Проявление упругих и упругопластических свойств горных пород при процессах разработки нефтяных месторождений

Деформация горных пород - изменение относительного положения частиц пород, вызывающее изменение размеров, объема, формы отдельных частей или участков массивов горн, пород.
Деформации горных пород при действии растягивающих напряжений особенно характерны для верховых зон оползающих откосов, а также для толщ горных пород, оседающих над выработанным пространством при подземной выемке полезного ископаемого по системам с полным обрушением кровли
Характердеформации горной породы (деформация пластическая или разрывная) зависит от физических свойств породы и от скорости деформирования.
Что определяетдеформации горных пород. На процессдеформации горных пород в связи - о спецификой их строения особое влияние оказывают молекулярные связи по границам зерен. Границы зерен в горных породах в отличие от металлов характеризуются значительно меньшими силами связи по сравнению с силами связи внутри зерен. Часто межзерновые связи экранируются прослойками менее прочного цементирующего вещества.
Экспериментальное изучениедеформаций горных пород проводится в области упругих деформаций зернистых сред, когда напряжение в скелете породы не превышает предела прочности механических связей между частицами. Образец породы нагружается в условиях одноосного сжатия от минимальной до максимальной нагрузки, а затем разгружается при тех же величинах нагрузки с регистрацией абсолютных величин изменения размеров образца. Это позволяет сохранить структуру порового пространства образца и использовать тот же образец для определения фильтрационных свойств продуктивного пласта после установления на нем осей главных напряжений - максимальных и минимальных.
Механические характеристики идеформации горных пород во многих случаях оказывают значительное, а иногда и определяющее влияние на разработку нефтяных и газовых месторождений.
Наиболее заметно это влияние проявляется при высоких депрессиях, пластовых давлениях и температурах. В таких пластах значительная часть горного давления уравновешивается давлением пластового флюида и порода оказывается недоуплотненной, что подтверждается многочисленными промысловыми данными, согласно которым скорость бурения резко возрастает при прохождении пластов с АВПД.
Отбор нефти или газа из этих скважин обычно связан с созданием больших, до 10 - 30 МПа, депрессий, в результате которых давление горных пород передается на скелет пласта и приводит к появлению упругих, упругопластических, вязкоупругопластических деформаций и даже к разрушению структуры порового пространства. Указанные явления обусловливают резкое и часто необратимое ухудшение коллекторских свойств; пласта, вызывающее снижение показателей разработки.
В тех областяхдеформации горных пород, где превзойден предел прочности, породы могут либо деформироваться пластически, либо хрупко разрушаться, либо непрерывно течь.
Изменение напряжений идеформаций горных пород во времени при постоянной нагрузке называется ползучестью.
Для объяснения особенностейдеформации горных пород в природных условиях наряду с традиционными схемами применяют модель наследственной среды. Эта модель позволяет рассматривать упругие и вязкостные свойства на основе представлений Больцмана о суперпозиции деформаций, испытанных средой в различные моменты времени.
Современное учение одеформациях горных пород исходит из следующих положений:
1) между деформацией с разрывом сплошности и пластической деформацией (без видимого разрыва) нет резкой грани;
2) горные породы обычно неоднородны, вследствие чего отдельные системы трещин имеют различную ориентировку;
3) между мельчайшими текстурными особенностями пород и крупными тектоническими элементами имеется тесная связь.
В процессе эксплуатации месторождения весьма важно знать также и прочность пород на сжатие и разрыв. Эти данные наряду с модулем упругости необходимы при изучении процессов искусственного воздействия на породы призабойной зоны скважин (торпедирование, гидроразрыв пластов), широко применяемых в нефтепромысловом деле для увеличения притока нефти.

При рассмотрении физических свойств горных пород следует учитывать, что в зависимости от условий залегания механические свойства породы могут резко изменяться.
Горные породы условно разделяются на твердые, пластичные, сыпучие и т. д. Однако, хрупкость или пластичность не является их постоянным свойством. Почти все породы при различных условиях приложения нагрузки могут вести себя и как хрупкие и как пластичные тела. При растяжении, изгибе и одноосном сжатии пластические свойства горных пород почти не проявляются. Разрушение пород происходит без заметной пластической деформации. При всестороннем сжатии многие горные породы, хрупкие при простых деформациях, приобретают значительные пластические свойства. Правда, горные породы, как правило, ограниченно пластичны. В процессе лабораторных испытаний таких пород, как песчаник, глинистый сланец и другие, не обнаружен переход в пластическое состояние при всестороннем сжатии с давлением, соответствующим глубине залегания более 3000 м. Вместе с тем практика горных работ показывает, что часто и на меньших глубинах происходят деформации этих пород, похожие на пластические.

3 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи
• интегрированные технологии;
• вовлечение в разработку недренируемых запасов;
• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
• нестационарное (циклическое) заводнение;
• форсированный отбор жидкости;
• ступенчато-термальное заводнение.
Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости
Интегрированные технологии. Интегрированные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти.
Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия
Барьерное заводнение на газонефтяных залежах. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.
Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения.
В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых насыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости, возникают положительные перепады давления: в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных – ниже.
При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления: в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных – ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте.
Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.
_____
К ним относятся:

- нестационарное заводнение;

- форсированный отбор жидкости;

- вовлечение в разработку недренируемых запасов;

- барьерное и очаговое заводнение.

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя:

- циклическое заводнение;

- изменение направления фильтрационных потоков.

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.

Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются ка­пиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличе­ния градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор – наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Приступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а за­тем – в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию.
Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.

Очаговое заводнение – это дополнение к уже осуществленной системе законтурногозаводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.

4. Механизм процессов увеличения нефтеотдачи пластов при использовании?

Анализ нефтеодтачи пласта и подбор мероприятий по увеличению

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах (Рис. 1).
Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений.

В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа.

На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил) (Рис. 2).
На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными (Рис. 3).
На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) (Рис. 4).

По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:

1. Тепловые методы:

* паротепловое воздействие на пласт;

* внутрипластовое горение;

* вытеснение нефти горячей водой;

* пароциклические обработки скважин.

2. Газовые методы:

* закачка воздуха в пласт;

* воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);

* воздействие на пласт двуокисью углерода;

* воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

3. Химические методы:

* вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

* вытеснение нефти растворами полимеров;

* вытеснение нефти щелочными растворами;

* вытеснение нефти кислотами;

* вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);

* микробиологическое воздействие.

4. Гидродинамические методы:

* интегрированные технологии;

* вовлечение в разработку недренируемых запасов;

* барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

* нестационарное (циклическое) заводнение;

* форсированный отбор жидкости;

* ступенчато-термальное заводнение.

5. Группа комбинированных методов. С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.

Поиск по сайту: