О важности механических свойств горных пород
реклама
О важности механических свойств горных пород: лабораторная проверка геомеханических данных Джон Кук Кембридж, Англия Рене А. Фредериксен Клаус Хасбо Hess Denmark Aps Копенгаген, Дания Сидни Грин Арнис Джадзис Дж. Уэсли Мартин Роберто Суарес-Ривера Солт-Лейк-Сити, Юта, США Йорг Хервангер Патрик Хойман Дон Ли Шейла Нёт Колин Сейерс Хьюстон, Техас, США Ник Куцабелулис Роберт Марсден Брэкнелл, Англия Мортен Г. Стейдж DONG Energy Хёрсхольм, Дания Чи Фуат Тан Куала-Лумпур, Малайзия Благодарим за помощь в подготовке данной статьи: Бена Элбела (Даллас, Техас, США), Иэна Уолтона (Рошарон, Техас, США) и Смэйна Зиру (Кламар, Франция). Также благодарим компании Hess Denmark ApS, DONG Exploration and Production A/S, Noreco ASA и Danoil за предоставленную информацию об их работе в Северном море. ECLIPSE, Petrel, TerraTek, UBI (Ultrasonic Borehole Imager) и VISAGE являются товарными знаками компании Schlumberger. 44 Механические напряжения и давление оказывают воздействие на каждый продуктивный пласт и ствол скважины и каждую компоновку заканчивания. Процессы бурения, добычи и закачки изменяют эти напряжения и давления, иногда нанося существенный ущерб эксплуатирующим компаниям. Благодаря достижениям в измерении, моделировании и мониторинге геомеханических процессов компании-операторы сегодня способны прогнозировать либо предотвращать осложнения, возникающие в результате воздействия изменяющихся напряжений и давления на разработку в течение всего срока эксплуатации месторождений, от оценки до консервации. Стоит измениться напряжению, приложенному к горной породе, — и она деформируется, изменяя свой объем, геометрию и пути перемещения флюидов внутри нее. Напряженное состояние пласта может зависеть от различных факторов, включая тип породы, условия осадконакопления, региональную тектонику, процессы эрозии и поднятия, локальную сейсмическую активность и даже приливные воздействия. Влияние этих факторов еще более усложняется благодаря различиям в минералого-петрографическом составе горных пород. Геологоразведочные и добывающие компании проявляют возрастающий интерес к поведению пластов под воздействием изменяющихся напряжений. Бурение, добыча и закачка приводят к изменению напряжений в пластах, достигших перед этим равновесия на протяжении геологических времен. Если не учитывать эти изменения, то масштаб проблем и расходов может существенно превзойти предварительные оценки эксплуатирующей компании. Чтобы охарактеризовать пластовые напряжения и деформации, компании привлекают геомеханику. В рамках этой обширной дисциплины меха- ника твердого тела и текучих сред, физика и геология вместе с технологическими расчетами используются для выяснения того, как породы и содержащиеся в них флюиды реагируют на силовое воздействие или же на изменения напряжений, давления и температуры, вызванные процессами бурения, заканчивания скважин и добычи. В прошлом большинство буровых и добывающих подразделений не уделяли особого внимания пластовым напряжениям и геомеханике. Многие пласты считались технически простыми и были подвергнуты лишь ограниченному истощению. Однако истощение запасов и высокие цены на нефть подталкивают операторов к бурению все более глубоких и сложных скважин; в то же время срок эксплуатации месторождений в стадии падающей добычи удается продлить благодаря использованию новых технологий. Таким образом, операторы все больше обращаются к геомеханике для оценки осложнений, которые могут возникнуть во время бурения и добычи. Это особенно касается тех компаний, которые хотят защитить свои капиталовложения в случае дорогостоящего заканчивания скважин в условиях Нефтегазовое обозрение Максимальное главное эффективное напряжение σ1 Прочность на одноосное сжатие Прочность на растяжение Минимальное главное эффективное напряжение σ3 высокой температуры и давления, в тектонически активных районах или на сверхглубоководных месторождениях. Недостаточное понимание важности геомеханики может иметь очень серьезные последствия. Чрезмерные потери бурового раствора, неустойчивость ствола скважины, смятие или сдвиг обсадной колонны, осадка поверхности, вынос песка, активация разломов и нарушение изоляционных свойств покрышки коллектора — все это может быть проявлением изменяющихся напряжений в пласте. Осень 2007 Часто операторы вынуждены своевременно реагировать на изменения напряжений или минералого-петрографического состава пород при бурении или добыче, в то время как существует более предусмотрительный альтернативный подход, базирующийся на использовании анализа кернов и геомеханического моделирования деформаций, напряжений и прочности горных пород для достижения более качественного проектирования скважин и планирования разработки месторождений. Этому способствует и открытие Центров передового опыта по геомеханике в Брэкнелле (Англия), Хьюстоне (Техас, США) и Солт-ЛейкСити (Юта, США). В настоящей статье обсуждаются достижения в области лабораторных методов геомеханических испытаний, в области моделирования напряженно-деформированного состояния месторождений, а также мониторинга месторождений. Примеры прикладных исследований, проведенных в Центрах передового опыта «Экспериментальная геомеханика» и «Геомеханика месторождений» компании Schlumberger, показывают, как эта дисциплина помо45 σV σH σH σh σV Рис. 1. Напряжения, действующие в пласте, и главные напряжения. Напряжения, действующие на элементарный кубический объем материала геологической среды, обозначены σ V , σ H и σ h , где V указывает на вертикальное направление, Н обозначает направление максимального горизонтального напряжения, а h — направление минимального горизонтального напряжения. Для простоты часто предполагается, что эти направления совпадают с осями главных напряжений, хотя главные оси могут быть повернуты относительно них на значительный угол. Главные напряжения обычно обозначаются как σ 1 , σ 2 и σ 3 , в порядке уменьшения величины. Если направления главных напряжений не совпадают с вертикалью и горизонталью, то имеются и напряжения сдвига, действующие на поверхности куба представленной ориентации. гает оптимизировать бурение и добычу на месторождениях со все более сложными пластовыми условиями. Напряжения в геологической среде Напряжения, действующие на пласт, могут различаться по механизму возникновения, величине и направлению. Естественные вертикальные напряжения в пласте создаются главным образом весом перекрывающей толщи. Обычно в основе горизонтальных напряжений также лежит гравитационная составляющая, которая может увеличиваться из-за тектоники, тепловых эффектов и геологического строения. Кроме того, на величину и ориентацию напряжений и реакцию породы на их действие влияют и другие факторы, такие, как литология, поровое давление и температура. 46 Напряжение (определяемое как сила, действующая на выбранную площадку) включает нормальную и сдвиговую составляющие. Нормальное напряжение σ — это напряжение, приложенное перпендикулярно площадке или поверхности образца, а напряжение сдвига τ приложено вдоль площадки. Математически существует единственная ориентация ортогональных осей, задающих направления напряжений, при которой все напряжения сдвига равны нулю. Такая ориентация определяет главные оси напряжений, в которых все действующие напряжения строго нормальны. Во многих случаях главные оси тензора напряжений в пласте предполагаются ориентированными вдоль вертикали и горизонтали (рис. 1), однако это не всегда так. Величина и ориентация напряжений в геологической среде изменяются из-за ее структурных особенностей, например, из-за падения пласта, которое может отклонять направления главных напряжений от горизонтали и вертикали. Это также может происходить из-за наличия разломов, соляных диапиров, горных массивов и других сложных структур. 1 В недрах, где деформация ограничена, эти три компонента напряжений взаимосвязаны, и любое изменение напряжения в одном направлении сопровождается его изменением по ортогональным осям. Например, при продолжительном осадконакоплении с увеличением глубины залегания результирующий рост вертикального геостатического напряжения может вызвать изменение горизонтального напряжения, в зависимости от возможности перемещений породы в направлении простирания пластов. Это перемещение обычно сдерживается окружающими пластами, которые ограничивают деформацию пласта. Различия в пластовых свойствах могут приводить к перепадам напряжений между соседними литологическими образованиями. В свою очередь, анизотропия пластовых свойств может обусловить возникновение различных горизонтальных напряжений по разным направлениям. Реакция горной породы на приложенное напряжение выражается в различных деформациях, вызывающих изменения объема и формы, которые часто сопровождаются изменениями свойств породы (рис. 2). Прежде чем происходит окончательное разрушение породы, деформация проходит путь от обратимой (упругой) до необрати1. Addis MA: “The Stress-Depletion Response of Reservoirs,” paper SPE 38720, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, October 5–8, 1997. 2. Geertsma J: “Land Subsidence Above Compacting Oil and Gas Reservoirs,” paper SPE 3730, presented at SPE-AIME European Spring Meeting, Amsterdam, May 16–18, 1972. 