових об’ємів нафтової і газової частин.
Основний недолік систем розробки з нерухомим ГНК - тривала консервація вільного газу газової шапки.
Найефективнішим способом розробки є діяння на нафтогазовий поклад водою, що подається в нагнітальні свердловини на лінії внутрішнього контура газоносності (бар 'ерне заводнення). Водяний бар'єр розділяє основні запаси нафти і вільного газу і дає змогу одночасно відбирати нафту із нафтової облямівки і газ із газової шапки. Бар’єрне заводнення можна успішно застосовувати на покладах першого типу з великими газовими шапками І з порівняно вузькою газонафтовою зоною. Бар’єрне заводнення можна доповнювати законтурним заводненням, при цьому запобігається можливий відплив нафти в законтурну зону. Можливі також інші варіанти розробки конкретних нафтогазових покладів. Для підтримування тиску в покладах з підошовною водою може застосовуватися або законтурне заводнення, або нагнітання води під водонафтовий контакт.
У ході розробки нафтових покладів з газоконденсатною шапкою (нафтогазокоидеисатиі поклади), до яких відносять поклади з вмістом конденсату в газі понад 200 см3/см3, ставиться задача повного вилучення конденсату з покладу; тому із системами розробки нафтогазових покладів мають раціонально поєднуватися методи розробки газоконденсатних покладів.
Багато нафтогазових і нафтогазоконденсатних покладів мають великі підгазові зони та малу нафтонасичену товщину за поганих колекторських властивостей, а в лідгазовлх зонах таких покладів можуть міститися значні запаси нафти. Вилучення нафти з таких зон значно ускладнюється проривами газу з газової шапки і проривами підошовної води. Ці зони внаслідок порівняно поганих колекторських властивостей не можуть розроблятися з застосуванням розглянутих систем. Способи розробки таких покладів ще досліджуються; обмірковується питання про наявність і рухомість залишкової нафти в газових шапках. Від відповіді на нього істотно залежить напрямок вирішення проблеми розробки великих, малої товщини підгазових зон. Вивчається доцільність зміщення нафтових облямівок у газову частину покладу.
Істотна різниця є в розміщенні нафтових свердловин на покладі і встановленні технологічних режимів їх роботи. На нафтогазових покладах з крайовою водою розміщення свердловин аналогічне розміщенню на нафтових покладах. Для нафтогазових покладів з підошовною водою характерно розміщення свердловин по порівняно густій рівномірній сітці (не більше 300-400 м),
Технологічний режим роботи сверд ловин призначається залежно від їх місцезнаходження на покладі. Для свердловин у нафтових зонах можна задати режим роботи, характерний дій звичайних нафтових покладів. У решті випадків свердловини мають працювати за умови запобігання передчасних проривів води (водонафговІ зони), газу (газонафтові зони), або води і ту (двоконтаїані і'азоводонафтові зони).
Рисунок 2.5- Схема конусоуїворення під час відбирання нафти із газонафтового пласта з підошовною водою Принципи розрахунку безводних і безгазовіа дебітів свердловин у газонафтових зонах однорідного шіаста зводяться до наступного. Конуси води І газу, як результат деформування ВНК і ГНК, утворюються під час відбирання нафти із нафтогазового покладу свердловиною з інтервалом перфорації в (рис. 2.5) за рахунок створення градієнта тиску ф / ді вздовж вертикальної осі 2. Якщо водяний і газовий конуси досягли інтервалів перфорації, але ні газ, ні вода не надходять у свердловину, співвідношення між висотами газового >’г і водяного конусів у першому наближенні уг/.і’н £ 0,2, тобто висота газового конуса завжди менша висота водяного конуса. |
Дебіт свердловини, в такому разі, називають оптимальним (граничним безводним і безгазовим) дебітом. Оскільки зміна відношення вік від 0 до 0,2 мало впливає на граничний дебіт, то беруть в <0,2А, де h - нафтонасичена товщина пласта.
