Физико-механические свойства горных пород пластов-коллекторов нефти и газа

;        (3.4.2)

;        (3.4.3)

;       (3.4.4)

где – коэффициенты сжимаемости породы, пор и твердой фазы.

Индексы при скобках указывают  на условия определения частных  производных: при постоянном р или постоянной разности напряжений (σ — р).

Очевидно, что коэффициенты сжимаемости имеют размерность

.

Объемная деформация коллекторов  в реальных условиях при всестороннем сжатии зависит одновременно от разности (σ — р) и от давления в порах  р. Эффективное напряжение (с σ  — р) определяет деформацию внешнего скелета породы, а изменение давления р в пласте — деформацию твердой фазы. Тогда, с учетом формул (3.4.2), (3.4.3) и (3.4.4) относительные суммарные упругие деформации скелета, пор и твердой фазы будут определяться соотношениями

;       (3.4.5)

;       (3.4.6)

,      (3.4.7)

где т — открытая пористость коллектора.

Между — существует следующая связь

.        (3.4.8)

Особое значение в процессах, протекающих  в пластах при эксплуатации нефтяных и газовых и водоносных горизонтов, имеет коэффициент объемной упругости пласта β_С:

.        (3.4.9)

Из (3.4.6) и (3.4.8) найдем

.       (3.4.10)

Коэффициент β_с иногда определяют, изменяя давление жидкости в порах при σ = const. В этом случае формула (3.4.10) принимает вид

,        (3.4.11)

или

.       (3.4.12)

По формулам (3.4.9)—(3.4.12) можно определить коэффициент объемной упругости пород β_c, если известен из лабораторных данных коэффициент сжимаемости пор β_п. В табл. 3.2.1 приведены значения коэффициента сжимаемости пор некоторых осадочных пород при различных величинах эффективного давления. Кроме того, указаны глубины залегания пород, соответствующие эффективным давлениям на скелет породы.

Таблица 3.2. 1 Коэффициенты сжимаемости пор некоторых осадочных пород

 

При практических оценках β_С некоторых пород значениями коэффициента сжимаемости β_т можно пренебречь в связи с малостью величины β_т. Например, коэффициент сжимаемости кварца или кальцита мало изменяется от давления в интервале до 200 МПа и равен для кварца ; для кальцита – ; для доломита — и известняков —

Как следует из приведенных формул, для определения β_с в условиях залегания реальных коллекторов необходимо знать характер изменения напряженного состояния пород в пласте при изменении пластового давления . Эта величина зависит от глубины залегания пласта и тектонической обстановки (начального напряженного состояния горных пород), упругих свойств и т. д. В простейшем случае (если пренебречь относительными боковыми смещениями пород при деформации) величину можно определить из соотношения

.       (3.4.13)

По расчетам В. М. Добрынина при значении коэффициента Пуассона ν = 0,2 величина изменяется от 0,25 до 0,5, если значение находится в пределах 0 1.

Как следует из табл. 3.2.2, коэффициент  сжимаемости пор  в значительной мере зависит от эффективного давления (сжимаемость сокращается с ростом давления). В соответствии с этим коэффициент объемной упругости пород зернистых коллекторов изменяется в широких пределах в интервале внешнего давления от 0 до 100 МПа. В связи со спецификой строения пород карбонатных трещиноватых коллекторов их сжимаемость, как правило, выше, чем у зернистых пород.

Таблица 3.2. 2 Коэффициенты объемной упругости трещинных известняков и вторичных пустот (трещин)

Влияние давления на коллекторские свойства пород

В условиях залегания в пласте коллекторские  свойства пород вследствие их сжимаемости  отличаются от свойств на поверхности. В первом приближении упругое изменение пористости пород с изменением давления в интервале можно вычислить по формуле

,       (3.5.1)

где m_(σ-p) и т_(σ-p)1 — коэффициенты пористости пласта при значениях эффективных напряжений соответственно (σ — р) и (σ —p)₁. По результатам исследований у плохо отсортированных песчаников уменьшение пористости достигает 20% при давлениях около 150 МПа, у плотных аргиллитов уменьшение пористости при том же давлении — около 6%. Значительно более подвержена изменению проницаемость горных пород. Приблизительно, если считать, что коэффициент пористости изменяется лишь вследствие уменьшения или увеличения объема пор породы, зависимость упругих изменений проницаемости от давления можно выразить соотношением:

,        (3.5.2)

где k_(σ-p) и k_(σ-p)1 — коэффициенты проницаемости породы, находящейся под действием давлений (σ- p) и (σ-р)₁.

.       (3.5.3)

Здесь α — коэффициент, характеризующий  структуру поровых каналов. Для  сцементированных песчаников величина а изменяется от —1,25 до —1,8.

По результатам исследований коэффициент проницаемости при упругом деформировании, например, песчано-глинистых пород, залегающих на глубине 1300 2000м , может уменьшаться по сравнению с данными, полученными при атмосферных условиях, на 10 —40%.

Заключение.

В заключение надо сказать, что свойства, перечисленные выше, являются важными и если не учесть какое-либо из них, работа попросту может встать по добыче нефти и газа. Также следует отметить, что если мы и дальше будем продолжать выкачивать нефть в таких масштабах – в будущем выкачивать уже нечего будет.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы:

 

1. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. –Л.: Недра, 1971. – 310 с.
2. Дж. Амикс. Физика нефтяного пласта