3. Подробнее о траекториях напряжений см.: Crawford BR and Yale DP: “Constitutive Modeling of Deformation and Permeability: Нефтегазовое обозрение Rhett DW and Teufel LW: “Effect of Reservoir Stress Path on Compressibility and Permeability of Sandstones,” paper SPE 24756, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Washington, DC, October 4–7, 1992. Scott TE: “The Effects of Stress Paths on Acoustic Velocities and 4D Seismic Imaging,” Осень 2007 Область упругой деформации Напряжение Предел текучести Область пластической деформации Деформация Пове разрушрхност растя ения ь жен пр ии и Напряжение сдвига Q = σ1 – σ3 Рис. 2. Диаграмма зависимости деформации от напряжения. Упруго-деформированные горные породы запасают энергию деформации при изменении своего объема. При снятии приложенных граничных напряжений порода возвращается в исходное состояние, а энергия деформации возвращается на исходный уровень. В случае достижения большего напряжения породы испытывают неупругое деформирование, при котором происходят необратимые внутренние структурные изменения (начиная с предела текучести), такие, как появление микротрещин растяжения, дробление зерен или скольжение вдоль межзеренных границ. Эти изменения приводят к постоянной объемной деформации, часто называемой пластической деформацией. Дальнейшее повышение напряжения в конечном итоге вызывает разрушение породы (на пределе разрушения), примером чего может являться дробление или растрескивание зерен и цемента или растворение минералов. Запрещенные состояния ушения разр Повер хнос остьсдвиге н Начал х ть у ьная вер при пло ь п По т ове тне с о рхн е н ни и х н о е р я с н е т ть в о о л п п у з я а Ра н ь Уплотнение ел Упругая область ед Пр ния Relationships between Critical State and Micromechanics,” paper SPE/ISRM 78189, presented at the SPE/ISRM Rock Mechanics Conference, Irving, Texas, October 20–23, 2002. Предел разрушения тне ло уп мой (пластической). Деформация сжатия, растяжения или сдвига может привести к уплотнению, расширению, смещению или повороту, заканчиваясь в итоге разрушением породы в режиме сдвига, растрескивания или раскалывания. Помимо величины действующего напряжения, реакция породы также существенно зависит и от ее типа, сцементированности, пористости и глубины залегания. Деформация в песчаниках зависит от размера, формы и количества площадок контакта между отдельными зернами породы, а в известняках — от структуры и прочности его скелета. 2 Небольшое увеличение напряжения обычно приводит к небольшой деформации породы, после которой она может вернуться в исходное состояние. Однако с некоторого момента порода начнет деформироваться необратимо или разрушаться. Режим деформирования и разрушения определяется соотношением между приращениями максимальных и минимальных главных напряжений, что можно проиллюстрировать диаграммой деформирования и разрушения (рис. 3). Полный путь изменения главных напряжений называется траекторией напряжений. 3 В нефтегазовой геомеханике принято характеризовать траекторию напряжений параметром K, который представляет собой отношение изменений минимального эффективного горизонтального напряжения и эффективного вертикального (геостатического) напряжения в процессе снижения пластового давления относительно исходных пластовых условий: K = Δσ 3 /Δσ 1 . K также можно выразить через изменения напряжения сдвига Q и среднего напряжения P’, показанные на диаграмме деформирования и разрушения. 4 Среднее эффективное напряжение P' = (σ1 + σ2 + σ3)/3 Рис. 3. Диаграмма деформирования и разрушения. Различные режимы деформации и разрушения можно представить как функции напряжения сдвига Q и среднего эффективного напряжения P’. При относительно малом P’ и большом Q разрушение геоматериала обычно происходит в виде локального сдвига вдоль плоскости, находящейся под некоторым углом к осям главных напряжений. При относительно большом P’ и малом Q может произойти уплотнение породы за счет закрытия пор. (Scott, сноска 3). The Leading Edge 26, no. 5 (May 2007): 602–608. Teufel LW, Rhett DW and Farrell HE: “Effect of Reservoir Depletion and Pore Pressure Drawdown on In-Situ Stress and Deformation in the Ekofisk Field, North Sea,” Proceedings of the 32nd US Rock Mechanics Symposium. Rotterdam, The Netherlands: A.A. Balkema (1991): 63–72. 4. Существуют соотношения, связывающие параметр наклона траектории напряжений, напряжение сдвига и среднее эффективное напряжение. Коэффициент K, характеризующий траекторию напряжений, можно выразить как K = Δσ 3 / Δσ 1, напряжение сдвига Q представляется как Q = σ 1 – σ 3, а среднее эффективное напряжение P’ записывается как P’ = (σ 1+σ 2+σ 3)/3. В лабораторных испытаниях на одноосное напряжение, когда минимальное и среднее главные напряжения считаются равными (σ 2 = σ 3), наклон η в плоскости P’–Q, соответствующий данному K, определяется следующим уравнением (Crawford and Yale, сноска 3): 47 σh = 2 000 фунт/дюйм2 σH = 3 000 фунт/дюйм2 σH = 3 000 фунт/дюйм2 Ствол скважины σh = 2 000 фунт/дюйм2 Кольцевое напряжение, фунт/дюйм2 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 Рис. 4. Горизонтальная проекция кольцевых напряжений вокруг вертикальной скважины. В представленном случае поровое и скважинное давления равны, а максимальное и минимальное эффективные давления в пласте составляют 2 000 и 3 000 фунт/дюйм 2 (13,8 и 20,7 МПа) соответственно. Кольцевое напряжение, зависящее от расстояния от скважины и азимута, является сильно сжимающим в направлении минимального горизонтального напряжения σ h (красные области выше и ниже скважины), достигая почти 7 000 фунт/дюйм 2 (48,3 МПа). С наибольшей вероятностью разрушение стенок скважины произойдет вдоль этой оси. (Sayers et al, сноска 9). Достаточно малые значения параметра траектории напряжений К указывают на то, что порода будет разрушаться в режиме сдвига с образованием плоскости сдвига. По мере роста горизонтального геостатического напряжения, действующего на породу, прочность на сдвиг будет увеличиваться. В случае бóльших значений К порода будет уплотняться, а ее пористость снижаться. Это наиболее характерно для мягких высокопористых пород, таких, как мел, высокопористые песчаники и диатомиты. 5 Некоторые другие породы (например, соли) под воздействием дифференциальных напряжений могут проявлять текучесть с течением времени, при этом уменьшаются напряжения сдвига, и напряженное состояние смещается в сторону гидростатического сжатия. При управлении разработкой месторождений нефтегазодобывающие компании должны учитывать множество факторов, влияющих на напряжения в пласте, не все из которых обусловлены воздействием перекрывающей толщи или тектоникой. Локальные изменения 48 ориентаций и величин напряжений могут зависеть также и от порового давления, перепадов температур и химических взаимодействий. Напряжения и поровое давление взаимосвязаны. 6 В поровом пространстве горной породы напряжение передается жидкостям или газам в виде давления. Величина давления, действующего в жидкости, одинакова по всем направлениям. Жидкость реагирует на сжатие возникновением равного по величине, но противоположного по знаку (направленного наружу) давления. Поровые флюиды, находящиеся под давлением, несут на себе некоторую часть нагрузки, действующей на пласт в целом. Таким образом, поровое давление является важным компонентом полного напряжения, действующего в объеме породы. Температура также вносит свой вклад в полное напряженное состояние. Разница между температурами бурового раствора и пласта вызывает теплоперенос между этими двумя средами. При низкой теплопроводности, характерной для большинства горных пород, такие температурные изменения могут приводить к возникновению достаточно больших градиентов деформаций, способных вызвать значительные разрушения породы и переориентацию напряжений. Поскольку коэффициент теплового расширения воды, заполняющей поровое пространство, гораздо больше, чем у пористого скелета, то тепло, переходящее от бурового раствора в пласт, вызовет большее объемное расширение порового флюида с соответствующим повышением порового давления. 7 Тепловое расширение скелета поровой горной породы в стесненных условиях приводит к дальнейшему росту напряжений. Снижение способности бурового раствора поддерживать устойчивость стенок скважины часто сопряжено с увеличением порового давления в пласте. Такое снижение несущей способности бурового раствора вместе с тепловым расширением скелета пористой среды ухудшает устойчивость ствола скважины. И наоборот, охлаждение пласта может повысить устойчивость ствола скважины благодаря уменьшению порового давления и касательных напряжений в окрестности скважины. Снижение касательных напряжений может также привести к уменьшению давления гидроразрыва пласта (ГРП), а при дальнейшем снижении касательные напряжения становятся отрицательными и провоцируют возникновение локальных трещин гидроразрыва. Взаимодействия между породой и буровым раствором могут также влиять на напряжения и поровое давление. Особо чувствительными к буровым растворам являются глины, которые присутствуют в большинстве пробуренных разрезов. Эти низкопористые породы, насыщенные, как правило, пластовыми водами, могут вступать в химические реакции с некоторыми буровыми растворами. Если пласт разбуривается с использованием несовместимого бурового раствора, проникающий в него фильтрат может вызвать разбухание глин и их разупрочнение, чреватое последующей потерей устойчивости ствола скважины. Снижение устойчивости стенок скважины в глинах, прогрессирующее во времени, может также происходить под действием перепада Нефтегазовое обозрение давлений между буровым раствором в скважине и в порах пласта либо контраста соленостей бурового раствора и пластовой жидкости. 