Аналіз траєкторії руху частинок рідини у вертикальній площині показує, що у верхній частині вони мають нахил униз, а у нижній, навпаки, викривлені вверх. У деякому проміжному положенні вони є горизонтальною лінією. Ця лінія збігається з серединою інтервалу перфорації'. Положення інтервалу перфорації задають відстанню /?г від горизонтальної площини ГНК до Його середини. Аналіз показує, що Аг = (0,2-0,4)h (якщо в = 0,2Л, /іг=0,35Л), тобто інтервал перфорації має розміщуватися ближче до ГНК. Зі зменшенням коефіцієнта проникності kz у вертикальному напрямку збільшується коефіцієнт анізотропії проникності пласта к = yjk/kz,
внаслідок чого збільшується граничний дебіт свердловини, де к-коефіцієнт проникності в горизонтальному напрямку.
Наведений аналіз справедливий для однорідного анізотропного пласта. Він допомагає зрозуміти лише процеси конусоутворення газу І води. Фактичні граничні дебіти значно відрізняються від розрахункових внаслідок шарової будови пласта І наявності в колекторі лінзоподібних непроникних прошарків, що перешкоджають потоку води (газу) до вибою свердловини. Така неоднорідність враховується коефіцієнтом анізотропії проникності к. Оцінити його можна за даними фактичної експлуатації свердловин.
За наявності в нафтонасиченому розрізі непроникних прошарків інтервал перфорації доцільно періодично переносити відносно контактів: спочатку розташовувати ближче до ВНК під першим непроникним прошарком, а потім послідовно здійснювати перфорацію під
черговими вищезалеглими непроникними прошарками після повного обводнення діючих інтервалів, ізолюючи останні (наприклад, цементними пробками у стовбурі свердловини). Це забезпечує пошарове витіснення нафти водою і досягнення більшого коефіцієнта нафтовилучення. Штучно збільшити коефіцієнт нафтовії л учення можна створенням непроникних екранів на межі контактів. Збільшити дебіт нафти можна ще зміщенням інтервалу перфорації до ВНК і форсуванням відбирання рідини без прориву газу, що, однак, призводить до необхідності видобування великої кількості води. Доцільність такої експлуатації повинна бути доведена техніко-економічним аналізом,
У процесі розробки покладу контакти переміщуються, товщина нафтового шару зменшується, тому положення інтервалу перфорації, яке встановлено на початковій стадії експлуатації, вже не буде оптимальним. Зміщення інтервалу перфорації в бік будь- якого контакту призводить до зменшення граничного дебіту, причому в разі зміщення його до ГНК зниження дебіту більше, ніж у разі зміщення до ВНК. Якщо інтервал розкриття змістився в сторону одного контакту, то граничний дебіт буде визначатися граничним стійким станом конуса цього контакту в той час, коли протилежний конус ще не доходить до граничного стійкого стану.
Для розв’язування задачі визначення технологічних показників розробки нафтогазових покладів було запропоновано кілька наближених аналітичних методик, які, в основному, базуються на використанні рівнянь матеріального балансу для нафти, газу, води або рівнянь матеріального балансу і рівнянь одновимірного руху в системі галерей. У наш час для цієї мети застосовують чисельні методи моделювання, зокрема методику ВНДІ-2.
Значна частина запасів нафти (від 20 до 50%) нафтових родовищ зосереджена у водонафтових зонах. Як і в разі нафтогазових покладів, відмінна особливість розробки водонафтових зон полягає в тому, що течія нафта і води носить складний просторовий характер, практично з початку експлуатації видобувається обводнена нафта. Ефективність розробки водонафтових зон менша, ніж нафтових - об’єм видобутої води набагато більший, а кінцеве нафтовилучення значно нижче. У практиці розробки покладів з водонафтовими зонами взято напрям на системи з активним діянням, який забезпечує розвиток пошарової течії, особливо за умов неоднорідних колекторів. Промисловим досвідом було доведено, що найефективнішою є система розробки великих водонафтових зон самостійною сіткою свердловин з автономним внутрішньоконтурним заводненням, ніж система із законтурним заводненням,
§ 2.7 Особливості розробки покладів неньютонівськнх нафт
Нєньютонівськилш або аномальними рідинами називаються рідини, що не підлягають закону в’язкого тертя Ньютона:
Т = ц—■, (2.126)
йу
де х - дотичне напруження зсуву; |і - динамічний коефіцієнт в’язкості рідини; Аиїйу - градієнт швидкості хуву - зміна швидкості в напрямку, і іерлендикулярному до потоку.
