Резервуар подземного хранилища был создан на истощенной газовой залежи Северо-Ставропольского месторождения, приуроченной к песчано-алевролитовой пачке мощностью около 100 м, с максимальной высотой залежи 41 м. По своим параметрам залежь является пластовой, сводовой, водоплавающей. После создания ПХГ в течение 20 циклов проводилось наращивание эффективного объема газа в хранилище.
Кущевская площадь расположена на севере Краснодарского края в 200 км к северу от г. Краснодара. Структура была выявлена сейсморазведкой в 1952 году. Скважины-первооткрывательницы - К-29 и К-30 пробурены в 1958 году, в 1962 году месторождение введено в разработку. В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийский комплекс пород, а также меловые, палеогеновые и неогеновые отложения. Кущевское поднятие представляет собой асимметричную брахиантиклинальную приразломную складку с резким падением пластов на северной и восточной (до 30°) и пологим их залеганием на южной и западной (1,5-2°) периклиналях. Амплитуда складки около 220 м, размеры 7,5 х 5 км. По данным анализа толщин и палеоструктурных реконструкций заложение Кущевского разлома и одноименной складки датируется концом раннего - началом позднего мела.
На Кущевском газоконденсатном месторождении (ГКМ) продуктивными являлись отложения альбского яруса нижнего мела, где было выделено четыре газоносные пачки (Ia, I, II и III), и кора выветривания докембрия. Размеры залежи по Ia пачке соответствуют размерам складки. По нижележащим отложениям высота и площадь залежи уменьшаются. Продуктивная часть разреза представлена чередованием алевролитов, песчаников и глин. Пласты-коллекторы резервуара Кущеского ПХГ присутствуют как в пределах всего начального контура газоносности ГКМ, так и в ближайших скважинах за его пределами.
2.3 Палеогидродинамические особенности формирования резервуаров
Анализ имеющегося фактического материала по отложениям зеленой свиты Северо-Ставропольского и Кущевского ПХГ позволил произвести приблизительную реконструкцию условий осадконакопления рассматриваемых отложений.
Породы-коллекторы резервуара состоят в основном из зерен алевритовой размерности (0,1 - 0,01 мм). Встречаются образцы, состоящие из зерен мелкозернистой псаммитовой фракции (0,25 - 0,1 мм). Отмечены сильно глинистые алевролиты и песчаники. Цемент породы в основном глинистый.
Исходя из результатов гранулометрического анализа обломочного материала, слагающего резервуар зеленой свиты, можно сделать некоторые выводы:
- накопление обломочного материала, слагающего резервуары, происходило в условиях прибрежной и шельфовой зоны мелководного моря;
- закономерные смены фациальных обстановок во время формирования предопределили вертикальную и латеральную неоднородность резервуара, значения матричной емкости которого позволяют отнести коллектор к 3 - 4 классу;
- в результате осаждения материала в указанных выше условиях сформировались породы, представленные обломками в основном крупнозернистой алевритовой размерности с некоторой примесью псаммитового и пелитового материала, наличие последнего приводит к образованию зон повышенной глинистости и пониженных коллекторских свойств, что способствует формированию неоднородного коллектора;
- степень отсортированности пород изменяется по разрезу и по площади незначительно, тем не менее, можно говорить о наличии участков, различающихся по степени отсортированности, что увеличивает неоднородность природных резервуаров;
- результаты гидродинамических и трассерных исследований показывают, что в коллекторах имеются участки пласта, обладающие более высокими значениями пористости и проницаемости, что может быть объяснено вторичными природными и техногенными процессами формирования пустотного пространства в резервуаре.
Сделаны некоторые заключения и по результатам исследований резервуара Кущевского ПХГ:
- осадочная толща, слагающая резервуар, накопилась в условиях трансгрессивно-регрессивного режима седиментации;
- пласт-коллектор, в кровле и подошве ограниченный глинистыми отложениями, имеет две переходные зоны: от чистых глин до песчаника, и наоборот;
- в разрезе резервуара наряду с плотными разностями встречены слабосцементированные алевролиты и песчаники;
- отмечаются значительные изменения количества и вещественного состава цемента по площади и разрезу;
- в процессе литификации каолинит-гидрослюдистый цемент терял свою пластичность и приобретал свойства компетентной горной породы, склонной к растрескиванию под действием тектонических напряжений.