8 Кроме того, объемные изменения в глинах, происходящие в результате взаимодействий между глинами и буровым раствором, могут изменить ориентации и величины напряжений вокруг скважины. Таким образом, помимо локальных и региональных тектонических напряжений, играющих большую роль в деформировании горных пород, необходимо учитывать вклады, вносимые в локальное напряженно-деформированное состояние и другими факторами, такими как колебания порового давления, плотности бурового раствора и давления в скважине, а также температура и химический состав. Влияние этих факторов может ослабляться текстурными свойствами породы, характерными для локальной литологии, такими, как гранулометрический состав и распределение зерен и пор, минералогия и состав диагенетического цемента. Учитывая разнообразие реакций на изменение напряжений, очень важно, чтобы оператор обладал максимумом информации о породах, окружающих скважину, и условиях, в которых они находятся в настоящей момент и будут находиться в дальнейшем. Изменения напряжений Бурение и добыча влияют на локальное напряженно-деформированное состояние. Осложнения, возникающие при бурении, могут предвещать последующие затруднения на этапе добычи. Изменения напряжения могут вызвать разрушение горной породы в процессе бурения и потерю устойчивости ствола скважины. На более поздней стадии, после заканчивания скважины, такие изменения могут приводить к выносу песка. При некоторых других работах, проводимых в период эксплуатации месторождения, могут измениться поровое давление и температура, что в свою очередь может вызвать изменение напряжений, действующих на значительном удалении от ствола. Изменения напряжения оказывают влияние не только на пласт-коллектор, но и на соседние пласты. Процессы бурения нарушают исходное равновесие напряженного состояния в прискважинной зоне. По мере выработки цилиндрического объема горной породы напряжения, действовавшие на него, начинают перераспределяться на окружающие породы. При этом возникают касательные (кольцевые) напряжения, которые должны переноситься на породы, окружающие ствол скважины. Эти напряжения зависят от плотности бурового раствора, наклона ствола скважины, угла падения и азимута пласта, а также величины и ориентации напряжений вдали от скважины (σV, σH и σh). Кольцевые напряжения существенно зависят от радиуса и азимута ствола скважины.9 Величина этих напряжений может значительно превысить σH (рис. 4). Чаще всего при традиционном бурении давление бурового раствора используется, чтобы компенсировать механический подпор, изымаемый по мере выбуривания цилиндрического объема породы из пласта. По сути дела, буровики заменяют столб породы столбом бурового раствора. Однако, давление бурового раствора действует одинаково по всем направлениям и не может полностью уравновесить напряжения сдви- га в пласте, которые могут иметь выделенные направления. По мере того, как напряжения на стенках скважины перераспределяются, напряжения сдвига могут превысить предел прочности породы. Когда это происходит, ствол скважины необратимо деформируется или полностью разрушается. Типичными примерами геомеханических проблем, которые могут возникать при бурении, являются неустойчивость ствола скважины и растрескивание пласта. Это может приводить к финансовым потерям из-за потери бурового раствора, выбросов, прихватов, к необходимости спуска дополнительных обсадных колонн, бурения незапланированных боковых стволов и даже ликвидации скважины. Чтобы избежать возникновения неустойчивости ствола скважины, операторы должны разрабатывать программы бурения и обустройства скважин, учитывающие величины и направления напряжений, плотность бурового раствора, траекторию скважины и поровое давление до начала, в процессе и после завершения бурения скважины. Чтобы предотвратить осложнения, связанные с неустойчивостью ствола скважины, буровые подразделения контролируют давления, создаваемые буровым раствором. Этот контроль гидравлических эффектов в скважине представляет собой пример инженерного подхода к решению геомеханичесих проблем в нефтегазовой индустрии. Повреждения ствола скважины во время бурения, провоцируемые давлением бурового раствора, могут происходить по различными механизмам: 10 5. Doornhof D, Kristiansen TG, Nagel NB, Pattillo PD and Sayers C: “Compaction and Subsidence,” Oilfield Review 18, no. 3 (Autumn 2006): 50–68. 8. Gazaniol D, Forsans T, Boisson MJF and Piau JM: “Wellbore Failure Mechanisms in Shales: Prediction and Prevention,” paper SPE 28851, presented at the SPE European Petroleum Conference, London, October 25–27, 1994. Stabilization of Shales Exposed to WaterBased Drilling Fluids,” paper SPE 30499, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, October 22–25, 1995. 6. Addis, сноска 1. 7. Choi SK and Tan CP: “Modeling of Effects of Drilling Fluid Temperature on Wellbore Stability,” Proceedings, SPE/ISRM Rock Mechanics in Petroleum Engineering Symposium, Trondheim, Norway (July 8–10, 1998): 471–477. Li X, Cui L and Roegiers J: “Thermoporoelastic η= ∆σ 1 − ∆σ 3 ∆Q 3(1 − K ) = = . ∆P ' ( ∆σ 1 + 2 ∆σ 3 ) / 3 1 + 2 K Analysis for Inclined Borehole Stability,” Proceedings, SPE/ISRM Rock Mechanics in Petroleum Engineering Symposium, Trondheim, Norway (July 8–10, 1998): 443–452. Осень 2007 Mody FK and Hale AH: “A Borehole Stability Model to Couple the Mechanics and Chemistry of Drilling Fluid Interaction,” in Proceedings, SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam (February 22–25, 1993): 473–490. Tan CP, Rahman SS, Richards BG and Mody FK: “Integrated Approach to Drilling Fluid Optimization for Efficient Shale Instability Management,” paper SPE 48875, presented at the SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition, Beijing, November 2–6, 1998. van Oort E, Hale AH and Mody FK: “Manipulation of Coupled Osmotic Flows for 9. Sayers CM, Kisra S, Tagbor K, Dahi Taleghani A and Adachi J: “Calibrating the Mechanical Properties and In-Situ Stresses Using Acoustic Radial Profiles,” paper SPE 110089PP, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, USA, November 11–14, 2007. 10. Подробнее о проблемах устойчивости ствола скважины см.: Addis T, Last N, Boulter D, Roca-Ramisa L and Plumb D: “The Quest for Borehole Stability in the Cusiana Field, Colombia,” Oilfield Review 5, no. 2 & 3 (April/July 1993): 33–43. 49 5 320 Глубина, футы 5 321 5 322 5 323 5 324 5 5 325 0 –5 0 Радиус, дюймы 5 –5 Рис. 5. Треугольный вывал (breakout) стенок скважины. Представлены измерения ультразвуковым скважинным сканером Ultrasonic Borehole Imager (UBI), показывающие распределение повреждений, вызванных воздействием напряжений. В изотропном или поперечно-изотропном пласте, в котором свойства пород постоянны в плоскостях, перпендикулярных оси скважины, такие повреждения обычно направлены вдоль плоскости наименьшего горизонтального напряжения. • Разрушение при растяжении происходит при увеличении давления бурового раствора до тех значений, когда стенка скважины начнет растягиваться и в конечном итоге будет превышен предел прочности породы на растяжение. Это вызывает рост трещины в породе вдоль плоскости, перпендикулярной направлению минимального напряжения, и зачастую приводит к потере бурового раствора. • Разрушение при сжатии может стать результатом использования бурового раствора со слишком высокой или слишком низкой плотностью. В каждом из этих случаев происходит обрушение или откалывание горной породы с повреждением ствола скважины или образованием в нем треугольных вывалов (breakouts) (рис. 5). Если не 50 проводить надлежащей очистки скважины, то скопившиеся обломки породы могут вызвать прихват буровых колонн или инструмента при затекании или обрушении стенок. • Сдвиговое смещение происходит тогда, когда давление бурового раствора достаточно высоко, чтобы вызывать раскрытие существующих трещин, пересеченных скважиной. После раскрытия таких трещин происходит временный сброс напряжения вдоль плоскости раскрытия, что позволяет противоположным берегам трещины сдвигаться друг относительно друга, создавая небольшие, но потенциально опасные смещения вдоль ствола скважины. На устойчивость ствола скважины влияют и другие факторы, такие, как соотношение между наклоном скважины, углом падения пласта и вари- ации прочностных свойств по направлению, например, вдоль плоскостей напластования и по нормали к ним (рис. 6). Некоторая степень обрушения ствола — обычное явление для вертикальных скважин в глинистых сланцах с большим падением или наклонных скважин, полого пересекающих плоскости напластования глинистых сланцев. Это может происходить из-за пониженной прочности на сдвиг и растяжение вдоль плоскостей ослабления в сланцах. 11 Изучение вопроса прочности горной породы (ее способности выдерживать напряжение) указывает на то, что ее деформация и разрушение фундаментальным образом определяются ее минералого - петрографическим составом. 12 Минералого-петрографический состав породы может определять, способно ли данное напряжение приводить к ее деформированию или полному разрушению, он также может влиять на протяженность и ориентацию трещин или треугольных вывалов в скважине. Таким образом, хотя обычно считается, что треугольный вывал в скважине располагается вдоль оси минимального напряжения, он может переместиться в соответствии с расположением точек максимального ослабления породы в зависимости от характера напластования, цементации, минерального и гранулометрического состава. Для прогнозирования и предотвращения осложнений, подобных описанным выше, некоторые добывающие компании обращаются к специалистам по геомеханике Центра передового опыта по прогнозированию порового давления и анализу устойчивости ствола скважины компании Schlumberger. Специалисты этой группы расположены в Хьюстоне, Техас, США, однако, в то же время способны работать и обеспечивать техническую поддержку заказчикам по всему миру. Данная междисциплинарная группа активно помогает заказчикам в снижении рисков при бурении, заканчивании и эксплуатации скважин в сложных геомеханических условиях, в частности, для глубоководных разведочных скважин, скважин под солевыми отложениями и скважин в нетрадиционных газоносных и несцементированных пластах. Нефтегазовое обозрение За пределами прискважинной области Влияние геомеханических факторов может распространяться и за пределы прискважинной области — как в пласт, так и за его пределы, причем область их влияния может быть неизвестна до окончания разработки коллектора. Депрессия на пласт, создаваемая для обеспечения притока в скважину, сопровождается снижением давления в скважине ниже уровня порового давления в пласте, увеличивая риск разрушения горной породы. 13 При извлечении пластовых флюидов геостатическая нагрузка, частично поддерживаемая давлением флюида в порах, должна перераспределяться на скелет породы, окружающий поры. Результирующие изменения порового давления вызовут изменение полных и эффективных напряжений. Увеличившаяся нагрузка внутри породы приведет к деформациям или разрушениям различной степени, проявляющимся в скольжении и повороте зерен, пластической деформации, разрушении цемента на контактах между зернами или активации существующих трещин. 