Содержание к диссертации
Введение
Гл. 1 Современное состояние и актуальность проблемы расчета напряженно-деформированного состояния горныхпородна месторождениях нефти и газа 13
1.1 Явление деформаций горных пород при разработке месторождений углеводородов 13
1.2 Геодинамические процессы, сопровождающие добычу нефти и газа ... 18
1.3 Опыт инструментальных наблюдений за оседаниями земной поверхности 32
1.4 Методы расчета напряженно-деформированного состояния горных массивов на месторождениях нефти и газа 40
1.5 Краткая характеристика объектов исследований 53
Выводы 62
Гл.2 Анализ инструментальных наблюдений за сдвижениями земной поверхности на месторождениях нефти и газа 64
2.1 Основные требования к мониторингу деформационных процессов при разработке месторождений углеводородов 64
2.2 Наблюдательные станции на нефтяных месторождениях, территориально совмещенных с Верхнекамским месторождением калийно-магниевых солей 70
2.3 Результаты наблюдений за сдвижением земной поверхности на Западно-Сургутском нефтяном месторождении 77
2.4 Наблюдательная станция на Уренгойском газоконденсатном месторождении 85
2.5 Геодинамический полигон Астраханского газоконденсатного месторождения 90
Выводы
Гл.З Применяемые механические модели горных пород и их параметрическое обеспечение 98
3.1 Модифицированная шатровая модель 99
3.2. Модель деформирования скальных пород по системам трещин 110
3.3 Упругие и прочностные свойства пород объектов исследований 121
3.4 Исследование компрессионных характеристик коллекторов 136
3.5 Физико-механические свойства горных пород в массиве 146
Выводы 149
Гл.4 Прогноз напряженно-деформированного состояния горных пород при разработке месторождений углеводородов 151
4.1 Особенности деформирования насыщенных пористых сред 151
4.2 Расчет уплотнения продуктивных объектов 158
4.3 Численная реализация модельных представлений 168
4.4 Влияние различных факторов на параметры уплотнения коллекторов и оседания земной поверхности 178
4.5 Прогноз напряженного состояния горных пород на основе модифицированной шатровой модели 194
Выводы 206
Гл.5 Деформирование пород на контактах блоковых структур и оценка интенсивности техногенных сейсмических явлений 209
5.1 Проблемы расчета напряженно-деформированного состояния больших объемов горного массива 209
5.2 Деформирование пород на контактах блоковых структур при добыче нефти и газа 215
5.3 Численная модель активизации разломных структур при добыче углеводородов 221
5.4 Оценка техногенного сейсмического риска при отработке нефтяного месторождения 228 Выводы 241
Гл.6 Практическое применение результатов исследований 243
6.1 Прогноз оседаний земной поверхности на нефтяных месторождениях Западной Сибири 243
6.2 Численное моделирование процессов сдвижения на Уренгойском газоконденсатном месторождении 253
6.3 Прогноз напряженно-деформированного состояния горного массива Астраханского газоконденсатного месторождения 260
6.4 Анализ влияния добычи нефти на безопасность разработки Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей
6.4.1 Прогноз оседаний земной поверхности на нефтяных месторождениях региона ВКМКС 276
6.4.2 Влияние добычи нефти на напряженно-деформированное состояние калийной залежи 281
Выводы 295
Заключение 297
Список использованных источников
- Геодинамические процессы, сопровождающие добычу нефти и газа
- Наблюдательные станции на нефтяных месторождениях, территориально совмещенных с Верхнекамским месторождением калийно-магниевых солей
- Упругие и прочностные свойства пород объектов исследований
- Прогноз напряженно-деформированного состояния горного массива Астраханского газоконденсатного месторождения
Введение к работе
Актуальность проблемы. Повышение эффективности и безопасности разработки любых видов полезных ископаемых напрямую зависит от вопросов геомеханики, связанных с расчетом и прогнозом напряженно-деформированного состояния горных массивов, определением параметров процесса сдвижения и охраной сооружений от подработки. Актуальность данных проблем обусловлена многочисленными случаями опасных геомеханических и геодинамических явлений, связанных с добычей минерально-сырьевых ресурсов. При этом общепризнанно, что один из наиболее значимых видов техногенного воздействия на недра связан с добычей нефти и газа. Разработка нефтяных и газовых месторождений и связанные с ними изменение пластового давления, различные виды воздействия на залежь для повышения нефтеотдачи нарушают природное равновесное состояние недр, создавая предпосылки для возникновения деформаций горного массива и земной поверхности. Наблюдающиеся при этом оседания земной поверхности могут составлять от нескольких миллиметров до нескольких метров. Для большинства месторождений скорости просадок составляют умеренные величины – один-два сантиметра в год, а накопленные величины просадок земной поверхности не превышают десятков сантиметров. Интенсивные техногенные смещения земной поверхности (более 1-2 метров) – менее распространенное явление, но с весьма опасными последствиями. Основные и наиболее опасные формы этих последствий – сильные деформации наземных сооружений, разрыв коммуникаций, слом обсадных колонн эксплуатационных скважин, заболачивание и затопление опускающихся участков земной поверхности, региональное проявление оползневых процессов.