Глава 3 Геодинамические факторы, определяющие изменения
емкостно-фильтрационных свойств природных резервуаров
3.1 Тектонодинамические критерии формирования природных резервуаров
Детальный анализ результатов площадной интерполяции значений проницаемости на ряде хорошо изученных бурением структур показывает, что в формировании колебаний проницаемости коллекторов доминирующим фактором являются периодические (импульсные) возмущения напряженности тектонических полей напряжений, приводящие к вторичному изменению коллекторских свойств пород.
Очевидно, что величина деформаций зависит от энергии тектонодинамических процессов, формирующих структуру геологических тел. В одном случае эти процессы приводят к образованию или существенному росту складок и разломов, в другом, при меньшей тектонической активности, недостаточной для заметного дислоцирования значительных массивов горных пород, происходит растрескивание или дилатансионное разуплотнение пород без существенного увеличения их объема. Перераспределение напряжений, их активизация или затухание приводит к деформациям пласта, а в последующем - к образованию микроразрывов без смещения или со смещением и формированию зон повышенной проницаемости (флюидопроводимости) коллекторов. Петрофизически эти зоны представлены сложной внутрирезервуарной сетью каналов - фильтрационных тоннелей. Существование подобных тоннелей подтверждается публикуемыми результатами гидродинамических и газодинамических исследований на газовых и нефтяных месторождениях
. По этим данным скорость прохождения флюида в гранулярных терригенных коллекторах может до 200 раз превышать расчетные, сделанные на основе проницаемости, определенной по керну.
3.2 Тоннельно-фильтрационная модель коллектора
Проведенные комплексные гидродинамические и трассерные исследования на ряде месторождений и ПХГ показывают, что на отдельных направлениях между пробуренными скважинами в пласте существуют участки, напоминающее тоннели с аномально высокими значениями проницаемости. Скорость фильтрации в них на порядок больше, чем в остальной части продуктивной толщи.
Мы пришли к заключению, что в коллекторе существует сложная система фильтрационных каналов-тоннелей с повышенными значениями проницаемости, благодаря которым осуществляется дренирование пласта добывающими скважинами. После прекращения активного воздействия главных тангенциальных напряжений в массиве резервуара формируются явно выраженные разрывные дислокации в виде трещин скола или отрыва и мелких разрывов, а также завуалированные дилатансионные полосовидные трассы. Внедряющиеся в пласт химически активные подземные флюиды, мигрируя по зонам повышенной трещиноватости, за счет процессов выщелачивания и растворения, "промывают" их, образуя фильтрационные тоннели (рисунок 1).
 |
Под фильтрационными тоннелями мы понимаем сложную древовидную пластовую систему высокопроницаемых каналов, формирование которых обусловлено сово-купностью диагенетических, постдиагенетических и техногенных процессов.
Глава 4 Техногенные факторы, влияющие на емкостно-фильтрационные
свойства природных резервуаров
4.1 Классификация техногенных факторов изменения ЕФС
природных резервуаров
Исходя из анализа системообразующих факторов природно-техногенной системы «природный резервуар», можно предположить, что в формировании его емкости доминирующее значение имеют следующие факторы: седиментогенные, тектоногенные, техногенные.
Как это не раз уже подчеркивалось, залежь УВ представляет собой сложную энергетическую систему, находящуюся в течение длительного геологического времени в состоянии квазистационарного равновесия (рисунок 2). Формирование залежи - процесс долговременный и многостадийный.
Рассматривая объект «залежь» с точки зрения анализа ее системообразующих факторов, можно предположить, что интересующую нас систему контролирует ряд системообразующих факторов: энергия геодинамического поля напряжений Земли или отдельно взятого тектонокомплекса (Eз); энергия матрицы резервуара (Ем); энергия водонапорной системы (Ев); энергия насыщающего флюида (Еф). Конечно, таких факторов может быть значительно больше, но вышеперечисленные, видимо, обеспечивают макроуровень пространственно-временного положения залежи.