14 В более крупном масштабе изменения в скелете породы под действием напряжений, возникающих в процессе добычи, могут привести к закрытию пор и дополнительному уплотнению пласта-коллектора. 15 (В то же время уплотнение не всегда ведет к осложнениям — наоборот, в некоторых случаях режим разработки с уплотнением пласта помогает поддерживать давление нефти в некоторых коллекторах, увеличивая темпы притока к скважинам и извлекаемые запасы). 16 В результате операторам приходится бороться с осложнениями, связанными с осадкой поверхности, деформациями и смятием насосно-компрессорных труб, изгибами компонентов заканчивания скважины. Другие примеры возможных осложнений — снижение пористости и проницаемости, реактивация трещин, растрескивание пластов, вынос песка и нарушение изоляционных свойств покрышек. Геомеханические эффекты особенно существенно проявляются в подземных хранилищах газа, где периодические процессы закачки и извлечения приводят к изменениям давления в поровом пространстве пласта-коллектора. Повышение давления ведет Осень 2007 Рис. 6. Влияние пласта на устойчивость ствола скважины. Скважина может быть повреждена в результате совместного воздействия структурных и стратиграфических факторов. В данном случае неустойчивые слои перекрывают более прочный пласт вблизи гребня геологической структуры. В результате относительного перемещения происходит повреждение цемента и смятие обсадной колонны. к уменьшению эффективных напряжений, действующих в скелете горной породы, а его снижение увеличивает нагрузку на скелет, что повторяется периодически в каждом цикле закачки и извлечения газа. Хотя полное вертикальное геостатическое напряжение может оставаться неизменным, полные горизонтальные напряжения, действующие в пласте, могут изменяться вместе с давлением, как правило, уменьшаясь во время извлечения газа. Если создаваемые напряжения превысят предел упругости породы, то пористость и проницаемость, а так- 11. Aoki T, Tan CP and Bamford WE: “Stability Analysis of Inclined Wellbores in Saturated Anisotropic Shales,” in Siriwardane HJ and Zaman MM (eds): Computer Methods and Advances in Geomechanics: Proceedings of the Eighth International Conference on Computer Methods and Advances in Geomechanics, Morgantown, West Virginia, USA, May 22–28, 1994. Rotterdam, The Netherlands: A.A. Balkema (1994): 2025–2030. Yamamoto K, Shioya Y, Matsunaga TY, Kikuchi S and Tantawi I: “A Mechanical Model of Shale Instability Problems Offshore Abu Dhabi,” paper SPE 78494, presented at the 10th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE, October 13–16, 2002. 12. Понятие минералого-петрографического состава приблизительно охватывает минеральный состав и размер, форму, ориентацию и цементацию зерен компонентов в породе, включая их относительное расположение в виде микроскопических слоев или более крупных пропластков. 13. Cook J, Fuller J and Marsden JR: “Geomechanics Challenges in Gas Storage and же общая емкость хранилища могут необратимо уменьшиться. Более того, так как окружающие породы испытывают постоянные возмущения, вызываемые циклическими изменениями давления и напряжений, возможна активация близлежащих трещин. 17 Изменения, обусловленные добычей, могут также повлиять на горную породу за пределами продуктивных зон коллектора. Свойства пластаколлектора, такие, как пористость и проницаемость, могут изменяться в уже разрабатываемых пластах, приводя в свою очередь к неравномер- Production,” presented at the United Nations Economic and Social Council: Economic Commission for Europe: Working Party on Gas: Proceedings of 3rd Workshop on Geodynamic and Environmental Safety in the Development, Storage and Transport of Gas, St. Petersburg, Russia, June 27–29, 2001. 14. Sayers C M a n d S c h u t j e n s P M T M : “A n I n t r o d u c t i o n t o R e s e r v o i r Geomechanics,” The Leading Edge 26, n o . 5 ( M ay 2 0 0 7 ) : 5 9 7 – 6 0 1 . 15. Doornhof et al, сноска 5. Sayers C, den Boer L, Lee D, Hooyman P and Lawrence R: “Predicting Reservoir Compaction and Casing Deformation in Deepwater Turbidites Using a 3D Mechanical Earth Model,” paper SPE 103926, presented at the First International Oil Conference and Exhibition, Cancun, Mexico, August 31–September 2, 2006. 16. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk, Joint Chalk Research Monograph, RFRogaland Research, Stavanger, 1995. 17. Cook et al, сноска 13. 51 Давление в скважине, фунт/дюйм2 15 000 12 000 та лас п ие ен 9 000 тощ Ис Допустимая депрессия 6 000 3 000 0 0 3 000 6 000 9 000 12 000 15 000 Пластовое давление, фунт/дюйм2 Рис. 7. Изменения напряжений, вызванные добычей. В процессе истощения месторождения величины напряжений могут резко измениться. При таких условиях системы заканчивания или перфорационные каналы, изначально ориентированные в соответствии с направлениями максимальной устойчивости в начальный момент добычи, могут впоследствии стать неустойчивыми и разрушиться в ходе дальнейшей разработки. В данном примере горизонтальное перфорирование обеспечивает максимально безопасный перепад давления (синяя кривая), а также добычу без выноса твердой фазы. Однако по мере истощения месторождения и изменения напряжений этот ранее устойчивый перфорационный канал сомкнется, поэтому для добычи в течение всего периода эксплуатации месторождения предпочтительной становится вертикальная перфорация, хотя это и снижает безопасный перепад давления (красная кривая). (Marsden, сноска 18). ности их дренирования и истощения. Разработка пласта может также сопровождаться его уплотнением, при этом изменения давления и смещение прилегающих пластов вынужденно компенсируются вмещающими породами. Подобное уплотнение над продуктивным пластом приводит к изменениям в перекрывающих породах над ним, этот эффект описывается далее в настоящей статье. Изменения напряжений, действующих на продуктивный горизонт, могут вывести его из состояния равновесия с окружающими породами. Результатом является соответствующее перераспределение напряжения между истощающимся пластом или интервалом закачки и породой, непосредственно прилегающей к ним. Результирующая деформация пород может нарушить целостность систем заканчивания в интервале продуктивного пласта и в перекрывающей толще (рис. 7). Масштаб изменений напряжений, вызванных добычей, и возможные негативные последствия их воздействия на промысловые операции, объем 52 добычи и экономические показатели зависят от механических свойств горных пород, присутствия естественных трещин и разломов. 18 Чтобы понять и предугадать такие изменения в скважине и за ее пределами, операторы все чаще обращаются к новейшим методам геомеханических испытаний и моделирования. Лабораторная проверка геомеханических данных Несмотря на многолетний опыт проведения геомеханических исследований, большинство геологоразведочных и добывающих компаний продолжают сталкиваться с геомеханическими проблемами, вызванными бурением или добычей. Однако геомеханика — это гораздо больше, чем просто анализ напряжений. Хотя изменения полей напряжений могут полностью нарушить планы бурения и добычи, ориентация и величина напряжений и деформаций имеют лишь небольшое значение без привязки к самой породе, в которой они возникают. При этом разные породы могут очень сильно отличаются друг от друга. Кроме того, возникают сложности, обусловленные отчасти чрезмерно упрощенным описанием поведения породы и отчасти ограниченными возможностями моделирования и анализа, что усугубляется нехваткой комплексных данных о свойствах пород. Работы в этом направлении ведутся Центром передового опыта «Экспериментальная геомеханика – TerraTek» компании Schlumberger в Солт-Лейк-Сити, Юта, США. Компания TerraTek, Inc., была приобретена компанией Schlumberger в июле 2006 г. (см. «Экспериментальная геомеханика: испытания в экстремальных условиях», стр. 54). Современные системы и методы испытаний под высоким давлением, разработанные в Центре TerraTek, были созданы в попытках описания и прогнозирования перемещений грунта и образования кратеров в результате ядерных испытаний. Интерпретация и оценка этих испытаний невозможна без результатов измерения свойств горных пород под высоким давлением. Проведение таких измерений было очень сложной задачей, в ходе выполнения которой в TerraTek был совершен ряд технических прорывов. Требовались высокоточные данные по зависимости деформации от нагрузки, для получения которых были необходимы измерения в испытательных камерах под крайне высоким давлением. Ученые TerraTek проводили исследования по определению свойств горных пород при давлениях вплоть до величин порядка 150 000 фунт/ дюйм 2 (1 034 МПа). Полученные данные позволили провести анализ величины перемещений грунта, вызванных ядерным взрывом. Исследователи TerraTek провели десятки тысяч испытаний горных пород под высоким давлением. Впоследствии эти возможности были использованы для геомеханических исследований и в других областях, в том числе для решения проблем геотермальной энергетики, угледобычи, глубинного захоронения радиоактивных отходов, подземного хранения углевоНефтегазовое обозрение 18. Marsden R: “Geomechanics for Reservoir Management,” in Sonatrach-Schlumberger Well Evaluation Conference – Algeria 2007. Houston: Schlumberger (2007): 4.86–4.91. Осень 2007 50 000 фунт/дюйм2 A' A 0 фунт/дюйм2 50 000 фунт/дюйм2 0 фунт/дюйм2 50 000 фунт/дюйм2 0 фунт/дюйм2 50 000 фунт/дюйм2 B' B 2,0 фута 1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 0,9 1,0 фут 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 фунт/дюйм2 0 футов дородов и добычи нефти и газа. В настоящее время Центр передового опыта «Экспериментальная геомеханика – TerraTek» компании Schlumberger на регулярной основе проводит испытания горных пород, извлеченных с больших глубин, при давлениях до 30 000 фунт/ дюйм 2 (207 МПа) и выше — до 50 000– 60 000 фунт/ дюйм 2 (345– 414 МПа), если это необходимо для анализа прочностых свойств пород для проведения буровых или перфорационных работ. Помимо геомеханических испытаний под высоким давлением в этом Центре осуществляются полномасштабные лабораторные эксперименты по определению характеристик бурения и