Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Тема 11. Разработка залежей, приуроченных к трещиноватым коллекторам


В настоящее время с трещиноватыми коллекторами связано около 60 % залежей углеводородов и больше половины, миро­вой добычи нефти.
Трещиноватость — повсеместная рассеченность горных пород макро- и микротрещинами — присуща в той или иной степени всем (карбонатным и терригенным, кроме сыпучих) горным по­родам. Трещиноватыми коллекторами называют такие коллек­торы, фильтрационные свойства которых обусловлены преиму­щественно или в значительной степени трещиноватостью. Пус­тоты трещиноватых коллекторов представлены трещинами, ка­вернами и их сочетанием с порами. В зависимости от преобла­дания этих пустот различают разные группы трещиноватых коллекторов (трещиновато-кавернозные, трещиновато-пористые и т. д.).
Трещины выявляются как при разведке, так и при разра­ботке нефтяных месторождений. Размеры и густота трещин (ли­нейная плотность число трещин, секущих единицу длины нор­мали, проведенной к поверхности трещин) зависят от литологии (вещественного состава) и толщины пластов, в которых эти тре­щины развиваются. По этому признаку выделяют трещины пер­вого порядка, которые секут несколько пластов, и трещины вто­рого порядка, ограниченные одним пластом. Трещины первого порядка имеют протяженность (длину) по простиранию пород (вдоль пласта) в пределах метров и сотен метров, а раскрытие (ширину) в пределах миллиметров  сантиметров. Трещины с большим раскрытием (условно более 100 мкм) относят к мак­ротрещинам, тогда как микротрещины  это трещины с ограни­ченной длиной и раскрытием. Исследованию по керну подда­ются микротрещины, так как при выбуривании он разрушается по макротрещинам.
На основе прямых исследований выделяют закрытые (заполненные твердым веществом  минералами, битумом) и открытые (заполненные флюидом  нефтью, водой, газом) трещины. Ширина закрытых трещин достигает 12 мм и более, иногда до сантиметров. Раскрытие открытых трещин по данным прямых измерений в основном составляет в аргиллитах 110, в карбо­натных породах 1020 и песчаниках 2030 мкм. Раскрытие трещин в пластовых условиях зависит, кроме типа породы, так­же от глубины залегания пласта и давления флюидов. На глу­бинах свыше 2000 м значения раскрытия трещин во всех разно­стях пород сближаются и обычно изменяются от 10 до 15 мкм. Порода, содержащая трещины в отличие от каверн и пор, ха­рактеризуется повышенной сжимаемостью вследствие сущест­венной зависимости раскрытия трещин от давления.
По возрастающей густоте трещин многие исследователи располагают горные породы в следующий ряд: песчаники, извест­няки, мергели, аргиллиты, т. е. густота трещин увеличивается с уменьшением размеров зерен обломочного материала.
Трещи­новатые коллекторы приурочены преимущественно к карбонатно-глинистым и карбонатным породам. По данным прямых из­мерений между густотой трещин и толщиной слоя (пласта) наблюдается обратно пропорциональная зависимость. С увели­чением толщины слоя до 0,1 м происходит резкое уменьшение густоты трещин до 20  70 м^-1 в зависимости от состава пород; в интервале 0,1  0,4 м уменьшение густоты замедляется, а при толщине слоя от 0,40,5 м и выше густота трещин практически не изменяется и составляет 1015 м^-1. Густота трещин обычно не превышает 40 м^-1 (исключая тонкослоистые разности), чаще всего, особенно для песчаников и известняков, она составляет 515 м^-1. В продуктивном разрезе могут встречаться слои (пла­сты) с высокой степенью трещиноватости.
Трещиноватость и кавернозность увеличиваются от периферии структуры к своду и от подошвы до кровли пласта. Сеть трещин представлена обычно вертикальными или близкими к ним наклонными трещи­нами, объединенными в одну или несколько систем. Макротре­щины избирательно развиваются по более густой сетке микро­трещин и составляют с ними единую систему, подчиняющуюся общим закономерностям развития. При этом густота микротре­щин в 210 раз меньше густоты микротрещин. Если густота микротрещин колеблется от 10 до 100 м^-1, что равнозначно расстоянию между микротрещинами (величина, обратная густоте) от 0,01 до 0,1 м, то густота макротрещин изменяется в основ­ном от 1 до 10 м^-1 при расстоянии между макротрещинами от 0,020,1 до 0,21 м.
В каждой системе трещины имеют два основных направле­ния, пересекающиеся под углом, близким к 90°. Часто преобла­дает одна система с четко выраженной направленностью (ани­зотропия трещиноватости), в основном совпадающей с направ­лением одной из осей структуры, преимущественно с длинной осью.
Если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которых равны l_ж, разделенных щелями шириной b_ж. Реальный пласт при этом может иметь блоки породы различной величины и формы, а также трещины различной ширины. Сечение реального пласта площадью ∆S показано на рис.11.1, где i-я трещина имеет длину l_i, и ширину b_i. На рис.11.2 показано сечение модели этого пласта ∆S площадью, представляющей собой набор квадратов со стороной l_ж и шириной трещин b_ж.