Эволюционные изменения численных значений одной из энергетических ординат непрерывно (в масштабах геологического времени) нивелируются компенсационными поправками по другим. Система «природный резервуар» и система «залежь» за время эволюционного развития достигли равновесного состояния, т. е. ее энергетические составляющие (энергия напряженной матрицы породы, энергия пластового флюида и др.), определяющие пластовую энергию (пластовое давление), находятся в весьма хрупком равновесии.
Компенсационное пластовое равновесие, достигнутое в ходе эволюционного периода, нарушается бурением первых поисковых и разведочных скважин, забои которых становятся точками локальной разрядки напряженности окружающей матрицы пласта. Наступает период проявления внутрипластовых сил техногенного генезиса. Под техногенными мы понимаем группу факторов, влияющих на изменение ФЕС резервуара и проявляющихся с момента открытия залежи УВ (вскрытие продуктивного пласта бурением) до окончания разработки.
Существование этих факторов в настоящее время у большинства исследователей не вызывает сомнений, однако рассматриваются они в отрыве друг от друга и, что, пожалуй, самое главное - без изучения механизма их проявления. Классифицируя эти факторы, необходимо остановиться на причинах возникновения и проявления некоторых процессов, оказывающих влияние на изменение ЕФС коллектора (таблица 1).
Особое место занимают факторы, определяющие изменение ЕФС в резервуарах ПХГ. Здесь, кроме перечисленных, существенное влияние оказывает скоротечный (в течение 5-6 месяцев) механизм «формирования залежи» и ее разработки в циклах закачки и отборов газа. Большинство из перечисленных факторов в той или иной степени изучены, определены критерии применимости различных методов, обобщены опыт и результаты их использования в целях повышения эффективности разработки залежи и эксплуатации ПХГ.
4.2 Изменение ФЕС природного резервуара при вскрытии и испытании
продуктивного пласта
Рассматривая природный резервуар (продуктивный пласт) как единую систему, необходимо признать, что после бурения первых (и последующих) скважин полноправными элементами этой системы становятся сама скважина, околоскважинная и межскважинная зоны. Известно, что большинство технологических операций, проводимых на этапе строительства скважины, в той или иной степени способствуют ухудшению начальных ЕФС коллектора. Изменение фильтрационных параметров происходит в процессе бурения, цементажа, вскрытия пласта перфорацией и др.
В результате вскрытия в призабойной зоне формируется объемная роза деформаций, которая проявляется в виде изменений структуры порового пространства, образования зон разуплотнения, трещин растяжения или скола, зона распространения которых может исчисляться несколькими сантиметрами или десятками, а иногда и сотнями метров вокруг скважины. В каждой последующей скважине, вскрывшей резервуар, будет формироваться описанная зона деформаций, которая в значительной степени определяет размеры зарождающейся депрессионной воронки вокруг скважины и, в целом, морфологию дренажной системы резервуара.
Ее пространственная конфигурация и глубина структурных преобразований коллектора обусловлена остаточным энергетическим потенциалом залежи, конкретным местоположением скважин, их привязкой к той или иной тектонодинамической зоне резервуара и степенью литолого-фациальной неоднородности этой зоны.
Несомненно, что локальные изменения структуры поля напряжений вызовут перераспределение напряжений во всей системе «залежь» и приведут к «разрастанию» первичных трещин и образованию сложной древовидной сети фильтрационных тоннелей. Последующая фильтрация флюида к забоям скважин развивает дренажную систему, которая была в значительной степени обусловлена первичной «розой» деформаций.