заканчивания. Специализированные лабораторные геомеханические испытания позволяют получить важнейшие данные для проектирования бурения и заканчивания скважины, а также для управления разработкой пласта. Но так было не всегда. Традиционный инженерный анализ добывного потенциала пласта и продуктивности скважин чаще всего не учитывал неоднородности коллекторских пород. Хотя степень неоднородности и можно было определить по данным газового каротажа бурового раствора, по фотографиям керна или по каротажу петрофизических параметров, эти характеристики никак не отражались в упрощенных однородных представлениях, применявшихся для моделирования пласта и происходящих в нем геомеханических процессов. Механические свойства горных пород часто считались одинаковыми в каждой точке геологического блока и одинаковыми по всем н а п р а в л е н и я м . Та к о й п о д х о д н е избежно приводил к недооценке роли свойств материала в геомеханике. Однако сегодня в отрасли начинают осознавать важность знания свойств горной породы и Рис. 8. Фотография керна, совмещенная с результатами испытания методом царапания. В методе используется острый резец, который проводится по поверхности керна с постоянным прижимным усилием. Глубину царапания, являющуюся показателем прочности породы (красные кривые), можно связать с механическими свойствами исследуемой породы. Интервалы, визуально похожие друг на друга (одинаковые оттенки серого, точки А и А’), могут обладать разной прочностью, тогда как интервалы визуально различные (более светлые и более темные оттенки серого, точки В и В’) характеризуются одинаковой прочностью. Изменчивость механической прочности по длине керна очень высока: от 8 000 до 23 000 фунт/дюйм 2 (55–159 МПа) при общей длине керна всего 8 футов (3,6 м). необходимость учитывать при геомеханическом исследовании изменения ее свойств. Еще одной сложностью в процессе проектно-изыскательных работ является то, что анализ пласта на каждой стадии, от геологического исследования до начала бурения и от стадии геологоразведочных работ до моделирования течения в пласте и управления добычей, обычно проводился независимо, без привязки к его масштабным характеристикам. До недавнего времени не имелось методологии, позволяющей согласовать этот процесс для каждой стадии. Однако развитие методик непрерывного профилирования свойств и многомерного кластерного анализа данных скважинного каротажа позволило создать используемую сейчас единую шкалу масштабной привязки для включения неоднородностей свойств пласта в разрабатываемые модели на всех этапах его анализа и оценки. Непрерывное профилирование. Определение свойств пород пласта методом царапания, также называемое непрерывным профилированием прочности на одноосное сжатие, позволяет провести количественную оценку изменчивости прочности, текстуры и состава образцов керна вдоль их поверхности. Эта изменчивость может быть увязана с изменчивостью и других свойств породы. Данный метод оказался чрезвычайно полезным для правильного определения фаций и неоднородностей, что ранее было сложно или невозможно осуществить с помощью одного только геологического описания или по каротажным диаграммам. Цифровые фотографии керна совместно с испытаниями методом царапания позволяют выполнить визуализацию текстурной неоднородности и обусловленной ею неоднородности прочностных свойств (рис. 8). (Продолжение на стр. 60) 53 Экспериментальная геомеханика: испытания в экстремальных условиях В Центре передового опыта «Экспериментальная геомеханика – TerraTek» компании Schlumberger в Солт-Лейк-Сити, Юта, США, изучают влияние геомеханических процессов на широкий диапазон геологоразведочных работ и операций при добыче углеводородов. Диапазон приложений включает следующие фундаментальные проблемы, стоящие перед операторами и ждущие своих решений: • Бурение и заканчивание скважин: оценка устойчивости ствола скважины, вероятности выноса песка и разрушения перфорационных каналов; анализ стыков многоствольных скважин, оценка устойчивости обсаженной скважины с обычными и расширяющимися хвостовиками. • Заканчивание скважин и интенсификация притока: выбор оптимальных мероприятий по заканчиванию с учетом механических и физических свойств горных пород; анализ вариантов по отложенной установке гравийного фильтра и направленного перфорирования; выбор и оптимизация методов интенсификации притока. • Планирование добычи в долгосрочной перспективе: исследование возможных режимов напряженно-деформированного состояния, вызывающих деформацию коллектора в ходе добычи; прогнозирование проседания поверхности и последующего снижения проница- 54 Рис. А. Стенд для испытания крупных блоков на многоосное напряжение с имитацией скважинных условий. Специалист опускает стальную плиту при подготовке к герметизации испытательной камеры. емости; анализ выноса мелких частиц, образующихся в процессе уплотнения, и связанной с этим деградации призабойной зоны; оценка вероятности смятия обсадной колонны. • Перекрывающие породы: испытание бурового раствора на совместимость с глинами; оптимизация выбора бурового раствора; оценка вероятности замедленного обрушения глин в результате взаимодействий между ними и буровым раствором; анализ тепловых эффектов, вызывающих замедленное обрушение глин. • Разведка и разбуривание неисследованных участков: разработка полевых и лабораторных Нефтегазовое обозрение корреляционных зависимостей для прогнозирования механических свойств и напряжений в пласте до начала и во время геологоразведочного бурения. Испытания проводятся в различных специализированных лабораториях в зависимости от типа испытываемого материала, технических требований заказчика и сложности исследования. Многие крупномасштабные испытания осуществляются в лаборатории заканчивания скважин. Одним из ее главных преимуществ является наличие стенда для испытания крупных блоков на многоосное нагружение, благодаря которому обеспечиваются контролируемые условия нагрузки для регистрации поведения породы в ходе квазистатического испытания. На этой установке исследователи могут одновременно измерять харктеристики деформации и динамический отклик образцов при нагружении с различной скоростью и до различных пределов. Этот стенд для испытаний крупных блоков можно использовать для моделирования различных скважинных условий и давлений. Диапазон применений стенда весьма широк — от анализа устойчивости ствола скважины до оценки вероятности выноса песка, нагрузки на хвостовик и песчаный фильтр, оценки эффективности перфорирования, а также моделирования ГРП. Внешняя часть стенда, размещенного в шахте, изготовлена из нескольких стальных колец, поставленных друг на друга. Они образуют оболочку внутренней камеры, в которой может поместиться блок горной породы Осень 2007 размером до 30 х 30 х 36 дюймов (76 х 76 х 91 см). Камера герметизирована стальными плитами, закрепленными на 12-ти больших стяжных стержнях (рис. А). На противоположных сторонах образца горной породы установлены три пары устройств баллонного типа, называемых плоскими гидравлическими домкратами, которые создают независимую трехосную нагрузку по каждому из трех направлений главных напряжений. Эти три пары домкратов находятся под внутренним давлением, при этом одна поверхность домкрата действует на поверхность образца, а другая — на стенку внутренней камеры испытательного стенда или на ее опорную плиту. Максимальное напряжение, которое можно приложить по каждому из трех направлений, составляет 8 000 фунт/ дюйм 2 (55 МПа), а максимальная разница между двумя горизонтальными напряжениями не превышает 2 000 фунт/ дюйм 2 (13,8 МПа). Напряжение по каждому из направлений можно контролировать независимо. На представленном испытательном стенде можно также контролировать поровое давление в образце. При подобных испытаниях образец горной породы помещается в тонкостенный стальной контейнер, а на верхнюю и нижнюю поверхность образца накладываются толстые резиновые листы для предотвращения утечки флюида, находящегося под давлением. Пористая обкладка вокруг блока, состоящая из проппанта, обеспечивает граничное условие с постоянным давлением. Каждое из трех главных напряжений, поровое давление Рис. Б. Стенд для испытаний на многоосное нагружение. На этой установке можно проводить испытания образцов размером до 12 х 12 х 16 дюймов (30 х 30 х 41 см). и давление в скважине контролируются с помощью специального программного обеспечения, которое, в частности, может быть запрограммировано на поддержание постоянного эффективного напряжения на блоке в ходе всего испытания. Для некоторых экспериментов требуется модельная проницаемая зона, ограниченная сверху и снизу непроницаемыми слоями. В таких случаях для подачи жидкости (которая может варьироваться от некоторого минерализованного раствора 55 Рис. В. Образец с измерительными устройствами, подготовленный для испытания на трехосное напряжение. Представленная экспериментальная установка применяется для измерения радиальной и осевой деформации, а также скорости продольных и поперечных волн. Данная конфигурация позволяет одновременно определить псевдостатические и динамические упругие свойства образца в условиях пластовых напряжений. Через керн, состоящий из чередующихся светлых и темных слоев алевролита и аргиллита, пропускаются ультразвуковые импульсы и измеряются скорости сейсмических волн в породе. Этот образец изолирован прозрачной полиуретановой пленкой, предотвращающей переток жидкости между зонами с внешним сжимающим давлением и поровым давлением. На данных стендах можно также проводить испытания по уплотнению при одноосной деформации, испытания толстостенных цилиндрических образцов и другие испытания со специально заданными траекториями нагружений при температуре до 200°С (392°F). Осевое усилие, прикладываемое к образцам диаметром до 6 дюймов (15 см), достигает 1,5 х 106 фунт-сил (6,7 МН). Мониторинг внешнего и порового давления осуществляется с помощью обычных датчиков давления с пределом измерений 30 000 фунт/дюйм2 (207 МПа). Еще одна установка в данной лаборатории позволяет развить давление 60 000 фунт/дюйм2 (414 МПа). до реального бурового