Также известны многочисленные случаи сейсмических явлений, сопровождающих разработку нефти и газа. По масштабам выделяемой энергии сейсмические события при разработке месторождений углеводородов значительно превышают аналогичные явления при остальных видах воздействия на недра.
Прогнозирование указанных негативных явлений и снижение масштабов их последствий является актуальной проблемой, поскольку их возникновение может иметь катастрофические для предприятий и природной среды последствия. В этой связи разработка научно-методических основ решения задач прогноза НДС горных пород с учетом геологических и горнотехнических особенностей месторождений нефти и газа представляет собой важную научно-практическую задачу.
Целью работы является разработка научно обоснованных методов прогноза параметров напряженно-деформированного состояния горных массивов на месторождениях углеводородов для прогноза и снижения последствий опасных геомеханических и геодинамических явлений.
Основная идея работы заключается в разработке и использовании для целей прогноза напряженно-деформированного состояния горных пород различных механических моделей, наиболее полно отражающих специфику горно-геологических условий месторождений углеводородов, а также результатов инструментальных наблюдений за деформированием земной поверхности и лабораторных исследований физико-механических и компрессионных свойств продуктивных объектов.
Задачи исследований:
- провести анализ результатов инструментальных наблюдений за сдвижением земной поверхности на месторождениях нефти и газа;
- выполнить исследования упругих, прочностных и компрессионных свойств продуктивных пород на месторождениях углеводородов;
- провести аналитические исследования методов расчета уплотнения коллекторов при снижении исходного пластового давления;
- обосновать выбор наиболее представительных механических моделей для расчета напряженно-деформированного состояния горных пород на месторождениях нефти и газа и рассмотреть особенности их применения;
- выполнить анализ характера и степени влияния различных факторов на параметры процесса сдвижения горного массива и земной поверхности и выявить наиболее значимые из них;
- разработать численную модель оценки интенсивности техногенных сейсмических явлений на месторождениях нефти и газа.
Методы исследований. Работа выполнена на основе проведения и анализа результатов инструментальных наблюдений за сдвижением земной поверхности, испытаний физико-механических свойств образцов керна и их статистической обработки, решения аналитических и численных задач механики горных пород.
Научные положения, выносимые на защиту:
1. Расчет напряженно-деформированного состояния насыщенных пористых сред при добыче нефти и газа с достаточной для практических целей точностью и эффективностью обеспечивается применением «модифицированной шатровой модели» горных пород с использованием показателей пластового давления и компрессионных кривых нагрузки и разгрузки образцов продуктивных объектов в качестве исходных данных.
2. Величина уплотнения коллекторов при снижении исходного пластового давления обусловлена деформациями скелета породы, которые определяются экспериментально установленными закономерностями объемных деформаций сжатия порового пространства и формообразующих минералов породной матрицы.
3. Общие относительные деформации коллектора и горного массива при добыче нефти и газа определяются показателями средневзвешенного пластового давления и зависят от соотношения упругих свойств коллекторов и вмещающих пород, а также от отношения мощности и геометрических размеров пластов к глубине их залегания.
4. Оценка магнитуд техногенных сейсмических явлений при добыче нефти и газа основывается на модели неустойчивого роста трещин при сдвиге по тектоническим разломным структурам с учетом полных диаграмм деформирования горных пород по контактам.
5. Количество выделяемой сейсмической энергии в процессе неустойчивого сдвига бортов разлома зависит от глубины залегания коллектора, падения пластового давления, геометрических размеров нарушения, давления флюида в разломной зоне, а также от характеристик полной диаграммы сдвига пород по поверхности раздела.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций достигается представительным объемом лабораторных и натурных измерений, применением широко распространенных и апробированных механических моделей горных пород и отлаженных программных продуктов, удовлетворительной сходимостью расчетных и замеренных параметров процессов сдвижения.
