Механические свойства горных пород

Карбонатность горных пород

Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО₃, доломита – СаСО₃· МgСО₃, соды – Na₂СО₃, поташа – K₂СО₃, сидерита – FeСО₃ и других.

Общее количество карбонатов относят обычно к содержанию известняка (СаСО₃), потому, что углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.

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 = CаCl₂ + CO₂↑ + H₂O. (1.21)

По объёму выделившегося газа (CO₂) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО₃).

Лекция 3

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.

Так, например, от упругих свойств горных пород и упругости пластовых жидкостей зависит перераспределение давления в пласте во время эксплуатации месторождения. Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления, может быть значительным источником энергии, под действием которой происходит движение нефти по пласту к забоям скважин. Действительно, если пластовое давление снижается, то жидкость (вода и нефть) расширяется, а поровые каналы сужаются. Упругость пород и жидкостей очень мала, но вследствие огромных размеров пластовых водонапорных систем в процессе эксплуатации значительное количество жидкости (упругий запас) дополнительно вытесняется из пласта в скважины за счет расширения объема жидкости и уменьшения объема пор при снижении пластового давления.

При рассмотрении физических свойств горных пород следует учитывать, что в зависимости от условий залегания механические свойства породы могут резко изменяться.

Основные факторы, определяющие физико-механические свойства породы, следующие:

1) глубина залегания породы, определяющая величину давления, испытываемого породой от веса вышележащей толщи (горное давление);

2) тектоника района, определяющая характер и степень интенсивности испытанных породой деформаций;

3) стратиграфические условия залегания;

4) внутрипластовое давление и условия насыщения пор жидкостями.

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

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

Горные породы, налегая друг на друга, находятся в определенном напряженном состоянии, вызванном собственным весом пород и определяющимся глубиной залегания и характером самих пород. До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от собственного веса

вышележащих пород и возникающие в породе ответные напряжения находятся в условиях равновесия. Составляющие этого нормального поля напряжений имеют следующие значения.

По вертикали

, (1.22)

где – вертикальная составляющая напряжений; ρ – плотность породы; – ускорение силы тяжести; Н — глубина залегания пласта.

По горизонтали (в простейшем случае)

, (1.23)

где п — коэффициент бокового распора.

Величина п для пластичных и жидких пород типа плывунов равна единице (и тогда горизонтальное напряжение определяется гидростатическим законом), а для плотных и крепких пород в нормальных условиях, не осложненных тектонически, коэффициент бокового распора выражается во многих случаях долями единицы.

Величина коэффициента бокового распора и горизонтального давления может быть приближенно оценена из следующего.

Согласно закону Гука относительная деформация тела (отношение приращения того или иного размера тела к первоначальной его величине) е в пределах упругих изменений прямо пропорциональна напряжению σ и обратно пропорциональна коэффициенту упругости Е, называемому также модулем Юнга, т. е

.

В связи с тем, что характер деформации тела связан с направлением напряжения, отношение поперечной деформации сужения или расширения () к продольной деформации удлинения или сжатия () называется коэффициентом Пуассона ().

Выделим элементарный объем горной породы (рис.). Относительная деформация, которую это тело получило бы, например, вдоль оси х при сжатии его тремя взаимно-перпендикулярными, равномерно распределенными силами, выраженными главными напряжениями (; ), была бы равна

, (1.24)

где E — модуль Юнга в Н/м²; ν — коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона).

Eсли принять, что в процессе осадконакопления происходило только сжатие пород в вертикальном направлении, а в горизонтальном направлении деформаций не происходило, то

.

Тогда, исходя из уравнения (1.24), получим

. (1.25)

т.е. коэффициент бокового распора

. (1.26)

Если принять для пород значение коэффициента Пуассона равным ν = 0,3, то получим

(1.27)

Формула (1.25) выведена для условий, когда справедливо предположение об отсутствии деформаций 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.

С появлением скважины изменяется напряженное состояние пород, так как происходят возмущения в естественном поле напряжений. В глубине пластов породы всесторонне сжаты, а по мере приближения к скважине они будут находиться в условиях, близких к одноосному сжатию. В результате пластичные породы (некоторые глины и глинистые сланцы) частично выдавливаются в скважину и удаляются в процессе бурения. В результате вертикальное горное давление на породы нефтяного пласта в районе скважины оказывается частично уменьшенным. При этом в районе скважины в простом естественном поле напряжений появляется зона аномалий. В горном деле установлено, что область аномалий, имеющая практическое значение, невелика; она только в несколько раз превосходит размеры горной выработки.