раствора и различных жидкостей для заканчивания скважин) используется инжектор с контролируемой подачей, который может поддерживать заданный расход 56 жидкости или заданную величину давления. Закачка может быть реализована для скважины уменьшеннго масштаба или скважины реального размера. Образцы меньших габари- тов испытываются на стенде для образцов среднего размера (рис. Б). Этот стенд часто используется для исследования кислотного ГРП и других методов интенсификации притока и обладает целым рядом возможностей. Еще одним уникальным экспериментальным подразделением является лаборатория механики горных пород, оснащенная 14 стендами, предназначенными для испытаний цилиндрических образцов пород диаметром от 0,5 до 6 дюймов (12,7–152,4 мм). Испытания, проводимые на меньшем масштабе, также могут дать ценную информацию о характеристиках породы. а Для измерения деформации породы и влияния деформации на скорость сейсмических волн был разработан специальный стенд для трехосных испытаний (рис. В). Скорости звука, измеренные одновременно с измерениями осевой и радиальной деформации, дают информацию о статических и динамических механических свойствах породы, которые можно увязать с каротажными данными. Образец керна диаметром 1 дюйм (2,5 см) и длиной 2 дюйма (5 см) удерживается на стенде для трехосных испытаний между отполированными торцевыми пластинами из закаленной стали, при этом он изолирован непроницаемой мембраной. Смещения при воздействии на образец напряжений и давления регистрируются рычажными датчиками вдоль осевого и радиальных направлений. Датчик для измерения осевой деформации прикреплен к верхней торцевой пластине, смещение определяется через отклонение опорного конуса, Нефтегазовое обозрение присоединенного к нижней торцевой крышке. Система датчиков для регистрации радиальной деформации состоит из кольца с четырьмя тензометрическими рычажными датчиками, измеряющими радиальное смещение в четырех точках, определяющих две перпендикулярные оси, пересекающиеся в центре образца. Нижняя торцевая пластина опирается на внутренний тензодатчик напряжений, и осевое напряжение рассчитывается по измеренному усилию, действующему на него. В ходе испытаний проводится корректировка данных на упругую деформацию торцевых пластин и на деформации, связанные с материалом изолирующей оболочки. В торцевых пластинах также находятся пьезоэлектрические преобразователи, которые предназначены для измерения скорости распространения ультразвуковых колебаний. Такие датчики преобразуют электрические импульсы в механические и наоборот. Продольные и поперечные колебания генерируются импульсным генератором, который подает короткий высоковольтный импульс ультразвукового диапазона на один из пьезоэлектри- а. В лаборатории можно проводить испытания широкого диапазона — на свободное одноосное сжатие, одноосное деформирование в стесненных условиях, трехосное сжатие и многоступенчатое трехосное сжатие, испытания при контролируемом постоянном параметре траектории напряжений К и испытания на толстостенных цилиндрических образцах (с радиальным потоком жидкости и без него, с измерением выноса песка), испытания на прочность на растяжение, а также испытания с одновременным измерением скоростей звука и акустической эмиссии — и многие другие специальные испытания и исследования. Осень 2007 ческих преобразователей. Этот импульс распространяется через образец горной породы в виде упругой волны. Регистрирующий преобразователь на другом конце образца преобразует эту волну в электрический импульс, который выводится на цифровой осциллограф. Скорости продольной и поперечной волн рассчитываются по времени их пробега через образец. После сборки образец с измерительными устройствами помещается в камеру высокого давления, которая заполняется уайт-спиритом или маслом для поддержания внешнего сжимающего давления. При каждом испытании проводится измерение и контроль осевого напряжения, осевой деформации, радиальной деформации и внешнего сжимающего давления. В зависимости от поставленных задач эти испытания могут проводиться с дренированием поровых флюидов до достижения атмосферного давления или без дренирования. Кроме того, можно поддерживать повышенную температуру для большего соответствия реальным пластовым условиям. Стенд для испытаний на трехосное нагружение позволяет проводить измерения для различных ориентаций относительно плоскостей напластования. С помощью таких измерений можно определить предельную поверхность разрушения образца в зависимости от ориентации нагружения относительно направлений напластования. Кроме того, можно установить анизотропные свойства породы. Эта информация очень важна для прогнозирования устойчивости ствола скважины, определения Рис. Г. Модельная скважина в лаборатории TerraTek. Полномасштабную буровую установку и модельную скважину можно сконфигурировать для испытаний на производительность, износ, отклонение и динамические характеристики работы полноразмерного бурового долота при бурении на депрессии или репрессии с учетом пластовых условий на модельных глубинах. Буровым трехплунжерным насосом со специальным высоконапорным манифольдом можно создавать давление до 11 000 фунт/дюйм 2 (75,8 МПа) для имитации бурения под высоким давлением. Установка может также использоваться для изучения влияния различных буровых растворов на показатели бурения, скругливание долота, повреждение пласта, отбор керна и проникновение фильтрата в керн. пластовых напряжений и планирования ГРП в сильно анизотропных пластах, например, таких, как низкопроницаемые газоносные глинистые сланцы. Ск ор ос ти ультр а з вука, по - 57 Рис. Д. Моделирование треугольного вывала. Показанный песчаник, находящийся под действием увеличивающегося сжимающего давления, разбуривался без бурового раствора; модельная скважина постепенно растрескивалась. В результате получился классический рельеф стенок скважины с треугольными вывалами. лу ч е н н ые с о в м е с т н о с ре з ул ь татам и и зм е р е н и й о с е в о й и р ад и аль н о й де ф о рм а ци и , д а ю т и н ф ор м ац и ю о с т а т и ч е с ки х и д и н ам и ч е с ки х м е х а н и ч е ск и х с во й с тва х , ко т о ры е м о ж н о у вя зать с к ар о т а ж н ы м и д а н н ы м и . С к ор ос ти ул ьт ра з в уко в ы х во лн в п е с ч ани ка х , о с о бе н н о в с лаб ос ц е м е н т и ро в а н н ы х , с уще с тве н н о за в и сят о т н а пряж е н и я . Так и м о бра з о м , и з м е н е н и я н ап р я ж е н и я м о ж н о о т ка л и б р о вать п о ве л и ч и н е с ко ро ст и ак у с ти ч е с к и х в о л н . Д л я м н о г и х д р у г и х, б о ле е с це м е н т и ро в а н н ых п о р о д , та ки х , ка к пл о т н ы е п е с к и и г ли ни с т ы е сл а н цы , хар ак те р н о со в с е м д руг о е по ве д е н и е . С к о ро с т и в о л н в э т и х п о р о д ах п р акт и ч е с ки н е з а в и сят от н ап р я ж е н и я, по эт о м у и з м е н е н и я в и зм е ре н н ы х с ко ро ст ях м ож н о с вя зат ь с д руг и м и ф а кт о - 58 ра м и , на пр и мер , с а ни з отр опи ей св о й с тв пор оды . Более ранние представления о поведении пород основывались на результатах испытаний однородных и изотропных материалов, такие же упрощенные представления присутствовали и в используемых моделях. В настоящее время все больше внимания уделяется новым возможностям, связанным с нетрадиционными запасами углеводородов, что требует определения истинных свойств пород, в которых они залегают. Такие установки, как описанный стенд для трехосных испытаний, позволяют получить данные, являющиеся основой для построения новых моделей, учитывающих неоднородную, анизотропную природу сложных пластов. В Центре TerraTek также прово- дятся испытания новых технологий бурения, заканчивания и интенсификации добычи, включая испытания буровых растворов и долот под высоким давлением. Хотя имеющиеся возможности и позволяют измерять отдельные свойства пород и растворов при экстремальных температурах и давлениях, получить полную картину таких сложных процессов, как раскалывание и дробление горных пород в присутствии бурового раствора на больших глубинах, гораздо труднее. Чтобы проводить крупномасштабные геомеханические испытания, в лаборатории бурения имеется модельная скважина, в которой можно воспроизвести давление на глубине продуктивного пласта и обеспечить циркуляцию бурового раствора с теми же параметрами, которые обычно требуются при бурении в экстремальных условиях (рис. Г). Модельная скважина TerraTek — центральное звено недавних исследований по бурению при высоком давлении, финансируемых Министерством энергетики США в рамках межотраслевой программы под названием Deep Trek. С Центром TerraTek был заключен договор на проведение полномасштабных лабораторных испытаний долот и опытных буровых растворов при скважинном давлении 10 000 фунт/дюйм2 (68,9 МПа), что намного превышает давления, рассматриваемые во всех предыдущих исследованиях. Результаты данных испытаний могут оказать большое влияние на экономические показатели бурения на больших глубинах. Проведенные исследования показали, что скорость проходки при бурении глубоких скважин Нефтегазовое обозрение можно увеличить за счет использования усовершенствованных долот и буровых растворов. Хотя предыдущие исследования показали, что скорость проходки снижается при повышении скважинного давления, при этом не были учтены некоторые факторы, существенно влияющие на скорость проходки на большой глубине, такие, как тип бурового раствора, используемый утяжелитель и мгновенная фильтрация (поглощение фильтрата). б Еще одной типичной проблемой, связанной с устойчивостью ствола скважины, являются треугольные вывалы породы (breakouts) в скважине. Хотя треугольные вывалы часто возникают во время бурения, они могут также повлиять и на процесс заканчивания скважины. В одном из исследований по этой проблеме инженеры TerraTek пробурили скважину диаметром 8½ дюйма (21,6 см) в вырезанном из массива образце песчаника большого размера. Образец был подвергнут воздействию увеличивающегося сжимающего напряжения. Получившийся в скважине треугольный вывал оказался схож с повреждениями в