Дня них залежність т від сій /сіу (реологічна крива) може мати різний вигляд (рис. 2.6). Усі аномальні рідини поділяються на 'гри групи: а) стаціонарно реологічні (які не змінюються в часі) - в’язкситастичні, псевдопластичні, дилатантні; б) нестаціонарно реологічні;
в) в’язкопружнІ рідини. Властивості та фільтрацію деяких аномальних рідин вивчають у фізиці пласта і підземній пдрогазомеханіці.
Коефіцієнт ефективної (уявної) в’язкості аномальних рідин, що визначається на реограмі котангенсами куга нахилу до осі Т прямих, які з’єднують початок координат з точками кривої потоку (точки на рис. 2,6), є змінною величиною.
Аномалія в’язкості здебільшого зумовлена утворенням у рідині більш або менш стійкої просторової структури. У нафтах просторову структуру утворюють асфальтени, смоли та парафіни. Під час зниження температури нижче температури насичення нафта парафіном розчинені парафіни кристалізуються і їх кристали надають нафті аномальних (структурно-механічних) властивостей.
Рисунок 2.6 — Залежність дотичних напружень зсуву т від градієнта швидкості зсуву сіиїду (реологічна крива) для різних рідин: 1 - дилатантна; 2 - ньютонівська; 3 - ньютонівська тиксотропна (тіло Освальда); 4 - псевдопласіична (тіло Швєдова); 5 - в'язкопластична (загальний випадок); 6 - в’язкопластична (тіло Бінгама); 7 - тикштрогіно- пластчна рщина |
Нафта володіють в’ язкопластичними, в’язкопружними і тискогроп- ними шіаставосгями. Найбільш вивченими є нафта з в’язкопластичними властивостями. Реологічні залежності дія є’язкотастичних нафт у загальному випадку можуть бута подані кривою 5 (див. рис. 2.6), а криві 4 і 6 можна розглядати як граничні частині випадки, де 0] і 0 - статичні напруження зсуву, в разі перевищення яких припиняється пластична деформація і починається в’язка течія.
Для тіла Бінгама справедливе рівняння
т = в + ц'^, (2.127)
ау
де |л/ - динамічний коефіцієнт пластичної або структурної
в’язкості.
Для аномальної в’язкопластачної рідини (або псевдопластичної) можна ввести апроксимаційну величину % що називається динамічніш напруженням зсуву, і тоді потік описати рівнянням (2.127), якщо 0 = х.
Ототожнюючи неньютонівськІ нафти з в’язкопластичною рідиною, А.Х. Мірзаджанзаде в 1953 р. запропонував записати
узагальнений закон Дарсі у вигляді:
\у\ 'ї
%т&р, якщо |^/?| >у; (2.128)
V = 0, якщо |^асІр| < у.
Тут у - початковий (граничний) градієнт тиску, що витрачається на подолання напруження зсуву То І зв’язаний із То та коефіцієнтом проникності к співвідношенням:
|
(2.129)
де Ос - безрозмірний (структурний) коефіцієнт, залежний від структури порового простору (ас = 0,0162-0,018). Дослідження показали, що у = 0,0012 - 0,015 МПа/м.
Проявлення граничного градієнта тиску (нелінійні ефекти) можливе за взаємодії заповнювальної пористе середовище рідини зі скелетом, а також під час фільтрації газу через глинисті пласти, що вміщують залишкову воду. Неньютонівські властивості пластових систем у цілому проявляються лише за малих швидкостей фільтрації і в середовищах з малою проникністю. У пористому середовищі з широким спектром розподілу пор (мікрокапілярів) за радіусами в разі збільшення градієнта тиску рух починається спочатку в найбільших порах, а в міру збільшення градієнта тиску рухом охоплюються щораз менші пори. Чим більша зміна розмірів пор, тим більше відрізняється фактична фільтрація від ідеалізації згідно з рівнянням (2.128).
