vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом. Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты под действием соляной кислоты и измерением объёма выделившегося углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:

СаСО3 + 2HCl = CO2↑ + CaCl2 + H2O.

(1.47)

По объёму выделившегося газа (CO2), вычисляют процентное (весовое) содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3.

1.11 Набухаемость пластовых глин

Многие глинистые составляющие горных пород при фильтрации воды способны набухать. Набуханием называется процесс поглощения жидкости твердой фазой с увеличением объёма последней.

Пластовые глины встречаются в коллекторах не только в виде прожилок, пропластков, но в виде порового цемента. При разработке продуктивной части пласта, ведения процесса разбуривания, капитальном и текущем ремонтах скважин, заводнении пластов определенное количество глинистых минералов может искусственно вносится в призабойную зону.

Глины-минералы продуктивных коллекторов состоят в основном из каолинитовых (Al2O3·2SiO2·H2O или Al2·[Si2O5]·(OH)4), монтмориллонитовых (Са, Na)·(Al, Mg, Fe)2·[(Si, Al)2O5]2·(OH)2·nH2O),

гидрослюдистых (ионы Na+, Ca+, H+- воды, межслоевых промежутков трехслойных глин замещены на ионы К+) и хлоритовых (Mg, Fe+)3·[Al·Si3·O10]·(OH)2·3·(Mg, Fe+)· (ОH)2 глин. Содержание их в

продуктивном пласте изменяется от долей процента до 30 % и более. Интенсивность набухания глин зависит от химического состава

воды в поровом пространстве, концентрации солей в ней, состава обменных ионов, условий соприкосновения воды с породой, минералогического, гранулометрического состава пород, структуры породы, характера её внутренних связей. Интенсивность набухания увеличивается с уменьшением минерализации воды.

Интенсивность набухания возрастает с увеличением концентрации катионов в ряду: Li > Na > K > Mg > Ca > Sr > Ba > Al > Fe. Наибольшее

набухание происходит обычно при замене двухвалентных катионов одновалентными.

Интенсивность набухания возрастает с увеличением разрушения структуры породы, за счет нарушения внутренних связей глинистых частиц (см. рис. 1.13, 1.14). Набухание глин объясняется процессом гидратации. Вода проникает в каналы глин и, адсорбируясь на их поверхности, создаёт поверхностные плёнки. Так как удельная

46

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

поверхность глин значительна, глины могут набухать очень сильно. Частицы глин могут смещаться относительно друг друга и разрушаться. Процесс набухания глин может приводить и к полному их разрушению.

1.12 Механические свойства горных пород

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность –

наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

1.12.1 Напряженное состояние горных пород в условиях залегания в массиве

Породы, залегающие в недрах земли, находятся под влиянием горного давления, которое обусловливается весом пород, тектоническими силами, пластовым давлением и термическими напряжениями, возникающими

под влиянием тепла земных недр.

Рисунок 1.24 – Компоненты напряже-

ний, действующих в элементе породы

В результате воздействия на породу комплекса упомянутых сил элемент (кубик) породы, выделенный из массива, может находиться

в общем случае в			условиях сложного напряженного					состояния,
характеризующегося тем,				что результирующие векторы			напряжений,
действующих на грани,				не являются перпендикулярными				к его
граням.	Разлагая		эти	результирующие векторы по направлению
ортогональных		осей,		можно	представить,	что	на	каждой
плоскости кубика будут действовать (рис. 1.24)						по три компоненты
напряжений— одна			нормальная		а, направленная	перпендикулярно
к грани	кубика,	и	две	касательные τ, действующие касательно к

поверхности кубика. Учитывая, что выделенный элементарный кубик находится в равновесии, касательные напряжения, направленные противоположно друг другу в одной плоскости, должны быть равны, так как суммарный момент действующих на кубик сил равен нулю,

47

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

yx xy ;

xz

zx;

yz

zy.

Компоненты напряжений зависят от ориентации выделенного элементарного объема породы в пространстве. Его можно ориентировать таким образом, что касательные напряжения будут равными нулю и напряженное состояние выделенного элемента будет характеризоваться только нормальными составляющими. Они в этом случае называются главными нормальными напряжениями, а грани, на которые они действуют, называют главными плоскостями.

Нормальные и касательные напряжения, действующие на элемент породы, вызывают соответствующие деформации его граней. Нормальные составляющие напряжений вызывают деформации сжатия элемента или растяжения εx, εy и εz, а касательные напряжения — деформации сдвига граней γxy, γyz γxz (деформация сдвига обычно измеряется углами сдвига, так как из-за малости их величины tgγ=γ). Суммарная деформация граней, уху, yyz и yxz— величина, на которую

уменьшается прямой угол между соответствующими гранями в результате сдвига.