реальных скважинах, бурив- б. Мгновенная фильтрация — это мгновенный уход некоторого объема жидкого компонента бурового раствора при его проникновении в стенку скважины до образования плотной фильтрационной корки. Подробнее об испытаниях на скорость проходки см.: Judzis A, Bland R, Curry D, Black A, Robertson H, Meiners M and Grant T: “Optimization of Deep Drilling Performance; Benchmark Testing Drives ROP Improvements for Bits and Drilling Fluids,” paper SPE/IADC 105885, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, February 20–22, 2007. Осень 2007 Рис. Е. Рельефы бурения. По отпечаткам, оставленным долотом на забое, можно отследить его работу при бурении высокопрочного песчаника. В данном примере бурение осуществлялось долотом, армированным поликристаллическими алмазными вставками, с буровым раствором на углеводородной основе плотностью 16 фунт/галлон (1,9 г/см3) при скважинном давлении 10 000 фунт/дюйм2 (68,9 МПа). Затем, чтобы определить влияние различных условий на производительность бурения, проводилось изучение отпечатков на забое. Уменьшение глубины колец свидетельствует о снижении эффективности долота и, следовательно, о снижении скорости проходки. При использовании некоторых буровых растворов отпечатки могут иногда полностью исчезать. шихся со слишком легким буровом раствором (рис. Д). Затем этот же образец был использован для испытаний раздвижного противопесочного фильтра на механическую целостность. Фильтр в сборке с несущей трубой был расширен и плотно прижат к стенке скважины с частичным прониканием в зону треугольного вывала для определения того, насколько далеко внутрь треугольного вывала мог деформироваться фильтр. Кроме того, определя- лось сопротивление фильтра сжимающей нагрузке. Наличие других факторов, негативно влияющих на показатели бурения, таких, как вибрация или закручивание ствола скважины, определяется путем изучения рельефа бурения долота (рис. Е). Используя модельную скважину, инженеры имеют возможность тщательно исследовать рельеф, оставляемый долотом на забое, что в иных случаях было бы невозможно. 59 1 Гаммакаротаж 0 gAPI 150 Фотоэффект барн/е Скважина 1 Скважина 2 Отклонение 6 Объемная плотность г/см3 3 2 Пористость по нейтронному Удельное каротажу Каверномер сопротивление 5 дюймы 15 0 Ом·м 1 000 0,45 об./об, –0,15 Глубина, футы X 500 Глубина, футы X 500 Глубина, футы X 500 X 600 X 600 X 600 X 700 X 700 X 700 X 800 X 800 X 800 X 900 X 900 X 900 Y 000 Y 000 Y 000 Y 100 Y 100 Y 100 Y 200 Y 200 Y 200 Y 300 Y 300 Y 300 Y 400 Y 400 Y 400 Y 500 Y 500 Y 500 Кластер 0 50 Проценты 100 Рис. 10. Выделение кластеров по двум скважинам. Кодированные цветом каротажные данные по каждой скважине вместе с результатами анализа величины отклонения (колонка «Отклонение») используются для определения изменений толщины и расположения ранее выделенных кластеров от скважины к скважине. В данном примере, красно-синежелтые последовательности в скважине 1 значительно выше и толще, чем в скважине 2. Три выброса с расхождением более 40% (красная линия) указывают на зоны для последующего отбора керна с целью более подробного описания набора вскрытых фаций. Рис. 9. Кластерный анализ каротажных диаграмм. Для выделения сходного и различающегося поведения объединенных кривых на каротажных диаграммах применяется многомерный статистический алгоритм. Это позволяет пользователю выявить литологические комплексы с одинаковыми и различающимися свойствами. Результаты выводятся в виде последовательности кластеров с цветовой кодировкой для визуальной интерпретации литологических комплексов с сильно отличающимися свойствами в рассматриваемом интервале (колонка 4). 60 Непрерывное профилирование прочности в комбинации с кластерным анализом выявляет фундаментальные зависимости, позволяющие перейти к более крупному или более мелкому масштабу описания задачи (upscaling and downscaling) и поэтому является мощным инструментом построения корреляций между свойствами керна и каротажными данными. Кластерный анализ. Кластерный анализ позволяет определить степень неоднородности на масштабе скважинного каротажа, основываясь на многомерном анализе каротажных кривых (рис. 9). Данный метод основан на использовании подробных алгоритмов выделения участков схо- жего и различающегося поведения кривых. Поскольку в нем анализируются обобщенные характеристики, основанные на комбинации полного набора измерений, этот метод позволяет выделить небольшие, но согласованные изменения в каротажных данных. В отношении неоднородного распределения свойств материала кластерный анализ позволяет также определить подходящий масштаб для варьирования величин переменных на последующих этапах анализа данных в ходе реализации проекта. Выделение кластеров. Кластерный анализ можно применять как для одной, так и для нескольких скважин, проводя сравнение контрольной Нефтегазовое обозрение Неоднородность по керну 50 000 10 000 50 000 Неоднородность по образцам 0 футов 0 футов 1 1 10 000 50 000 10 000 Неоднородность по каротажным данным 2 1 фут 1 фут 2 фута 2 фута 1 2 50 000 10 000 33 2 дюйма 2 0 футов 0 футов 3 4 4 4 10 000 40 000 1 фут 1 фут 2 фута 2 фута Рис. 11. Использование неоднородности породы для выбора лабораторных образцов. Неоднородность по каротажным данным, обозначенная цветом кластеров (слева на рис.), сравнивается с результатами анализа неоднородности керна методом царапания (красные кривые), наложенными на его фотографии (в центре рис.). На диаграмме неоднородности по каротажным данным используется цветовая кодировка для разграничения зон с одинаковыми и различающимися свойствами материала в зависимости от прочности на свободное одноосное сжатие. В данном примере желтые кластеры соответствуют самым слабым блокам, а коричневые — самым прочным. При прохождении через область 1 (желтый кластер), область 2 (от желтого до темно-синего), область 3 (от скважины (с отбором керна) с другими скважинами на месторождении. Особенности, выделенные путем кластерного анализа для одной скважины, можно использовать для выделения схожих особенностей в соседних скважинах с помощью процесса, называемого выделением кластеров. Этот процесс начинается с определения кластеров каротажных данных в контрольной скважине на дискретных интервалах, где отбирался керн. Затем значения каротажных данных в этих кластерах сравниваются с каротажными данОсень 2007 темно-синего до коричневого) и область 4 (коричневый кластер) прочность породы изменяется более чем на 400%. На фотографиях керна (в центре рис.) видно соответствующее изменение прочности на свободное одноосное сжатие от 10 000 фунт/дюйм 2 (68,9 МПа) в алевролитах (разрез керна 1) до 40 000 фунт/дюйм 2 (275,8 МПа) в базальных карбонатах (разрез керна 4) в пределах данного интервала протяженностью 40 футов (12 м). Из сплошного керна отобраны цилиндрические образцы для проведения детального анализа и испытаний (справа на рис.). Такая методика помогает операторам обеспечить репрезентативность отобранных двухдюймовых цилиндрических проб в отношении изменчивости свойств, наблюдаемой в сплошном керне. ными по другой скважине, в которой керн не отбирался. Используя соотношения, полученные на основе корреляций керновых и каротажных данных в контрольной скважине, проводится выделение кластеров каротажных данных во второй скважине, при этом строится кривая ошибки для оценки отклонения данных каротажа от параметров наиболее подходящего кластера. Считается, что кластеры совпадают плохо, если расхождение превышает 40%, а это указывает на то, что выделенные ранее класте- ры не связаны с данными в рассматриваемом интервале каротажа, следовательно, здесь присутствует новая фация. Такие участки являются кандидатами на отбор керна для получения их детальных характеристик с целью введения определений новых кластеров и более детального описания набора фаций на исследуемом объекте (рис. 10). Кластерный анализ также можно использовать для оптимального выбора образцов керна. При исследовании пластов коллектора требуется испытание образцов самого слабого 61 Кластер 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Рис. 12. Кластерный анализ по нескольким скважинам в масштабе бассейна. Данное изображение построено с помощью программного комплекса сейсмогеологического моделирования и интерпретации Petrel, чтобы помочь заказчикам визуализировать результаты кластерного анализа и проследить качество пласта по всему месторождению. Различные кластерные блоки соответствуют различному уровню продуктивности скважин. Они также связаны с параметрами, характеризующими возможность сдерживания роста трещины. После лабораторного определения значений этих двух параметров их можно распространить по горизонтали по всей площади бассейна. Выделены поверхности, ограничивающие интервалы с наивысшими значениями продуктивных свойств пласта. Кластерный анализ в данном случае позволил выявить и охарактеризовать неоднородность, присущую любому из таких литологических элементов, которые в ином случае считались бы однородными. и самого прочного керна методом непрерывного профилирования, причем в пропорции, соответствующей их относительной распространенности в коллекторе. Неправильный отбор керна в неоднородном или тонкослоистом пласте может существенно исказить представления о свойствах пласта. Кластерный анализ помогает операторам увязать свойства по каротажным и керновым данным по всему месторождению и тем самым определить, какие части керна заслуживают дополнительного анализа (рис. 11). Используя результаты кластерного анализа неоднородности на каротажных диаграммах и аналогичные измерения на керне методом царапания, оператор может определить минимальное количество и оптимальное расположение образцов, необходимых для адекватного описания керна. Прогнозирование свойств на уровне кластеров. Поскольку модели традиционно строятся на основе структуры 62 и стратиграфии бассейна, дискретное и неоднородное распределение коллекторских и неколлекторских литологических комплексов в пределах одного стратиграфического разреза обычно представлено плохо. Кластерный анализ позволяет выделить блоки изменения свойств