Доказано, что по мере углубления скважин под действием осевой нагрузки и
Т а б л и ц а 1 - Классификация техногенных факторов определяющих изменение ФЕС природного резервуара
Факторы | Возникающие | ||
причины | следствие | ||
Первичного вскрытия резервуара | Геодинамического поля напряжений | разрядка напряжений снижение поровых давлений | - деформации в ПЗП -изменение кругового сечения ствола скважины, перераспределение матричных напряжений, ослабление межзерновых связей |
Механического воздействие долота | осевая нагрузка, боковое скалывание | магистральные и радиальные трещины | |
Гидравлические силы: промывочной системы тампонажной системы | -проникновение фильтрата бур. р-ра в пласт - кольматация - репрессия и депрессия при спуско-подъемных операциях - значительная репрессия, увеличение поровых давлений в ПЗП | набухание глинистых минералов (снижение проницаемости), микрогидроразрывы, удлинение трещин (образование трещинной емкости) | |
Вскрытие, опробование и освоение резервуара | Вскрытие перфорацией | пробой колонны, цементного кольца и части ПЗП | образование каналов и оперяющих трещин |
Вызов притока и опытно-промышленная эксплуатация | депрессия (иногда очень значительная) | разрушение глинистого цемента, отрыв мелкоалевритовой фракции от матрицы. Увеличение диаметра перфорационных каналов | |
Разработка | Разработка залежи | Падение пластового давления. Внедрение пластовых вод, аутигенное минералообразование, компенсационный геодинамический стресс, формирование дренажной системы скважин | Изменение энергетического баланса, перераспределение напряжений в матрице коллектора. Набухание глинистых минералов в зоне заводнения, разрушение и вынос глинистого цемента по зонам повышенной проводимости - фильтрационным тоннелям |
вооружения долота происходит непрерывное образование в разбуриваемой породе макро - и микротрещин. Формирование трещин осуществляется в двух направлениях: вниз от забоя - так называемые магистральные или осевые трещины; в сторону стенок скважины образуются радиальные трещины. Механизм образования трещин осложняется, а иногда инициируется воздействием циркулирующей промывочной жидкости, давление которой в условиях постоянно действующей репрессии непрерывно создает предпосылки для образования микрогидроразрывов. Статическая репрессия добавляется и осложняется динамическими давлениями. Процессу разрушения призабойной зоны в значительной степени способствует фильтрат бурового раствора.
Глубина проникновения фильтрата изменяется от нескольких сантиметров до десятков, а то и сотен метров. По данным лабораторных исследований глубина проникновения фильтрата в гранулярные коллекторы достигает от 0,2 до 5,0 м.
Изменение структуры порового пространства продолжается и на этапе крепления скважины. Лабораторными исследованиями установлено, что глубина проникновения фильтрата цементного раствора составляет 1,5-2,0 диаметра скважины. Однако радиус поражения коллектора в процессе цементажа резко увеличивается при наличии в ПЗП трещин или в результате гидроразрыва пласта.
В процессе вскрытия продуктивного пласта перфорацией под воздействием взрывных нагрузок пористая среда испытывает мощные деформационные нагрузки, способствующие формированию (или разрастанию) зоны трещиноватости, образованной в результате воздействия на ПЗП вооружения долота и промывочной жидкости. Разуплотнение коллектора в ПЗП приводит к резкому уменьшению порового давления, росту эффективных напряжений и, в конечном итоге, к разрушению коллектора. Таким образом, с завершением этапа строительства скважины связана первая стадия техногенных изменений ФЕС в природном резервуаре.
Вторая стадия в большей степени обусловлена процессом освоения. Перфорационные отверстия, являющиеся соединительными каналами между конкретным пропластком продуктивного пласта и скважиной, различаются между собой, прежде всего, скоростью истечения флюида через них. Исследования, проведенные в эксплуатационных скважинах ПХГ, показывают, что в прострелянном интервале (зона фильтра) работает в лучшем случае 10-50% его длины. При прочих равных условиях (величина депрессии, дебит и др.) сокращение количества работающих отверстий приводит к увеличению скорости истечения газа в остальных, а это в свою очередь инициирует техногенные изменения в резервуаре. Наиболее показательным проявлением этого процесса является пескование скважин, образование в них песчано-глинистых пробок. Избирательное разрушение призабойной зоны – это сложное явление, которое в свою очередь является частью более масштабного многостадийного процесса - формирование дренажной системы скважин в резервуаре.
