Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 [ 52 ] 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108

б. Сжатие в условиях дренирования

Если жидкость может уходить из образца, например, в резервуар, в котором поддерживается постоянное давление рд, то деформация при одноосном сжатии согласно соотношению (18.1) определится выражением

где введена величина

Аф = + (1 -тПо) РоРо = q-{-mo) hKpo (19.13)

эффективного давления (именно это давление вызывает такую деформацию образца, как и в сухом образце, при р 0), здесь q - полная приложенная нагрузка.

Было экспериментально установлено [283-286], что изменения пористости, проницаемости и т. д. одного из типов песчаника оказываются одинаковыми при различных значениях порового давления (1 и 120 ат) при переменном внешнем давлении = 120 -i-1350 am, если эффективное давление определять по формуле

Аф = д-0,85ро, (19.14)

что, казалось бы, противоречит понятию фиктивного напряжения. Однако соотношения (19.12)-(19.13) позволяют объяснить формулу (19.14). Действительно, в табл. 8 приведены величины = 1 - - (l-mo)P 1.7 = 0,2 для разных значений 8. Видно, что значению «1 = 0,85 для песчаников соответствует е 0,2.

Экспериментальные изучения механических свойств нефтегазоносной породы в условиях нагружения обычно преследуют одну из двух основных целей:

1) определение изменения параметров пласта при снижении (увеличении) пластового давления;

2) нахождение связи измеряемых при атмосферных условиях параметров среды (пористости, проницаемости и др.) с их значениями, соответствующими глубинным условиям (с ростом сжимающего горного давления).

При проведении опыта на скелет образца производится внешнее давление обжима, равное горному для данной глубины залегания пласта. Насыщенное поровое пространство соединено с резервуаром (бомбой) постоянного давления. В первом случае давление обжима должно в процессе проведения опытов оставаться постоянным, а поровое давление жидкости («пластовое» давление) должно уменьшаться от начального до некоторой величины (до нуля). Во втором случае необходимо изменять и давление обжима и поровое давление примерно по закону, отраженному в табл. 9 (первые три строки).

При составлении табл. 9 значение удельного веса породы в среднем принималось равным у„ = 2,5 Псм, а пластовое давление -

Таблица 9

соответствующим гидростатическому давлению столба жидкости, выходящему на поверхность земли.

Действительно, как правило, нефтегазовые месторождения «плавают» в водонапорных пластах, сообщающихся с поверхностными водами. Однако имеются «запечатанные» залежи, пластовое давление которых выше гидростатического. Они называются месторождениями с аномально высоким пластовым давлением [3] И ИХ наличие объясняется схемой эксперимента «сжатие без дренирования». Если при формировании залежи в силу каких-то причин нри возрастании горного давления на мягкий пористый насыщенный пласт жидкость не имела возможности оттока, то горное давление в основном уравновешивалось давлением в жидкости, которое тем самым и стало аномально большим. При этом скелет среды остался неуплотненным, что определило существенную особенность коллектора - пористая среда таких месторождений, несмотря на большую глубину залегания, мягкая (в = PjX С 1), а деформации, имеющие место при отборах жидкости, - в значительной степени необратимые.

Характеристикой напряженного состояния скелета глубинного пористого коллектора может служить фиктивное давление (см. табл. 9). Отсюда можно оценить порядок необходимых в виде эксперимента изменений разности давления обжима и порового давления, примерно моделирующих фиктивные напряжения в скелете пласта. Для получения в опытах примерно таких же деформаций (без учета необратимых эффектов), как и в пластовых условиях, необходимо добиться совпадения эффективных давлений, - см. уравнения (19.12)-(19.13) - которые зависят не только от глубины залегания и пластового давления, но и от прочностных параметров породы. Из уравнений неразрывности и обобщенного закона Гука следует связь между приращением пористости Am, объемной деформацией Ае образца и приращением порового давления Ар

Am = (1 - mg) (1 - р Д) {Ае + р Ар),

(19.15)

которая позволяет пересчитать связь между используемыми коэффициентами сжимаемости, определяемыми как

R -AHL - A Дпор R Ае 1 Ау ,п.

где Уд - начальный объем образца; А г; - изменение его полного объема; Агпор - изменение объема пор; р, - фиксируемая (одновременно с поровым давлением) величина приложенной нагрузки (либо само поровое давление р, либо давление обжима q, либо их разность, т. е. фиктивное давление р).

Однако необходимые для пересчета коэффициенты Pi, К, как правило, неизвестны (они неявно входят совместно с третьим упругим коэффициентом скелета среды, например В, также в измеряемые Рс, Ртв)- Поэтому можно при одновременном замере р и давления р согласно связи (19.15) найти коэффициенты и К, а затем, определив теоретическую связь Ае и Ар, (она различна при одноосном, боковом или всестороннем сжатии), вычислить по результатам опыта третий упругий коэффициент твердой фазы.

В литературе принята следующая терминология: Рс ~ коэффициент сжимаемости среды; - коэффициент сжимаемости скелета, причем jD, = У = -0

Иногда вводят такие коэффициенты сжимаемости пор:

Рп = (IKop) Ai;„op/Ap, = РсК. (19.18)

В скелете насыщенных пористых сред существуют две системы давления (два независимых коэффициента сжимаемости, в частности Рс и Ртв) и только для узких классов пород, характеризуемых фиксированным значением параметра е = iK, удается найти одно эффективное давление - фиктивное для мягких пористых сред (е < 1), эффективное - см. уравнение (19.14) - для сцементированных песчаников (е 0,2).

Приборы для определения коэффициента сжимаемости пород-коллекторов, используемые рядом авторов, во многом аналогичны.

Наиболее совершенен прибор Д. А. Антонова [2], в котором давление (прессом) на оболочку образца в камере имитирует горное давление (давление обжима). Поровое давление создается во внутренней камере и изменяется другим прессом.

Результаты опытов ряда авторов по определению коэффициентов сжимаемости среды и пор, а также изменения проницаемости приведены в сводных табл. 10 и И и позволяют сделать следующие качественные выводы .

1. Наблюдается общее уменьшение коэффициента сжимаемости с увеличением фиктивного давления. Поэтому параметры пористой

1 В ходе экспериментов фиксировался коэффициент Рс (либо только Рп = = Рс/пго), но не приводились данные по соответствующему значению коэффициента Ртв, что цсключает возможность определения упругцх констант исследуемых пород.