Факторы, обусловливающие возникновение и развитие газонефтеводопроявлений

- пластовое давление;

- пористость;

- проницаемость;

- упругоемкость (сжимаемость);

- фильтрационные постоянные (коэффициенты проницаемости и пьезопроводности);

- температура.

Пластовое давление – это важнейший с позиций фонтаноопасности параметр, характеризующий гидравлически связанные пласты-коллекторы и являющийся движущей силой проявления или открытого фонтана. По своей физической сущности пластовое давление – это давление, оказываемое пластовыми флюидами на вмещающие их гидравлически связанные породы.

Пластовое давление увеличивается по мере увеличения глубины расположения пласта по разрезу скважины.

Очевидно, что пласты-коллекторы, у которых наблюдается АВПД, более фонтаноопасны по сравнению с остальными, хотя при определенных условиях проявление может произойти и из пластов с нормальным пластовым давлением и АНПД (например, при падении статического уровня БР в скважине).

Поровое давление представляет большой интерес с позиций возникновения и развития осыпей и обвалов. С точки зрения фонтаноопасности поровое давление может служить индикатором ее увеличения при подходе к зонам залегания пластов-коллекторов. Обычно для зон АВПД в вышележащих покрышках наблюдается АВПОД (аномальное поровое давление) – «ореол внедрения» (ореол вторжения). При этом прочность и твердость нижней части пород-покрышек, в которую проникли легкие фракции углеводородов под аномально высоким пластовым давлением (эту часть обычно и называют ореолом вторжения), значительно ниже, а пористость выше, нежели в верхней части тех же покрышек. Поэтому при разбуривании нижней части пород-покрышек (т. е. при подходе к зоне АВПД) наблюдается самопроизвольный рост механической скорости бурения, что служит косвенным признаком предшествующего входа в зону АВПД, а следовательно, возможного проявления.

Способность пластов поглощать промывочные жидкости под действием внешнего давления (столба бурового раствора и устьевого давления) оценивается давлением начала поглощения и гидроразрыва пород (Leak of test (LOT) – опрессовка открытого ствола, по терминологии АНИ).

Пористость выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую.

Полнаяпористость включает все поры горной породы как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Открытаяпористость образуется сообщающимися порами. Эффективная пористость учитывает часть объема связанных между собой пор, насыщенных нефтью. Динамическая же учитывает тот объем нефти, который будет перемещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая пористость.

Структуру порового пространства принято характеризовать: абсолютной пористостью – отношением суммарного объема пор к видимомy образу пор; открытой пористостью – отношением суммарного объема пор, сообщающихся друг с другом, к видимому объему пор.

Промышленные запасы углеводородов обычно располагаются в пластах-коллекторах, сложенных в основном осадочными породами, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности. Пласты-коллекторы, в которых имеются скопления нефти (газа), называют залежами нефти (газа).

Нефтегазоносные пласты представляют собой слои или массивы с пористой, поровотрещинной или трещиноватой породой-коллектором. Как правило, они литологически представлены песчаниками и алевролитами (около 70 %), известняками и доломитами (в массивах). С физической точки зрения пласты-коллекторы – это пористая среда, заполненная жидкостью или газом, находящимся под давлением. Пористыми средами или материалами называют твердые тела, имеющие в большом количестве пустоты, характерные размеры которых малы по сравнению с размером тела.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (поры, каверны, трещины и т. п.), не заполненных твердым веществом. Пористость определяет способность породы вмещать различные флюиды (нефть, газ и воду).

Характер изменения пористости пород в зависимости от глубины приведен на рис. 2.1. Абсолютная пористость есть отношение объема пор образца породы к видимому объему этого образца, выраженное в процентах. При оценке фонтаноопасности при бурении обычно принимают во внимание значение общей пористости.

При эксплуатации потенциальные возможности фонтанирования флюида обусловлены эффективной пористостью.

В нормальных условиях пористость отложений уменьшается вместе с глубиной, а их плотность повышается. В случае глинистых пород пористость уменьшается по экспоненте. Для других типов отложений она уменьшается почти линейно.

Величина коэффициента полной пористости у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, известняков и доломитов – от 0,65 до 33 %, у песчаников – от 13 до 29 %, а у магматических пород – от 0,05 до 1,25 %. Большие пределы изменения пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и др.

Проницаемость. При эксплуатации, равно как при возникновении ГНВП или открытого фонтана, происходит перемещение флюидов из пласта в скважину и непосредственно по пласту. Движение жидкостей в пористой среде называют фильтрацией. Параметром, определяющим последнюю, является проницаемость. Проницаемость – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при определенном перепаде давления. Для количественной оценки проницаемости обычно используют закон Дарси: ,

где h – динамическая вязкость жидкости;

l – длина образца;

Q – объемный расход при фильтрации;

Р₁, Р₂ – давление перед и после образца;

F – площадь фильтрации.

Большая часть нефтеносных и газоносных пластов имеет проницаемость от 0,1 до 2,0 Д.

В продуктивных пластах всегда содержится две или три фазы. Проницаемость для любой из фаз при фильтрации двух- или трехфазной жидкости меньше ее абсолютной проницаемости.

Абсолютная проницаемость по газу вычисляется по формуле

k= ,

где Q₀ – объемный расход газа при атмосферном давлении;

p₀ – атмосферное давление;

η_г – вязкость газа при нормальных условиях.

Размерность проницаемости в Международной системе единиц:

.

За единицу проницаемости в 1 м² принимают проницаемость такой пористой среды, через образец которой длиной 1 м и площадью поперечного сечения 1м² при перепаде давлений 1 Па ежесекундно профильтровывается 1 м³ жидкости с вязкостью 1 Па·с.

Под фазовой проницаемостью понимают проницаемость для данной жидкости при наличии в порах многофазной системы.

Фазовая и относительная проницаемость для различных фаз зависят от воды, нефте- и газонасыщенности порового пространства. Так, например, если часть пор занята водой, то проницаемость для нефти или газа будет уменьшаться с увеличением содержания воды. При содержании воды меньше 20 % она физически удерживается в тонких и тупиковых порах. Так как часть объема пор занята неподвижной водой, то фильтрация нефти возможна лишь в свободной от воды части сечения поровых каналов; поэтому относительная проницаемость для нефти при такой водонасыщенности не превышает 80 %, а для воды практически равна нулю. При водонасыщенности 80 % проницаемость для нефти падает практически до нуля. Это означает, что нефть, содержащаяся в порах такой породы, прочно удерживается капиллярными силами (рис. 2.2).

При насыщении породы одновременно разными жидкостями и газами ее проницаемость будет зависеть от свойств жидкостей и их содержания. Так, в случае разной вязкости жидкостей большей подвижностью будет обладать менее вязкая жидкость, а при равной вязкости, но разном их соотношении более подвижным окажется преобладающий компонент. Фазовая проницаемостьизменяется в зависимости от характера фазы, температуры и давления и выражается в относительных единицах.

Почти все осадочные породы, например, пески песчаники, конгломераты, известняки, доломиты, в большей или меньшей степени проницаемы.

Таблица 2.1