4.3 Техногенное пескопроявление при разработке газовых месторождений
и эксплуатации ПХГ
Одной из наиболее вероятных причин изменения ФЕС резервуара зеленой свиты является избирательное разрушение коллектора с образованием участков повышенной проницаемости. Для уточнения модели резервуара зеленой свиты нами был проведен анализ имеющегося фактического материала по пескопроявлениям в эксплуатационных скважинах за период с 1990 по 2005 гг. Для этого были использованы данные замеров положения текущих забоев, произведены отбор и анализ проб осадка из пылеулавливающего оборудования ГРП зеленой свиты (как по отдельным скважинам, так и по группе работающих скважин) и из отдельных скважин (при проведении КРС). Отобранный осадок исследовался по общепринятым методикам.
Анализ полученных материалов показывает, что по гранулометрическому составу образцы песчаных образований, отобранных с забоя скважины, индивидуальных сепараторов скважин и сепараторов на ГРП, отличаются по нескольким показателям. Прежде всего, следует отметить различное содержание пелитовой фракции: если в пробах с забоя скважины оно составляет 3,9 %, в пробах из сепараторов скважин изменяется от 3,04 до 14,3 % (составляя в среднем 8,9 %), то в пробах из сепараторов ГРП - от 15,6 до 27,2 % (среднее значение - 16,34 %). Понятно, что глинистая фракция легче выносится потоком газа из скважин и накапливается в сепараторах. Примерно такая же закономерность отмечена и при оценке содержания карбонатного материала в различных пробах: в сепараторах скважин оно изменяется от 0,9 до 3,9 % (составляя в среднем 2,5 %), в сепараторах ГРП - от 4,9 до 11,7 % (среднее значение - 8,2 %). На интенсивность пробкообразования и пескопроявления влияет большое количество факторов. Прежде всего, это обводнение эксплуатационных скважин контурными и подошвенными пластовыми водами. Но, пожалуй, впервые было установлено существенное влияние времени ввода скважин в эксплуатацию, их расположение на структуре, глубина зумпфа. Анализ пескопроявлений скважин Северо-Ставропольского ПХГ позволяет сделать следующие выводы:
- максимальное пескопроявление для большинства скважин наблюдается в первые годы эксплуатации, по всей видимости, за счет формирования своей области дренирования;
- «катастрофическое» пробкообразование, с перекрытием всего интервала перфорации, является, прежде всего, следствием обводнения скважин пластовыми водами;
- большинство эксплуатационных скважин центральной зоны и участков, примыкающих к ней с юга и запада, характеризуются пескопроявлениями, причем это не всегда сопровождается образованием песчаных пробок. Характер пескопроявлений в таких скважинах по своему механизму и динамике отличается от разрушения пласта в «замоченных» и в эксплуатационных скважинах на начальных этапах формирования своей призабойной зоны.
4.4 Анализ техногенных изменений ЕФС резервуара в процессе
разработки месторождений и циклической эксплуатации ПХГ
В идеальном варианте при наличии однородного и изотропного пласта, вскрытого вертикальной, гидродинамически совершенной, скважиной, формируется плоскорадиальный поток, в котором линии тока газа будут условно параллельны кровле или подошве пласта и направлены в сторону скважины. Это по существу классическая схема плоскорадиального движения фронта газа.
Теоретически в однородном изотропном пласте депрессионная воронка должна распределяться равномерно вокруг скважины, и в случае разработки водоплавающей залежи ГВК должен очень быстро подойти к нижним дырам перфорации. Однако в реальных условиях этого не происходит, а движение газа носит плоскорадиальный или струйно-радиальный характер. Объяснение этому заложено, с одной стороны, на макроуровне - в механизме процесса осадконакопления, и наличии слабопроницаемых пропластков, препятствующих вертикальным перетокам, а с другой - в особенностях упаковки гранулярного коллектора, которая характеризуется более высокими значениями проницаемости по напластованию по сравнению с вертикальной.