Під час фільтрації з граничним градієнтом тиску дебіт свердловини можна подати узагальненою формулою Дюпюї:
2л£й(Др-Дро)
де ф = рпп - рь - перепад тиску між контурами з радіусами і ге; іфо = У (#к ~ *с) _ початковий перепад тиску (апроксимацІйна величина аналогічно То), у випадку перевищення якого здійснюється приплив рідини у свердловину (рис. 2.7, а).
|
Рисунок 2,7 ~ І індикаторні діаграми свердловин (а, 6) та профіль припливу нафти (в) із трьох пропластків за різних депресій тиску (Д/’і, Арі, Дрз) і відповідні«дебітів (£?ь Й2> 2з): 1,2-проапастиі, яи відповідно шо- лучаюгься і не сполучаються між собою
Дослідами, проведеними, наприклад, на свердловинах родовища Узень, встановлено, що Лро сягає 1-2 МПа. Відповідно, неньюто нівський характер пластових нафт має впливати на процеси розробки покладу, охоплення покладу витісненням та нафговилучення.
За наявності в розрізі продуктивного пласта пропластків, що характеризуються різними значинами початкового перепаду тиску.фоі (/ - номер пропластка), індикаторна діаграма подається ламаною лінією, а в разі сполучених між собою пропластків - плавною кривою (рис. 2.7, б), що свідчить про зміну коефіцієнта гідропровідності пласта. Звідси можна прослідкувати зв'язок між зміною ефективної (працюючої) товщини пласта йеф і
нелінійними ефектами та зміною перепаду тиску (рис. 2.7, б, в).
Оскільки із збільшенням перепаду тиску збільшується кількість пропластюв, в яких рухається нафта, то знімаючи профілі припливу (вимірюючи дебіт кожного пропластка Олф на різних режимах роботи (за різних депресій тиску можна визначиш зміну (збільшення)
ефективної товщини пропластка (охоплення розробкою по товщині) за рахунок підключення до роботі різних пропласіків (див. рис. 2.7, в), де і - номер пропластка; / - номер режиму роботи. На першому режимі йеф " Аі, на другому - /іеф = Іі\ +112 і лише на третьому режимі ефективна товщина дорівнює нафгонасиченій (Іщ, = Н),
Під час фільтрації до свердловини або до групи свердловин градієнт тиску різний у різних точках пласта. З віддаленням від свердловини градієнт тиску зменшується і може набувати значини, що дорівнює значині граничного градієнта тиску або менша за нього. У таких точках рух нафти практично відсутній, значить утворюються застійні зони або цілики нерухомої залишкової нафти. Витіснювальна вода швидко проривається у видобувні свердловини.
Розміри застійних зон І коефіцієнт охоплення пласта витісненням залежать від параметра ^ = (0\1) / (куЬ), де £> — дебіт свердловини на одиницю товщини пласта; Ь - характерний лінійний розмір області фільтрації (наприклад, половина відстані між сусідніми свердловинами); ц - динамічний коефіцієнт в’язкості витіснювальної рідини. Коефіцієнт охоплення пласта витісненням збільшується зі збільшенням параметра 7^. У разі збільшення параметра Хд від 0 до 5 граничний коефіцієнт охоплення пласта витісненням в п ’ятиточковій схемі заводнення підвищується від 0 до 0,8, а за подальшого зростання параметра Лс до 10 коефіцієнт охоплення збільшується практично до одиниці, як і під час витіснення ньютонівських нафт.