Каждый из них является следствием проявления н наложения друг на друга двух бесконечно малых сдвигов от двух пар касательных напряжений, стремящихся вращать элемент в противоположные стороны.

Для примера на рисунке 1.25 приведена схема проявления ка- сательных напряжений в случае чистого сдвига грани xу (т. е. когда по

внешним, граням элемента отсутствуют нормальные напряжения).

Рисунок 1.25 – Схема деформаций грани xy под влиянием

касательных напряжений (чистый сдвиг)

На рисунке 1.25, а показан сдвиг грани элемента при влиянии одной пары касательных напряжений τxy с углом сдвига γ1 а на рисунке 1.25,б — сдвиг γ2 под влиянием другой пары τyx. В

результате наложения этих сдвигов деформация грани будет иметь

48

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вид, изображенный на рисунке 1.25, в. В результате сдвига прямой

угол грани уменьшится на сумму этих углов

γxy= γ1+ γ2.

Если породы однородны и изотропны, то γ,= γ1= γ2. При этом

суммарный угол сдвига составит

γxy=2γ (1.48)

В случае полностью изотропного тела связь между напря- жениями и деформациями можно выразить следующими урав-

нениями, которые согласно закону Гука имеют вид

x						1				x y z ,			(1.49)
						E
y	1							y z x					(1.50)
		E
z		1						z y x					(1.51)
		E
xy								1				xy	(1.52)
								G
yz					1							yz	(1.53)
					G
zx			1							zx ,			(1.54)
			G

где Е — модуль продольной упругости (модуль	Юнга) ; ν —
коэффициент Пуассона; G — модуль сдвига.
В пределах упругих деформаций между этими	упругими ха-

рактеристиками однородных изотропных материалов существуют следующие зависимости:

E 2 1 G ;					E		G	E
					2G 1	;		2 1	;	(1.55)
	E		2	1 G
	3 1 2
			3 1		.
Здесь β — модуль объемного (всестороннего) сжатия, который

выражает связь между давлением и относительным изменением объема ∆V/V материала.

Модуль Юнга Е для большей части горных пород изменяется от 109 до 1011 Па, а коэффициент Пуассона ν — от 0 до 0,5.

Практическое изучение напряженного состояния горных пород в условиях их естественного залегания осложняется анизотропией их

49

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

свойств, проявлением трещиноватости, большим разнообразием механических и физических свойств пород, входящих в массив, зависимостью упругих характеристик пород (Е, v, G и β) от

давления, температуры, влажности и т. д. По этой причине пока нет достаточно обоснованной единой теории, описывающей напряженное состояние горных пород. И задачи из этой области с применением теории упругости обычно решаются для частных случаев. При этом результаты относятся лишь к частным конкретным геологическим условиям.

Некоторые данные о значениях главных напряжений в не-

тронутом массиве получены в процессе горных работ.

До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от действия собственной массы вышележащих пород и возникающие в породе ответные напряжения находятся в условиях равновесия.

Составляющие этого нормального поля напряжений имеют следующие значения.

–по вертикали

z gH ,

где σz— вертикальная составляющая напряжений; ρ — плот- ность породы; g — ускорение свободного падения; H —глубина

залегания пласта.

–по горизонтали (в простейшем случае)y x n gH

где п — коэффициент бокового распора.

Значение п для пластичных и жидких пород типа плывунов равно единице (тогда напряжение определятся гидростатическим законом), а для плотных и крепких пород в нормальных условиях, не осложненных тектонически, выражается во многих случаях долями единицы.

Коэффициент бокового распора и горизонтальное напряжение можно приближенно оценить следующим образом.

Выделим элементарный объем горной породы. Относительная деформация, которую это тело получило бы, например, вдоль оси х при сжатии его тремя взаимно перпендикулярными, равномерно распределенными силами, выраженными главными напряжениями σz= σ1; σy = σ2 = σx= nσ1), согласно формулам (1.49)-(1.51):

x	1	x y z .	(1.56 )
	E

Если принять, что в процессе осадконакопления происходило только сжатие пород в вертикальном направлении, а в горизонтальном направлении деформации не было, то

x y 0 . 50

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тогда, исходя из уравнения (1.56), получим

x y				z ,	(1.57)
			1
т. е. коэффициент бокового распора
n			,		(1.58)
	1

тогда 0<n<0,5. При выполнении упомянутых условий горизонтальные напряжения в породах меньше вертикальных, что, по-видимому,

часто имеет место при небольшой глубине залегания, если в разрезе нет пород с пластическими свойствами. В случае пластичных и текучих горных пород п=1, для хрупких пород значения п составляют 0,3—0,7.