Если границу дренажной зоны скважины отождествлять с зоной нулевых скоростей фильтрации, то вектор, направленный от этой границы в сторону скважины, можно рассматривать как числовую ось, на которой можно построить эпюру скоростей. Таким образом, модель многослойного пласта с различной проницаемостью пропластков может быть охарактеризована гистограммой скорости фильтрации (рисунок 3).
С момента пуска в работу (отбор) скважины газ приходит в движение. На дальних подступах, на границе зоны дренирования, из-за малых скоростей фильтрации движение газа происходит в строгом соответствии с законом Дарси. По мере приближения к скважине скорость фильтрации возрастает и достигает некоторой критической величины 
кр. По мнению такой тип фильтрации характерен для призабойной зоны пласта, где движение газа не подчиняется закону Дарси. Проведенные расчеты показали, что в случае радиального движения газа к скважине в условиях одновременного существования двух режимов фильтрации, между свободным дебитом скважины и контурным давлением в период, когда давление снижается от Рк до Ркр, существует линейная зависимость.
Экспериментально установлено, что при радиальной установившейся фильтрации газа на расстоянии одного радиуса скважины (rс) от ее стенки теряется около 28% всего перепада давления, а далее, на расстоянии R = 100rс, потери давления также составляют 28%. Более половины потерь давления приходится на метровую призабойную зону пласта и свыше 70% на десятиметровую. Именно здесь в характере движения газа происходят отклонения от линейного закона фильтрации. Разная скорость, а следовательно, различный фильтрующийся объем газа формируют потоковые границы, внутри которых образуются характерные депрессионные участки (рисунок 3).
Исходя из этого, нельзя рассматривать стенку скважины как единственную границу, создающую перепад давлений между пластовыми и скважинными условиями. Градиенты давлений возникают и на дальних подступах к скважине, на границах различных по проницаемости пропластков, а также на межпотоковых разделах. Здесь линии тока газа нарушают свою параллельность и радиальность, происходит турбулизация и переориентированность потока по направлению максимальной проводимости, т. е. в полной мере проявляется третий тип фильтрационных потоков – трехмерный или пространственный. Если на внешних границах дренажной зоны скорости движения газа, по данным , составляют 2-4 микрона в секунду, то в призабойной зоне возрастают до 5-9 м/с и более.
Попробуем проверить это утверждение на конкретном примере (одной из скважин ССПХГ). Пусть свободный дебит (Q) газовой скважины составляет
100 тыс. м3/сут или 1,157 м3/с. Длина фильтра (h) – 10 м. Радиус скважины (rс) – 0,075 м. Давления: пластовое (Рпл) - 70·105 Па; атмосферное (Рат) - 1·105 Па. Пористость (m) - 0,25. Диаметр перфорационного отверстия (dотв) – 10 мм или 0,01 м (плотность 15 отв./пог. м). Для газа справедлив закон Бойля-Мариотта, т. е.
Qпл · Рпл = Qат· Рат, т. е 
Действительная скорость движения газа у стенки скважины можно рассчитать по формуле
При плотности перфорации 150 отв./м и диаметре перфорационного отверстия 10-2 м имеем:
площадь одного отверстия:
Sотв = 0,785d2отв = 0,785·10-4 м2;
площадь 150 отверстий:
0,785·150·10-4 м2 = 118·10-4 м2
скорость движения газа в отверстиях перфорации:
Считая, что поток в окрестности отверстия сферически-радиальный, т. е. скорость уменьшается обратно пропорционально квадрату расстояния от отверстия, получим
Z = 1 м 
,
Z = 2 м 
Такая скорость неизбежно приведет к разрушению коллектора и образованию суффозионной каверны - предвестника фильтрационного тоннеля в призабойной зоне скважины, после чего скорость падает до 15÷10 мм/с. Однако через некоторое время скорость потока газа вновь возрастает, но уже на другом интервале, на некотором удалении от ПЗП. Последовательное проявление различных техногенных факторов приводит к существенным изменениям ЕФС, а значительные скорости газа в относительно прослабленной прискважинной зоне пласта провоцируют его избирательное разрушение, фиксируемое по выносу песчано-глинистого материала на устье скважины. Длительная суффозия формирует глубоко проникающие в массив резервуара фильтрационные тоннели, являющиеся магистральными каналами дренажной системы скважины и всего продуктивного пласта в целом.