Из сказанного следует, что горные породы в продуктивных пластах могут находиться в условиях различного напряженного состояния. Это надо учитывать при работах, связанных с воздействием на пласт с целью разрушения пород призабойной зоны и образования искусственной трещиноватости, проводимых для улучшения притока нефти в скважины.

Важное значение в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений имеют деформации пород, происходящие в процессе эксплуатации месторождения вследствие изменения пластового давления, которое может уменьшаться со временем и вновь восстанавливаться при искусственных методах поддержания давления в залежи.

Как уже упоминалось, горная порода в пласте находится в сложных условиях напряженного состояния. При этом вертикальные и горизонтальные напряжения в основном не равны между собой. Так как в большинстве случаев истинный характер распределения напряжений в различных направлениях остается неизвестным, напряжения в породе в глубоко залегающих горизонтах оценивают некоторой средней величиной, полагая, что на большой глубине они не зависят от направления. На этом основании средние напряжения в скелете породы оценивают по законам гидростатики.

Рис. 1.5

Представим себе элемент породы (рис.1.5), заключенный в непроницаемую эластичную оболочку и испытывающий горное давление с, а в порах пласта, насыщенного жидкостью,— давление р. До начала эксплуатации залежи пластовое давление жидкости способствует уменьшению нагрузки, передающейся на скелет породы от массы вышележащих отложений (если кровля пласта непроницаема). Тогда давление на скелет породы (эффективное давление)

(1.28)

где р_гор — горное давление, остающееся постоянным в процессе эксплуатации залежи; р_пл — пластовое давление.

При извлечении нефти на поверхность пластовое давление падает, и давление на скелет пород р_ск увеличивается. Если затем увеличить р_пл, давление вышележащих пород на скелет пласта уменьшится. Наибольший интерес для разработки и эксплуатации нефтяных месторождений представляет изменение объема порового пространства пласта при уменьшении пластового давления.

Установлено, что при падении пластового давления объем порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих усилий, передающихся на скелет от веса вышележащих пород. При этом зерна породы испытывают дополнительную деформацию и пористость среды уменьшается также вследствие перераспределения зерен и более плотной упаковки их и изменения структуры пористой среды.

На величину объема пор оказывают влияние цементирующие вещества породы, обладающие иногда большей упругостью, чем зерна скелета, и участвующие в процессе переукладки зерен породы.

Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие возрастания сжимающих усилий, передающихся на пласт от веса вышележащих пород.

Объем V внешнего скелета пористой среды складывается из объемов твердой фазы и порового пространства и поэтому с изменением в породах среднего нормального напряжения и пластового давления происходят упругие изменения всех трех упомянутых величин. Тогда объемная деформация пород при всестороннем сжатии описывается тремя коэффициентами сжимаемости, которые целесообразно определять по следующим соотношениям:

; (1.29)

; (1.30)

, (1.31)

где – коэффициенты сжимаемости породы, пор и твердой фазы.

Индексы при скобках указывают на условия определения частных производных: при постоянном давлении или постоянной разности напряжений .

Объемная деформация коллекторов в реальных условиях при всестороннем сжатии зависит одновременно от разности и от давления в порах . Эффективное напряжение определяет деформацию внешнего скелета породы, а изменение давления в пласте — деформацию твердой фазы. Тогда, с учетом формул (1.29), (1.30) и (1.31) относительные суммарные упругие деформации скелета, пор и твердой фазы будут определяться соотношениями

; (1.32)

; (1.33)

, (1.34)

где – открытая пористость коллектора.

Между — существует следующая связь

. (1.35)

Исследования показывают, что для большинства изученных пород нефтяных месторождений уменьшение или увеличение объема пор с изменением пластового давления происходит согласно закону Гука

, (1.36)

где V о — объем элемента пласта (или объем исследуемого керна) в м³; ΔV _пор — изменение объема пор этого керна при изменении пластового давления на Δр (в Па) в м³; β_С — коэффициент объемной упругости пористой среды в Па^-1:

Из формулы (1.36) следует, что коэффициент объемной упругости пористой среды характеризует относительное (по отношению ко всему выделенному элементу объема пласта) изменение объема порового пространства при изменении давления на 1 Па.

По лабораторным и промысловым данным для пород нефтесодержащих пластов установлено, что β_С = (0,3 ÷ 2)10^-10 1/Па.

Дата добавления: 2013-12-12