Научная новизна работы:
- получены аналитические зависимости для расчета уплотнения коллекторов при снижении пластового давления в различных условиях, предназначенные для общей предварительной оценки напряженно-деформированного состояния горного массива при добыче углеводородов;
- исследованы характер и степень влияния различных факторов на параметры уплотнения коллекторов, напряженное состояние горного массива и оседания земной поверхности при добыче нефти и газа;
- установлено, что в центральной части отрабатываемых пластов нефтегазовых месторождений деформации коллекторов близки к условиям одномерного уплотнения, а на флангах условия одномерного уплотнения не выполняются и напряженное состояние имеет более сложный вид;
- показано, что для расчета деформаций горного массива можно использовать показатели средневзвешенного пластового давления и не учитывать неравномерность давления, обусловленного работой отдельных добывающих скважин;
- впервые для отдельных месторождений Западной Сибири, территории ВКМКС, УНГКМ и АГКМ по результатам компрессионных испытаний получены параметры «шатровой» модели поведения коллектора под нагрузкой, которые могут быть использованы для расчетов НДС продуктивных объектов данных месторождений;
- показано, что применение моделей горных пород “шатрового” типа для расчета деформаций коллекторов обеспечивает представительные результаты при большом разнообразии горно-геологических условий и физико-механических свойств продуктивных пород;
- разработана и реализована численная модель скольжения с разупрочнением для оценки возможности активизации разломных структур с использованием специальной модели скальных пород, учитывающей контактные характеристики сдвига по поверхности раздела;
- выявлен характер и степень зависимости магнитуд техногенных сейсмических событий от различных факторов. Установлено, что величина магнитуды в наибольшей степени зависит от глубины залегания коллектора и геометрических размеров разлома, а также от характеристик полной диаграммы сдвига пород по контакту.
Практическая ценность работы заключается в разработке методов прогноза напряженно-деформированного состояния горных пород и опасных геодинамических явлений на месторождениях нефти и газа для оценки степени технологического, экологического и экономического ущерба; обосновании и внедрении мер охраны и мониторинга состояния ответственных объектов.
Реализация работы. Установленные на основе прогнозных расчетов параметры напряженно-деформированного состояния горных пород и земной поверхности использовались для обоснования мер охраны подрабатываемых объектов и создания геодинамических полигонов, которые были внедрены на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири, севера Пермского края, Уренгойском и Астраханском газоконденсатных месторождениях. Результаты исследований вошли в нормативный документ - «Инструкцию по созданию наблюдательных станций и производству инструментальных наблюдений за процессами сдвижения земной поверхности при разработке нефтяных месторождений в регионе Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей».
Апробация работы. Основные положения диссертации и результаты исследований докладывались и обсуждались на следующих совещаниях, конференциях и конгрессах: международной конференции «Проблемы геодинамической безопасности» (Санкт-Петербург, 1997); XI Российской конференции по механике горных пород (Санкт-Петербург, 1997); международной конференции «Геодинамика и напряженное состояние недр Земли» (Новосибирск, 1999); международной научно-практической конференции «Геоэкология и современная геодинамика нефтегазоносных регионов» (Москва, 2000); международной конференции «Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона» (Астрахань, 2000); III Международном рабочем совещании «Геодинамическая и экологическая безопасность при освоении месторождений газа, его транспортировке и хранении» (Санкт-Петербург, 2001); XIII международном конгрессе по маркшейдерскому делу (Будапешт, 2007), на заседаниях ученого совета ПермГТУ, на технических советах ООО «Лукойл-Пермь», ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «Архангельскгеолдобыча», ООО «Юганскнефтегаз», ООО «Уренгойгазпром», ООО «Астраханьгазпром».
Публикации. Основные результаты исследований опубликованы в 27 работах, включая 1 монографию, в том числе 17 – в ведущих рецензируемых журналах, включенных в перечень ВАК.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и изложена на 315 страницах машинописного текста, включая 108 рисунков, 25 таблиц и библиографический список из 177 наименований.
Автор выражает свою искреннюю признательность сотрудникам кафедры “Маркшейдерское дело, геодезия и геоинформационные системы” Пермского государственного технического университета за плодотворное сотрудничество и постоянное внимание к работе.