Наприклад, у разі двошарового пласта з товщинами високо- і малопроникного прошіастків відповідно 0,8 і 3,2 м, коефіцієнтами проникності 0,5 та 0,125 мш2, уі = 0,002 МПа/м, уі = 0,004 МПа/м,
І ~ 250 м, 0 = 50 мї/(добу*м) граничний коефіцієнт охоплення по площі у високопроникному шарі дорівнює 0,9, а в малопроникному - 0,5. Для покладів в’язкопластичних нафт більші коефіцієнта нафтовилучення можуть бути досягнуті одночасним застосуванням густої сітки свердловин і високими темпами відбирання рідини.
Аналіз промислових даних стосовно покладів Азербайджану показав, що в процесі заводнення для покладів з неньюгонівською нафтою коефіцієнт нафтовилучення (0,35) менший, ніж коефіцієнт нафтовилучення покладів з ньютонівською нафтою (0,49).
Втік; аномальних властивостей нафти на процес розробки покладу можна дещо зменшити або запобігти йому. Оскільки в аномально в’язких нафтах структура з часом зміцнюється, то потрібно, за можливості, усувати і зводити до мінімуму зупинки свердловин, особливо таких, які обводнюються. У процесі розробки покладів нафти з аномальними властивостями в приконтурних зонах (внаслідок окислення нафти пластовою водою) недоцільно витісняти нафту від периферійних зон до центральних.
До родовищ з аномальними властивостями нафти можна віднести близько 25% усіх родовищ. Більшість з них вміщує значні кількості парафіну за температури насичення, яка близька до початкової пластової температури, і асфальтено-смолистих речовин. Лабораторними дослідженнями процесу фільтрації високопарафінистої нафти родовища Узень встановлено, що за зниження температури нижче температури насичення нафги парафіном відбувається його кристалізація, яка супроводжується утворенням структури в нафті, а також заку- поренням частини порових каналів і згасанням процесу фільтрації.
Охолодження нафта може відбуватися у привибійній зоні І в пласті під час його розкриття, здійснення деяких інтенсифікуючих і ремонтних робіт, що супроводжуються нагнітанням у свердловини великих об’ємів холодних рідин, у разі припливу газованої нафти за рахунок дросельних ефектів і в процесі нагнітання води або газу в пласт. Це призводить до зменшення припливу високопарафінистої нафти І зниження коефіцієнта охоплення розробкою по товщині пласта. Крім цього, у випадку зниження тиску нижче тиску насичення нафти газом внаслідок виділення метану, етану та інших вуглеводневих газів підсилюються структурно-механічні властивості нафти, тому роз- газування аномальних нафт у пласті недопустиме. Але за великої кількості азоту, розчиненого в нафті, виділення його із нафти призводить до значного зниження динамічного напруження зсуву
і зменшення коефіцієнта в’язкості нафти, оскільки під час зниження тиску із нафти спочатку починає виділятися азот І водночас якраз розчинений азот зумовлює найінтенсивніше структуроутворення.
Під час нагнітання холодної води в пласт температура на вибої свердловини швидко наближається до гирлової температури води, що нагнітається. Співвідношення між радіусами фронту гідродинамічного витіснення Лф (межі поділу нафта-вода) і температурним фронтом Ит встановлено із умов теплового і матеріального балансів у вигляді:
(2.131)
де Ср, сп - питомі теплоємності відповідно рідини І пористого середовища; т - коефіцієнт пористості; 5 - водонасиченість (середня) за фронтом витіснення.
У конкретному випадку за т = 0,3; ср/сп = 1,3; 5 = 0,5 маємо Дф = ЗЯТ. Тепловий фронт може відставати від фронту витіснення в 4-5 разів і більше. Оскільки швидкість переміщення фронту витіснення прямо пропорційна коефіцієнту проникності, то у високопроникному пропласгку фронт витіснення переміститься далі, ніж у малопро- никному, а залежно від співвідношення коефіцієнтів проникностей можливе охолодження нафти в мапопроникному пропластку, підвищення її в'язкості, випадання і іарафіну, проявлення сфуктурних властивостей і згасання фільтрації (нафта “замерзає”).