Формула (1.57) выведена для условия, когда справедливо

предположение об отсутствии деформации пласта в горизонтальном направлении и когда не учитывается пластичность горных пород. В условиях реальных пластов эти предположения не всегда справедливы, и в них поэтому возможны более сложные напряженные состояния горных пород.

При достаточно больших давлениях на значительных глубинах (2500—3000 м), по-видимому, происходит выравнивание

напряжений вплоть до величин, определяемых гидростатическим законом, так как предполагается, что за длительные геологические периоды породы испытывают пластические или псевдопластические деформации. Однако чаще всего вследствие интенсивных тектонических процессов, происходивших в земной коре в течение

геологических	периодов,	горные	породы	многократно
деформировались,	что,	по-видимому,		сопровождалось
возникновением	значительных	различий	между	главными на-

пряжениями. В областях, где в результате тектонических процессов происходили боковое сдавливание пород и образование надвига, наибольшим должно быть горизонтальное напряжение, которое, по- видимому, может иногда в два - три раза превышать вертикальное

горное давление. В зонах возникновения сбросов, не сопровождавшихся боковым сжатием, вертикальные напряжения пород должны значительно превышать горизонтальные. Для изучения напряженного состояния горных пород применяются аналитические, лабораторные методы и натурные исследования. Лабораторные и производственные исследования осуществляются с помощью специальной аппаратуры и приборов. Важным преимуществом производственных методов изучения напряженного состояния пород является измерение напряжений в естественных условиях залегания.

Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия

51

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется

пластичным.

Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

Горные породы в недрах земли находятся в напряженном состоянии, вызванным собственным весом пород (Рг – геостатическое давление). Пластовое давление жидкости разрушает минеральный скелет пород, которые испытывают давление, равное разности между горным и

пластовым давлениями (Рупл= Рг – Рпл). При извлечении нефти на

поверхность пластовое давление (Рпл) падает, а давление на минеральный скелет пород (Рупл) увеличивается. При снижении пластового давления объём жидкости будет увеличиваться, а объём порового пространства будет уменьшаться. Установлено, что с падением пластового давления объём порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих условий, передающихся на скелет от массы вышележащих пород (рис. 1.26).

Рисунок 1. 26 – Схема

проявления горного и эффективного давлений в

элементе породы

При этом зерна породы испытывают дополнительную деформацию. Пористость коллектора уменьшается также вследствие перераспределения зерен и более плотной упаковки их. Изменения пластового давления являются причиной деформации пород формирующих пласт. Изменяется структура самой пористой среды.

Поэтому общепринятым считается мнение, что горные породы при условиях залегания в месторождениях имеют меньшие значения ФЕС по сравнению с параметрами, определенными на поверхности. По результатам исследований пористость песчаников уменьшается на 20 % при давлениях около 15 МПа, пористость плотных аргиллитов

52

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

уменьшается на 6 % при том же давлении.

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука, т. е.

относительная деформация пород пропорциональна изменению пластового давления:

	βc	1		Vп m П ,	(1.59)
		V0
				P

где βс – коэффициент объёмной упругости пористой породы; βп – коэффициент сжимаемости пор;

Vо – начальный объём образца породы;

ΔVп – изменение объёма пор;

∆P – изменение пластового давления; m – коэффициент пористости.

Для характеристики упругих деформаций используются коэффициенты сжимаемости (объёмной упругости) породы, пласта, пор, твердой фазы и пористой среды.

Коэффициент объёмной упругости пористой породы (βс) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (βn) и на пористость пород:

βn = βс/mo,

(1.60)

где mo– пористость при начальном напряжении (Рупл. min).

Изменение пористости пород (m) функционально зависит от

объёмной упругости пористой среды (βс) и наименьшего напряжения (Рупл.

min):
m = mo· [1 – βп· (Рупл – Рупл. min)] = mo – βс· (Рупл – Рупл. min)],	(1.61)

Величина коэффициента объёмной упругости пористой среды (βс)

очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0,3– 2,0 ·10–10 м2/н (0,3–2,0 ·10–4 МПа-1).

В нефтепромысловой практике часто используется коэффициент

упругоёмкости пласта (β*):
β* = m · βж + βс,	(1.62)

где βж – коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, Па-1.

Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объёмного сжатия, представляющего собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Мелкозернистые породы, как правило, обладают более высокой прочностью, чем породы того же минералогического состава, но сложенные кристаллами больших размеров. Весьма прочны породы волокнистого строения. Большое влияние на прочность пород оказывает состав цемента. Однако высокая

53