Геодинамические процессы, сопровождающие добычу нефти и газа
Возникновение S-образных аномалий в рамках механизма параметрического индуцирования процессов представляется следующим образом. Зоны тектонических нарушений, особенно имеющие наклонную ориентацию, в обстановке субгоризонтального напряжения являются концентраторами касательных напряжений, сосредотачиваемых в окрестности разломной зоны. В этом случае при уменьшениях прочности на сдвиг, коэффициента трения и т.д. в локальной области зоны разлома возникают сдвиговые перемещения отдельного фрагмента, приводящего к смещениям на поверхности.
Трещины отрыва вертикальной ориентации, формирующие у-аномалии, соответствуют глубинам 0,1-3,0км; трещины сдвига (S-аномалии) группируются в диапазоне глубин 3,0-8,0км, а трещины дилатансионного объемного разупрочнения, приводящие к Р-аномалиям, локализуются в интервале 8-15 км, причем эта глубинная дифференциация локальных механизмов аномального деформирования остается устойчивой для регионов с различной геодинамической обстановкой.
Для описания геодинамики разломов авторы работ [76,77] используют аналитические модели разломов в виде дислокаций и упругих включений в однородной линейно-упругой невесомой среде. Модель, представленная Кузьминым Ю.О., представляет собой полубесконечное твердое тело, имеющее включение (неоднородность) с иными механическими свойствами, чем вмещающая ее среда, на границе которой заданы фиксированные (постоянные) смещения или напряжения. В этом случае при изменениях во времени механических характеристик внутри включения, при постоянных условиях на границе, происходит формирование локального напряженно-деформированного состояния поверхности тела в окрестности данной неоднородности.
В настоящее время геодинамические факторы исследуются чаще всего на объектах нефтегазового комплекса. Это можно объяснить тем, что инфраструктура нефте- и газопромыслов (прежде всего трубопроводы различного назначения) в силу своей протяженности наиболее подвержена влиянию геодинамических факторов. Исследования картографических, дистанционных и промысловых исходных материалов о влиянии геологически нарушенных структур на аварийность нефтепромысловых систем показали, что зоны повышенной опасности явлений экзогенного происхождения (денудационных, эрозионных, аккумуляционных процессов) на земной поверхности сосредотачиваются в зонах выходов на земную поверхность крупных прямолинейных линеаментов - контактов блоковых структур. К линеаментным структурам приурочены также воздымания и опускания блоков и современного и техногенного движения земной коры. В этих же зонах концентрируются одновременно акустические, тепловые, магнитные, электромагнитные, ферромагнитные, газовые и другие аномальные поля, а за счет перетоков минерализованных вод и газов образуются электролиты, где проводниками служат линейные инженерные сооружения, например трубопроводы, и создаются благоприятные условия для электрокоррозии металла и разгерметизации трубопроводных систем. Горизонтальные и вертикальные подвижки блоков земной коры и земной поверхности, с одной стороны, являются причиной оползней (проявления гравитационных процессов), а с другой - вместе с концентрацией аномальных физических полей причиной разрушения металла труб на микро- и макроуровнях, что приводит к образованию зон аварийных ситуаций и в конечном итоге разгерметизации нефтепромысловых систем и загрязнению недр и окружающей природной среды [21,23].
При этом часто высказывается мнение, что именно влияние активных разломов, т.е. современная геодинамика недр является главной причиной аварийности на магистральных нефтегазопроводах [46,76]. Однако исследования, выполненные в Пермском государственном техническом университете [68,69], показали, что такое утверждение об определяющей роли геодинамического фактора является дискуссионным.
Тем не менее, современная геодинамика недр, безусловно, оказывает влияние на функционирование природно-технических систем и данный фактор необходимо учитывать при проектировании и эксплуатации объектов ТЭК. Соответствующие работы в этом направлении проводят специалисты института ВНИМИ [108]. Ими рассмотрены методы выделения активных разломов и геодинамически потенциально опасных зон, критерии оценки зон риска по различным параметрам, способы организации геодинамического мониторинга, меры охраны трубопроводов и другие вопросы.
Однако можно отметить, что среди различных факторов геодинамической активности ее деформационные характеристики недостаточно изучены с точки зрения их влияния на промышленные объекты. Действительно, характерные показатели деформаций в зонах разломов, полученные инструментальными наблюдениями и аналитически рассчитанные Ю.О.Кузьминым, составляют порядка 5-10-5-7-10"5. При этом любые Правила охраны сооружений и природных объектов от вредного влияния горных разработок говорят о том, что допустимые и предельные деформации для подрабатываемых объектов на один-два порядка больше [94]. Т.е. с позиций науки о сдвижении горных пород сами по себе СД-деформации не могут оказать вредного влияния на промышленные объекты (конечно, при статическом режиме деформаций). В этой связи необходимы исследования деформаций, возникающих на контактах блоковых структур при добыче нефти и газа и выявление условий, при которых данные деформации могут достигнуть допустимых и предельных величин для подрабатываемых объектов.
Наблюдательные станции на нефтяных месторождениях, территориально совмещенных с Верхнекамским месторождением калийно-магниевых солей
Требования промышленной безопасности, связанные с совместной добычей нефти и калийных солей, предполагают решение целого комплекса геомеханических и геодинамических проблем. Составной частью общей проблемы обеспечения промышленной безопасности при совместной отработке нефти и калия являются инструментальные наблюдения за сдвижением земной поверхности на территории нефтяных месторождений.
В ходе этих работ выполнялся анализ результатов наблюдений [52] на существующих стациях (Уньвинской, Юрчукской, Чашкинской), а также были созданы наблюдательные станции на Сибирском, Шершневском, им.Архангельского месторождениях. При этом на данных месторождениях помимо традиционных профильных линий нивелирования развернуты сети пунктов, предназначенных для выполнения спутниковых (GPS) наблюдений. На Сибирском месторождении наблюдательная станция была заложенна в 1998г. Она состоит из нивелирной сети, включающей в себя 5 ходов общей протяженностью 27,5 км (3 хода по меридиональной профильной линии, общей протяженностью 17,2км и 2 хода по широтной профильной линии), а также GPS полигона (рис.2.1). Суммарное количество реперов нивелирной сети составляет 90 шт. В качестве рабочих и опорных реперов использован стандартный тип бетонируемого репера 2ГР. Расстояние между рабочими реперами составляет Схема наблюдательной станции на Сибирском нефтяном месторождении. Кусты опорных реперов на северном, северо-восточном и южном концах профильных линий расположены под граничным углом 55-60, т.е. на расстоянии 1,4 - 2 км от границы ВНК.
GPS - полигон представляет собой совокупность пунктов, расположенных как на территории месторождения, так и за его границами. Все пункты жестко связаны между собой системой векторов (базисных линий), образуя единую сеть. В качестве элемента геометрического построения использован треугольник, как наиболее жесткая геометрическая фигура, обеспечивающая надежный контроль при выполнении полевых наблюдений. Построенная таким образом сеть обладает максимальным количеством векторов на каждом пункте и большой избыточностью измерений, что в конечном итоге приводит к более высокой точности и надежности координатных определений. Пункты GPS-полигона закреплены аналогично реперам нивелирования II класса, т.е. грунтовыми трубчатыми реперами типа 2ГР.
Реализованная схема GPS-сети характеризуется следующими характеристиками: количество пунктов - 13; количество измеряемых векторов в сети - 30; максимальная длина вектора в сети - 8,0 км; минимальная длина вектора в сети - 1,5 км; средняя длина вектора в сети - 3,5 км; количество пунктов, совмещенных с нивелированием Пкл - 7; площадь полигона - 73,3 км .
Наблюдательные станции на Шершневском и им.Архангельского месторождениях увязаны в единую сеть (рис2.2). Нивелирная сеть на наблюдательной станции Шершневского месторождения, заложенной в 2001г, состоит из 5 ходов общей протяженностью 16,6 км. Меридианальная профильная линия, включает в себя три хода геометрического нивелирования общей протяженностью 8 км. Широтная профильная линия, состоит из двух ходов нивелирования протяженностью 5,0км и 3,4км.
Нивелирная сеть на наблюдательной станции им. Архангельского представляет собой ломанную профильную линию, проходящую через сводовую часть залежи в меридиональном направлении по дороге сообщением п. Романово -г. Березники. Линия начинается в 0,6 км на юго-востоке от п. Володин Камень и заканчивается в 4,5 км перед п.Романово. A4s
Линии нивелирования закреплены грунтовыми трубчатыми реперами типа 2ГР. Суммарное количество опорных и рабочих реперов на Шершневском месторождении составляет 70 шт., из них 4 совмещено с GPS-пунктами, на месторождении им. Архангельского соответственно 48 шт. и 4 шт. Опорные реперы закреплены кустами на концах профильных линий в 1,3 км от контура ВНК пласта Бобриковский (основного объекта разработки). В каждом кусте по 3 репера, расположенные в вершинах треугольника со сторонами близкими к 50 м. Расстояния между смежными рабочими реперами колеблются от 150 до 300 м. Общая длина профильных линий составляет на Шершневской структуре 16,6 км и 10 км на месторождении им. Архангельского.
Кроме нивелирных профильных линий на территории Шершнёвского и Архангельского месторождений ежегодно выполняются высокоточные спутниковые наблюдения по пунктам GPS-полигона. GPS - полигон включает 13 пунктов, 9 из которых находятся в районе Шершнёвского месторождения нефти, а остальные - 4 расположены в районе месторождения нефти имени Архангельского. Все пункты жестко связаны между собой системой векторов (базисных линий), образуя единую сеть. Пункты GPS-полигона закреплены аналогично реперам нивелирования II класса, т.е. грунтовыми трубчатыми реперами типа 2ГР. Реализованная схема GPS-сети характеризуется следующими параметрами: количество пунктов - 13; количество измеряемых векторов в сети - 29; максимальная длина вектора в сети -10 км; минимальная длина вектора в сети -1.1 км; средняя длина вектора в сети -3.6 км; количество пунктов, совмещенных с нивелированием II класса- 8; площадь, покрываемая полигоном - 79 км2.
На всех рассматриваемых месторождениях инструментальные наблюдения выполняются ежегодно. На Сибирском, Шершневском, Архангельском месторождениях наблюдения выполнялись специалистами кафедры МДГиГИС ПермГТУ. На трех остальных месторождениях наблюдения выполняются сотрудниками ООО «ПермНИПИнефть». При этом ежегодно выполнялись наблюдения по реперам наблюдательных станций, а раз в три года для оценки устойчивости опорных реперов в программу наблюдений входило выполнение подходного нивелирования. Наблюдения ведутся по методике нивелирования П-Ш классов [40]. Уравнивание нивелирных сетей осуществляется строгим способом, в соответствии с действующими нормативными документами. Уравнивание GPS-сети производится с помощью программного обеспечения, которое входит в комплект поставки аппаратуры.
Анализ результатов наблюдений показывает, что вертикальные смещения 90% рабочих реперов на Сибирском, практически всех на Шершневском и Архангельском месторождениях не превышают доверительные интервалы их определения (рис.2.3). Аналогичная ситуация наблюдается на Логовском, Уньвинском и Чашкинском месторождениях. Некоторые репера имеют оседания, выходящие за пределы точности их определения, однако в картине распределения этих оседаний не выделено четких особенностей. Наблюдаются колебания отметок реперов, которые скорее всего вызваны неустойчивостью реперов в болотистом грунте, структурными особенностями поверхности, геодинамическими и локальными техногенными процессами.
В качестве примера на рис.2.3 представлены результаты нивелирования по линии 1-І Сибирского месторождения за 2002, 2004 и 2006г. Можно утверждать, что величины вертикальных смещений реперов находятся в пределах точности наблюдений, но в то же время отмечается устойчивая тенденция незначительных оседаний земной поверхности над отрабатываемым месторождением [52].
Оседания реперов, которые превышают предельную СКП, составляют для Уньвинского месторождения не более 15мм, для Чашкинского месторождения не более 36мм. Оседания реперов на Юрчукском месторождении в целом также не превышают 20-22мм. Ряд реперов показывают поднятия реперов до 30мм, которые, скорее всего, связаны с пучением болотистых грунтов.
Упругие и прочностные свойства пород объектов исследований
Горные породы, слагающие месторождения нефти и газа, чрезвычайно разнообразны по своему составу, строению и свойствам. Продуктивные коллектора могут быть представлены как рыхлыми слабосцементированными песчаниками, так и весьма крепкими скальными породами, в покрывающей толще можно встретить пластичные глины или соляные породы. При большом разнообразии строения и свойств чрезвычайно трудно разработать такую модель, которая могла бы описать напряженно-деформированное состояние всех разновидностей пород. Поэтому в механике горных пород разработано большое количество моделей, отражающих особенности механического поведения различных типов пород. Число таких моделей постоянно увеличивается, они усложняются и начинают выявлять новые характеристики поведения горной породы. При этом, однако, возрастают требования к их параметрическому обеспечению, т.к. описание более сложных законов поведения породы требует введения и обоснования дополнительных экспериментальных констант. Сложность получения параметрического обеспечения может свести на нет преимущества использования более сложных и совершенных механических моделей. С другой стороны, чрезмерное упрощение модельных представлений может приводить к бессмысленным результатам [84].
В этой связи применяемые модели должны, с одной стороны, отражать наиболее важные особенности механического поведения объекта, а с другой стороны, они должны быть достаточно простыми, чтобы их можно было использовать без чрезмерных затрат времени и средств. В настоящей работе в качестве основной механической модели пород-коллекторов принята так называемая "шатровая" модель. В мировой практике данная модель получила наибольшее распространение при расчетах напряженного состояния коллекторов месторождений нефти и газа в процессе падения пластового давления, т.к. она хорошо подходит для расчета деформаций насыщенных пористых сред. Применение шатровой модели обеспечивает представительные результаты для большинства типов коллекторов.
Как было показано в главе 1, при расчетах напряженно-деформированного состояния горных массивов на месторождениях нефти и газа одной из важных задач является оценка интенсивности техногенных сейсмических явлений, для чего необходимы специальные модели, учитывающие контактные характеристики деформирования по плоскостям ослаблений. В этой связи также будет представлена модель деформирования скальных пород по системам трещин, в которой используется полная диаграмма деформирования пород по плоскостям раздела.
Шатровые модели (cap-models) впервые были предложены исследователями из Кембриджского университета для описания свойств нормально уплотненных глин (Roskoe К.Н., Burland J.B. [166]). Однако широта предложенных модельных представлений позволили с успехом использовать их в дальнейших модификациях для переуплотненных грунтов и даже полускальных и скальных пород (Britto А, Carter J.P., Pande G.N., Pietruszczak S., Schofield, A., Wroth P., Zienkiewicz O.C., Zhou F [158,159,161,167,169,174,176,177] и др.). Значительная аналогия поведения под нагрузкой грунтов и пористых пород-коллекторов позволяют использовать для описания их напряженно-деформированного состояния одни и те же уравнения механики пористых консолидированных сред.
Основные уравнения модифицированной шатровой модели (МССМ - Modified Cam Clay Model) формулируются при рассмотрении стандартных компрессионных испытаний, т.е. дренированного нагружения образца грунта в стабилометре эффективными напряжениями Gi а2= а3 (рис.3.1).
Вводится эффективное гидростатическое напряжение а, девиаторное напряжение q и коэффициент пористости е, как отношение объема пор к объему твердого тела: а = (1/3)-(GI+2G3); q = Gi - о3; e=n/(l-n), где п- пористость. Изменение коэффициента пористости при нагрузке и разгрузке для большинства нормально консолидированных грунтов можно представить в виде линейной функции от логарифма гидростатического напряжения ст (рис.3.1). коэффициент пористости
Линия первичной гидростатической нагрузки обозначается как линия нормальной консолидации (NCL). Семейство линий, возникающих при серии разгрузок, обозначаются как к-линии (рис.3.1). Деформирование образца при разгрузке и повторной нагрузке считается упругим. Очевидно, что при нагрузке и разгрузке имеют место соотношения: 100 e = N-X-lna; е = ек-к-1пст, (3-1) где X, к - углы наклона прямых соответственно при нагрузке и разгрузке; N, ек-начальные значения коэффициента пористости. Если в процессе трехосных компрессионных испытаний образец грунта постепенно сдвигается (рассматривается вариант чистого сдвига, т.е. величина ст остается неизменной), то достигается так называемое критическое состояние, соответствующее началу разрушения. Множество точек, соответствующих критическому состоянию при различных ст, образует линию критического состояния (CSL). В координатах a - q линия критического состояния CSL описывается уравнением прямой
Прогноз напряженно-деформированного состояния горного массива Астраханского газоконденсатного месторождения
Установлено, что сжимаемость пор гранулярных и трещинно-кавернозных коллекторов зависит от величины всестороннего эффективного давления (а-р). Абсолютное значение давления жидкости, насыщающей образец, не оказывает влияния на величину коэффициента сжимаемости пор рп в том случае, если механические свойства скелета породы не зависят от пластового давления. При пластовых давлениях, характерных для нефтяных и газовых месторождений, это условие выполняется с достаточной степенью точности. Это дает основание выражать величину коэффициента сжимаемости пор рп в зависимости от эффективного напряжения даже в том случае, если эксперименты проводятся при нулевом избыточном давлении жидкости в образце [30].