Результати дослідів показують, що використання для внутрішньо- контурного заводнення Узеньеького родовища холодної води (10-20 С) призводить до охолодження пластів, випадання в пористому середовищі парафіну і зменшення кінцевого коефіцієнта нафтовилучення на 9-12% порівняно із коефіцієнтом нафтовилученням у разі підтримування пластової температури (45%). Тому для таких покладів необхідно підтримувати не лише тиск, але й температуру, а ще краще забезпечити її підвищення, що сприяє значному зменшенню структурно-механічних властивостей нафти.
Складнішою є залежність характеристики витіснення і нафтовилучення від властивостей нафти і умов потоку в разі проявлення в’язкопружних {релаксаційних) властивостей нафти. Такими властивостями найчастіше характеризуються важкі нафти (з густиною звичайно понад 934 кг/м3). В’язкопружні властивості виражаються збільшенням коефіцієнта уявної в’язкості (опору рухові) із зростанням швидкості фільтрації в каналах змінного перерізу, У великих порах коефіцієнт уявної в’язкості може бути вищим, ніж у малих, що призводить до вирівнювання швидкостей руху рідини в порах різного розміру.
У процесі витіснення в’язкопружної нафти водою виявляються дві протилежні тенденції: а) з підвищенням швидкості фільтрації (або градієнта тиску) зростає коефіцієнт уявної в’язкості нафти, то спричиняє зниження коефіцієнта витіснення; б) збільшення коефіцієнта уявної в’язкості більшою мірою проявляється в проникніших прошарках, у результаті чого вирівнюється фронт витіснення і пі двищується коефіцієнт охоплення по товщині.
У реальний умовах стан ускладнюється ще й тим, що одна і та ж нафта за малих швидкостей проявляє властивості псевдоплас- тично'і а за більших - в язкопружної (дилатантної) рідини. У зв’язку з цим залежність коефіцієнта нафтовилучення від коефіцієнта в’язкості нафти, швидкості фільтрації і ступеня неоднорідності пласта змінюється складніше. Лабораторними експериментами і розрахунками на основі моделі Баклея - Леверетта виявлено збільшення коефіцієнта нафтовилучення в разі витіснення в’язкогіружних систем порівняно з ньюто- нівськими. Як правило, в’язкопружні нафти володіють високою в’язкістю. Виявлено немонотонність залежностей коефіцієнта витіснення від температури і наявність оптимального інтервалу температур (40 - 50 °С). ЦІ питання потребують подальшого дослідження.
Визначення показників розробки родовищ з аномальними нафтами зводиться до розрахунку процесу витіснення нафти і температурного поля. Система диференціальних рівнянь некзотермічної фільтрації багатофазної рідини розв’язується чисельним методом з використанням ЕОМ.
2.8 Особливості розробки родовищ з тріщинними колекторами
У наш час з тріщинними колекторами пов’язано близько 60% покладів вуглеводнів і більше половини світового видобутку нафти.
Тріщинуватість - повсюдна розсіченість гірських порід макро- і мікротріщинами - притаманна, тією чи іншою мірою, усім (карбонатним і терригентним, окрім сипких) гірським породам. Тріщинними колекторами називають такі колектори, фільтраційні властивості яких зумовлені (переважно або значною мірою) тріщинуватістю. Пустоти тріщинних колекторів виражені тріщинами, кавернами і їх поєднанням з порами. Залежно від переважання цих пустот розрізняють різні групи тріщинних колекторів (тріщинно-кавернозні, трішинно-порові і Т.Д.).
Тріщини виявляються як під час розвідування, так і під час розробки нафтових родовищ. Розміри І густота тріщин (лінійна густота - кількість тріщин, що перегинають одиницю довжини нормалі, яка проведена до поверхні тріщин) залежать від літології (речовинного складу) і товщини пластів, де ці тріщини розвиваються. За цією ознакою виділяють тріщини першого порядку, які перегинають кілька шарів, і тріщини другого порядку, що обмежені одним шаром. Тріщини першого порядку мають протяжність (довжину) за простяганням порід (вздовж пласта) у межах метрів І сотень метрів, а розкриття (ширину) - у межах міліметрів - сантиметрів. Тріщини з великим розкриттям (умовно понад 100 мкм) відносять до макротріщин, оскільки мікротріщини - це тріщини з обмеженою довжиною і розкриттям. На кернах досліджуються мікротріщини, так як під час вибурювання він розпадається по макротріщинах.