Рис.11.1. Сечение трещиноватого пласта: 1 - трещины; 2 – блоки породы

Рис.11.2. Сечение модели трещиноватого пласта площадью ∆S: 1- блоки породы; 2 – трещины.

Рассмотрим наиболее существенные осредненные, а потому и вероятностно-статистические характеристики трещиноватого пласта.

Известно, что скорость v_i течения вязкой жидкости в единичной трещине в направлении, перпендикулярном к плоскости (рис.11.1), определяется следующей зависимостью:
, (11.1)
Расход жидкости ∆q, протекающий через сечение площади ∆S в направлении х, выражается следующим образом:
, (11.2)
Введем понятие густоты трещин Г_т, определяемой формулой
, (11.3)
а также средней ширины трещины b_ж. Тогда из (11.2), (11.3) получим выражение для скорости фильтрации в трещиноватом пласте
, (11.4)
Выражение (11.4) – аналог формулы Дарси для трещиноватых пластов. При этом проницаемость трещиноватого пласта
, (11.5)
Можно получить выражение для трещинной пористости m_т, принимая ее равной «просветности» сечения трещиноватого пласта. Имеем
, (11.6)
В процессе разработки трещиновато-пористых пластов при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками пород, т. е. матрицей, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.
На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщающей трещины в результате деформации горных пород.
Один из наиболее сложных вопросов разработки трещиновато-пористых пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различных веществ, и в первую очередь с использованием обычного заводнения.
Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составляя 0,200,30.
Поясним, под действием каких же сил происходит вытеснение нефти водой из матриц трещиновато-пористых пластов. Одна из сил вполне очевидна, хотя до последнего времени и слабо учитывалась в расчетах процессов разработки. Эта сила обусловлена градиентами давления в системе трещин, воздействующими и на блоки породы.
Другая из сил связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей блоки. Действие этой силы приводит к возникновению капиллярной пропитки пород, т. е. к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления.
Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы гидрофильные. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещиновато-пористых пластов вполне объяснима не только с позиции действия капиллярных сил, но и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать поры матрицы, обладая сложной, сильно разветвленной поверхностью.
Исследования показывают, что если взять блок породы трещиновато-пористого пласта с длиной грани l_ж, первоначально насыщенный нефтью, и поместить его в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами и в трещинах находится вода), то скорость φ(t) капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, согласно гидродинамической теории вытеснения нефти водой с учетом капиллярных сил, будет зависеть от времени t следующим образом
, (11.7)
Из энергетических соображений можно считать, что скорость капиллярного впитывания пропорциональна скорости сокращения поверхности раздела между нефтью и водой, которая, в свою очередь, пропорциональна площади поверхности раздела. В этом случае можно считать, что
, (11.8)
где: некоторый коэффициент.
Если изучать реальные процессы извлечения нефти из трещиновато-пористых пластов под действием капиллярной пропитки, то, по-видимому, наиболее правильным будет сочетание гидродинамического и энергетического подходов. В этом случае для скорости капиллярной пропитки можно использовать формулу, предложенную Э. В. Скворцовым и Э. А. Авакян:
, (11.9)
где: а  экспериментальный коэффициент.
Из соображений размерности и физики процесса впитывания коэффициент  можно выразить следующим образом:
, , (11.10)

где: k_н, k_в относительные проницаемости для нефти и воды;