В настоящее время разработаны установки, которые позволяют проводить комплексные исследования физических свойств насыщенных пород (сжимаемости, пористости, проницаемости, удельного электросопротивления и т.д.) в условиях всестороннего сжатия [30]. Подробное изложение методик и особенностей изучения сжимаемости коллекторов имеется во многих источниках, например, в монографии В.М.Добрынина [30].
Т.о., для расчета объемных деформаций коллекторов необходимы три коэффициента сжимаемости, из которых два являются независимыми. Коэффициент сжимаемости твердой фазы ртв характеризует сжимаемость минеральных зерен, слагающих скелет коллектора, и поэтому наиболее близок к коэффициенту сжимаемости сплошного упругого тела. Для песчано-глинистых коллекторов В.М. Добрынин [30] рекомендует использовать значение сжимаемости твердой фазы ртв = 0,030 ГПа"1, а для карбонатных - значение ртв= 0,025 ГПа"1. Также В.М. Добрынин указывает, что коэффициент сжимаемости твердой фазы песчаных и карбонатных коллекторов на один-два порядка ниже, чем коэффициент сжимаемости пор. Поэтому объемная деформация пористых пород возникает главным образом за счет деформаций порового пространства, и сжимаемость пор является главной характеристикой при изучении объемных деформаций коллекторов. Экспериментальные данные, приведенные в монографии [30], говорят о том, что коэффициент сжимаемости пор Рп является сложной функцией петрографического состава породы. Однотипные по составу породы могут иметь различные значения рп. Также Рп зависит от всестороннего эффективного давления. Для всех осадочных горных пород наблюдается закономерное уменьшение рп с ростом давления.
Экспериментальные данные говорят о том, что в достаточно большом интервале напряжений зависимость между рп и логарифмом всестороннего эффективного давления может быть аппроксимирована прямой линией. Поэтому сжимаемость порового пространства коллекторов можно охарактеризовать компрессионной зависимостью, т.е. зависимостью пористости (или коэффициента пористости) образца от всестороннего эффективного давления (рис.3.18). Первичное увеличение всестороннего давления ведет к уменьшению пористости (линия первичной нагрузки). При снятии нагрузки пористость восстанавливается только частично (линия разгрузки), т.е. часть деформаций является необратимой. При повторном нагружении пористость будет уменьшается вдоль линии разгрузки до тех пор, пока всестороннее давление не превзойдет ранее достигнутой максимальной величины. После этого пористость вновь будет уменьшаться вдоль линии первичного нагружения. Для линеаризации экспериментальных кривых используются логарифмические координаты, как показано на рис.3.18. Угловые коэффициенты линий нагрузки и разгрузки в координатах е-1п(р) называются, как уже говорилось в разделе 3.1, соответственно коэффициентами компрессии А, и декомпрессии к. Компрессионная зависимость дает полное представление о деформируемости порового пространства, т.к. с ее помощью можно найти коэффициент сжимаемости пор в заданном интервале всестороннего давления:
Исходя из этих соображений, в настоящей работе при изучении сжимаемости пород-коллекторов использовались прежде всего компрессионные испытания для определения сжимаемости порового пространства. Поскольку сжимаемость твердой фазы значительно меньше сжимаемости пор, то общую сжимаемость породы можно без большой погрешности определить по формуле (3.57) с помощью табличных значений ртв. Компрессионные испытания коллекторов объектов исследования выполнялись в институтах "ТюменНИИгипрогаз", "ПермНИПИнефть", "СургутНИПИнефть". Примеры полученных компрессионных кривых показаны на рис.3.19-3.20, значения компрессионных параметров для ряда образцов приведены в табл.3.7. Испытания показали, что в интересующем нас интервале напряжений пористость действительно можно представить в виде линейной функции от логарифма всестороннего давления. Это дает основание применять для расчета деформаций коллекторов шатровую модель, представленную в разделе 3.1.
Довольно большой объем компрессионных испытаний был выполнен для Шершневского месторождения, расположенного на севере Пермского края [4]. Всего компрессионные зависимости были получены для 12 образцов бобриковского объекта.
Похожие диссертации на Научные основы методов прогноза напряженно-деформированного состояния горных пород при разработке месторождений нефти и газа