На основі прямих дослідів виділяють закриті (заповнені твердими речовинами - мінералами, бітумом) і відкриті (заповнені флюїдом - нафтою, водою, газом) тріщини. Ширина закритих тріщин становить 1-2 мм і більше, деколи до сантиметрів.
Розкриття відкритих тріщин за даними прямих вимірювань у загальному випадку становить в аргілітах 1-10, у карбонатних породах 10-20 і піщаниках 20-30 мкм. Розкриття тріщин у пластових умовах залежиіь, окрім типу породи, також від глибини залягання пласта і тиску флюїдів. На глибинах більше 2000 м значини розкриття тріщин в усіх типах порід зближуються і, переважно, змінюються від 10 до 15 мкм. Порода, яка має тріщини, на відміну від каверн і пор, харакі еризується підвищеною стисливістю внаслідок істотної залежності розкриття тріщин від піску.
За зростанням густоти трішин багато дослідників розподіляють гірські породи в такий ряд: пісковики, вапняки, мергелі, аргіліти (то&то густота тріщин збільшується із зменшенням розмірів зерен уламкового матеріалу). Тріщинні колектори належать, переважно, до карбонатно- глинистих і карбонатних порід. За даними прямих вимірювань між густотою тріщин І товщиною шару (пласта) спостерігається обернено пропорціональна залежність. З підвищенням товщини шару до 0,1 м спосі ер і гається різке зменшення густоти тріщин до 20-70 м"1 залежно від складу порід; в ін іервалі товщин 0,1-0,4 м зменшення густоти сповільнюється, а за товщини шару від 0,4-0,5 м і більше іустота тріщин практично не змінюється і дорівнює 10-15 м"’. Густота тріщин переважмо не перевищує 40 м'1 (за винятком тонкошарових порід), найчастіше, особливо для пісковиків і вапняків, вона становить 5-15 м'1. У продуктивному розрізі можна зустріти шари (пласт) з високим ступенем тріщинуватосгі. Тріщинуватість і кавернозність збільшуються від периферії структури до склепіння і вщ підошви до покрівлі пласта.
Сітка тріщин утворена переважно вертикальними або близькими до них похилими тріщинами, які об’єднуються в одну або кілька систем. Макротріїцини вибірково розвиваються по густішій сітці мікротрІщин і становлять з ними єдину систему, яка підлягає загальним закономірностям розвитку.
При цьому густота макротріщин у 2-10 разів менша за густоту мікротріщин. Якщо густота мікротріщин коливається від 10 до 100 м'1, що дорівнює відстані між мікрогріщинами (величина, обернена густоті) від 0,01 до ОД м, то густота макротріщин змінюється в основному від 1 до 10 м'1 за відстані між макротріщинами від
0, 02.,.0,1 до 0,2...1 м.
У кожній системі тріщини мають два основних напрямки, які перетинаються під кутом, близьким до 90°. Часто переважає одна система з чігко вираженим напрямком (анізотропія тріщинуватості), яка в загальному випадку збігається з напрямком однієї Із осей структури, переважно з довгою віссю. Орієнтацію тріщин характеризують діаграмами-розами їх простягання.
Особливості будови трІщинних колекторів для мети дослідження фільтрації, проектування і аналізу розробки можуть бути враховані двома моделями чисто тріщинних і тріщинувато-пористих колекторів. Тріщанні колекторі являють собою гірську породу, розсічену тріщинами на окремі блоки (матриці) типу “цегляного муру”. Характерний лінійний розмір блоків дорівнює оберненій величині густото тріщин. Кожний блок гідродинамічно немовби відокремлений всередині сітки тріщин. У чисто тріщинному колекторі блок вважають непроникним, що не вміщує нафти (коефіцієнти пористості
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 19 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