Оценивая механизм и динамику разрушения ПЗП, с помощью методики
и , нами была рассчитаны гранулометрические радиусы фильтрующих пережимов. Кроме того, определенный интерес для нас представлял расчет значений коэффициентов проницаемости. Между проницаемостью пород и их удельной поверхностью существует связь, которая описывается различными уравнениями. Сравнительный анализ показал, что наиболее приемлемым для условий поставленной задачи оказалось уравнение Козени-Кармана
K = m/ 2,5(1-m) 2 So2 Y2,
где K – проницаемость, см2;
m – пористость, доли ед.;
S0 – удельная поверхность, 1/см;
Y – коэффициент относительного сопротивления породы; для песчаников и
алевролитов с пористостью 0,2-0,35 принимается равным 4,8.
На основании этого были рассчитаны значения удельной поверхности и проницаемости по данным гранулометрического состава пород, характерным для отложений зеленой свиты.
Анализ показывает, что проницаемость основной массы образцов (›95%) не превышает 1,5–4 мкм2. Около 40% всех образцов имеет проницаемости меньше 0,054 мкм2. Такая проницаемость характерна для глинистых и сильно глинистых алевролитов крупнозернистых, в которых отсутствуют частицы крупнозернистой псаммитовой размерности, а содержание мелкозернистых песчаных зерен составляет в основном доли процента. Примерно 30% образцов имеет проницаемость 0,15 – 0,54 мкм2. Это характерно для слабоглинистых (содержание глинистых частиц - 9-10 %) пород, в которых появляются крупнозернистые псаммитовые частицы (в количестве до 5 %). И единичные образцы, имеющие проницаемость больше 54 мкм2, представлены хорошо отсортированными крупнозернистыми алевролитами, содержание глинистых частиц в которых не превышает 5 – 6 %. Проведенные нами расчеты показывают, что значения максимальных радиусов пережимов в ненарушенной процессами разработки толще изменялись от 2,11 до 7,9 мкм, составляя в среднем 4,3 мкм. Это позволило сделать вывод о возможности и необходимости оценки изменения радиусов пережимов, удельной поверхности и проницаемости пород с учетом последовательного выноса в процессе разработки межзерновых частиц различных размеров (от < 1 мкм до 50 мкм). Такие расчеты ранее никем не производились, поэтому в начале нами был произведен пересчет значений радиусов, удельной поверхности и проницаемости для породы, из которой были удалены самые мелкие глинистые частицы размером меньше 1 мкм, которые беспрепятственно могли выноситься газовым потоком.. полученные данные представляют интерес не только с практической, но и методической точки зрения. Так, после гипотетического удаления глинистых частиц (размером < 1 мкм2) распределение проницаемости стало более однородным. Если образцы с проницаемостью меньше 1,5 мкм2, рассчитанной по грансоставу кернового материала до начала разработки, составляли примерно 97,6 %, и только 2,4 % имело проницаемость 1,5 - 5 мкм2, то после удаления глинистых частиц проницаемость резко увеличилась: нет образцов с проницаемостью меньше 1,5 мкм2, а образцы с проницаемостью 1,5 – 5 мкм2 составили 75 %, т. е. их количество увеличилось почти в 30 раз. После удаления всего межзернового материала основная масса образцов (95 %) характеризовалась проницаемостью 5 –15 мкм2.
Полученные данные анализов гранулометрического состава твердого остатка из индивидуальных замерных устройств скважин и сепараторов ГРП показывают, что из скважин выносится и осаждается на забое и в сепараторах не только пелитовый и мелкозернистый алевритовый материал, который по нашим расчетам свободно удаляется через сформировавшиеся поровые каналы, но и крупнозернистый алевритовый (50 – 100 мкм), и даже, что особенно важно, мелкозернистый псаммитовый (мкм), размеры которого в 10 и более раз превышают диаметры поровых каналов, образовавшихся в результате выноса межзернового материала.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 |