по их подобию и картировать их распределение по длине ствола скважины. Сопоставляя лабораторные данные по этим блокам с объединенными каротажными кривыми, можно получить корреляции между керновыми и каротажными данными для каждого кластера. Поскольку рассматриваемый метод не зависит от изменения толщины или последовательности различных кластерных блоков, он позволяет прогнозировать свойства вдоль направления исследованного интервала скважины. Анализ по нескольким скважинам. Для анализа в масштабе всего месторождения выделенные кластеры в нескольких скважинах привязывают- ся к общей эталонной модели, включающей описание свойств материала по всему месторождению. Результаты этого анализа можно использовать для трехмерного отображения изменения коллекторских и неколлекторских комплексов по простиранию пласта. Кластерный анализ был очень полезен в проведенных региональных исследованиях для заказчика, который хотел разрабатывать нетрадиционные запасы газа. Целью работы было провести моделирование вертикальной и горизонтальной прерывистости основных продуктивных блоков в плотных газоносных глинистых сланцах. Такие пласты-коллекторы сильно неоднородны как по вертикали, так и по горизонтали, и имеют локальные диагенетические изменения, обуславливающие значительную изменчивость свойств горных пород. В результате коллекторские и механические свойства сильно варьируются от точки к точке между скважинами; также значительно меняется продуктивность скважин, даже если они пробурены на небольшом расстоянии друг от друга. Заказчик потребовал провести исследования, чтобы определить характер изменчивости проницаемости, газонасыщенной пористости, а также общего содержания органических веществ, поскольку эти параметры определяют качество коллектора. Кроме того, было важно понять, как меняются условия сдерживания вертикального распространения трещин гидроразрыва в пласте между различными скважинами, вскрывшими наиболее перспективные продуктивные блоки. Для обеспечения оптимальной продуктивности даже в высокооднородном пласте требуется качественное заканчивание скважины. Без успешного ГРП с контролируемым распространением трещины по вертикали, возможно получение низкой продуктивности скважины даже в случае высокооднородного пласта. Определив на месторождении области, где обеспечены условия для высокой продуктивности скважины и ее качественного заканчивания, заказчик смог выделить самые перспективные объекты месторождения (рис. 12). Результаты этих исследований также могли бы помочь в визуализации распределения добычи по площади бассейна. Нефтегазовое обозрение Для проведения оценки данного месторождения учеными TerraTek был использован кластерный анализ и выделение кластеров. Информация о вертикальной последовательности кластерных блоков в скважине помогла заказчику определить расположение и мощность участков с наилучшими коллекторскими свойствами. Определив эти параметры, заказчик смог выбрать оптимальную геометрию горизонтальных скважин и наилучшие интервалы для перфорирования. Кроме того, информация о свойствах кластерных блоков непосредственно выше и ниже наиболее перспективных продуктивных интервалов способствовала определению механических свойств и условий контроля распространения трещин ГРП в вертикальном направлении. Моделирование геомеханических свойств Взаимное влияние геологических характеристик, ориентации ствола скважины и изменений напряжения, вызванных бурением или добычей углеводородов, является сложной трехмерной проблемой. Это взаимное влияние непрерывно меняется со временем, что добавляет еще одно измерение и еще один уровень сложности. В течение срока эксплуатации месторождения происходят бесчисленные события, изменяющие геомеханическую картину в пространстве между коллектором и поверхностью. Проводится бурение и исследование разведочных скважин; бурятся и осваиваются дополнительные скважины; некоторые скважины переводятся в нагнетательный режим, другие — ремонтируются, а третьи вообще останавливаются и ликвидируются. Все эти операции вызывают изменения напряжения: одни — лишь очень небольшие, другие — более значительные. В некоторых случаях такие изменения могут привести к значительным убыткам, например, оказывая влияние на целостность, пористость и проницаемость пласта, целостность скважины и системы заканчивания, а также приводя к уплотнению пласта и осадке вышележащих горных пород. Мотивировкой изучения таких изменений стало отчасти понимание того, что на определенных месторождениях Осень 2007 осадка оказалась напрямую связана с добычей. Чтобы понять характер осадки пород на месторождении Уилмингтон (Wilmington), Калифорния, США, и предсказать ее дальнейшее развитие, в начале 1950 - х гг. были построены первые математические модели. 19 Позднее, в связи с осадкой пород на месторождении Экофиск (Ekofisk) в Северном море, открытом в начале 1980 - х гг., встал вопрос о создании более полных компьютерных моделей на основе конечно-элементного анализа. Эти модели связывали добычу углеводородов с изменением коллекторских свойств и деформации, а также, в свою очередь, с движением морского дна и образованием разломов в вышележащей толще. Геологоразведочные и добывающие компании начали интересоваться данными об изменении напряжений по мере истощения месторождений. Если бы моделирование изменений напряжений в течение всего срока эксплуатации месторождения можно было выполнить с достаточной точностью, эксплуатирующие компании могли бы предсказывать возникновение осложнений в скважине в течение всего срока ее службы или же предвидеть необходимость уплотняющего бурения. Неуклонный рост вычислительных мощностей дает возможность использовать все более изощренные методы моделирования в геомеханических программных продуктах. Одним из таких методов моделирования поведения горных пород, разработанных для анализа изменений напряжения в коллекторах, является программный комплекс для анализа напряжений и деформаций VISAGE. Этот передовой программный комплекс геомеханического моделирования был создан в ходе исследований самопроизвольной избирательности заводнения на месторождениях в Северном море и в других регионах. Разработанный в 1993 г. компанией V.I.P.S. (Vector International Processing Systems), Брэкнелл, Англия, геомеханический программный комплекс VISAGE предназначен для решения уравнений, связывающих напряжения и поровое давление в горной породе с деформацией и изменением фильтрационно-емкостных свойств. Объединяя геомеханику, данные о по- ведении горных пород и технологии разработки пласта, компания V.I.P.S. создала первый в мире комплексный программный продукт по моделированию геомеханических и гидродинамических процессов в пласте с учетом их взаимного влияния. После приобретения компании V.I.P.S. компанией Schlumberger в апреле 2007 г. центр в Брэкнелле получил название Центра передового опыта «Геомеханика месторождений». Конечно-элементное моделирование широко используется для анализа напряжений как в обычных инженерных, так и в геомеханических исследованиях. Конечно-разностное моделирование используется для анализа течения флюидов. Преимуществом VISAGE является интегрированное описание и моделирование геомеханических напряжений и течения флюидов в пласте в их эволюции во времени и с учетом их взаимосвязанности путем объединения двух традиционных типов анализа. Такой подход к моделированию является ключевым при построении трехмерных и зависящих от времени псевдочетырехмерных механических моделей геологической среды. В отличие от моделей пласта, предназначенных для описания его разработки без учета напряжений, геомеханические модели месторождения должны учитывать не только сам пласт, но и перекрывающую его толщу, морское дно, нижележащие породы и боковые (прилегающие) породы, которые часто обеспечивают задание граничных условий для напряжений. 20 Геомеханические модели месторождения, как правило, намного больше стандартных гидродинамических моделей пласта по размерности и требуют значительно больших объемов данных для их оснащения, что бывает трудно обеспечить. 19. McCann GD and Wilts CH: “A Mathematical Analysis of the Subsidence in the Long BeachSan Pedro Area,” technical report, California Institute of Technology, Pasadena (November 1951), in Geertsma, сноска 2. 20. Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N, Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D, Stone T and Stouffer T: “Watching Rocks Change—Mechanical Earth Modeling,” Oilfield Review 15, no. 2 (Summer 2003): 22–39. 63 Геологические данные • Региональная тектоническая система • Структурные карты по глубине • Литостратиграфическая колонка • Региональные тенденции уплотнения • Анализ бассейна • Определение ориентаций плоскостей разлома при землетрясениях • Пластовая наклонометрия • Испытания и описание керна – состав и текстура породы – интеграция керновых и каротажных данных – определение неоднородности и анизотропии – описание петрофизических и механических свойств Сейсмические данные • Куб сейсмических данных • Площадные сейсмопрофили • Скоростная томография • Данные вертикального сейсмического профилирования и сейсмокаротажа • Скоростные разрезы по продольным волнам Оценка параметров пласта • Каротажные данные, полученные приборами на кабеле и в процессе бурения – гамма –каротаж, измерение удельного сопротивления, каротаж плотности, акустический каротаж, кавернометрия – акустический сканер – анализ изображений ствола скважины • Скважинные испытания и измерения пластового давления – опробование пластов, в том числе приборами на бурильных трубах Данные при бурении • Суточные отчеты по бурению • Отчет об окончании бурения скважины • Профиль плотности бурового раствора • Испытания на гидроразрыв, испытания пласта на прочность, пробные мини–ГРП • Инклинометрия • Данные газового каротажа бурового раствора Калибровочные данные • Лабораторные исследования керна • Измерения напряжений в пласте путем испытания на гидроразрыв • Выявленные треугольные вывалы и другие повреждения, возникшие под действием напряжений • Данные по добыче и другие измерения на месторождении Рис. 13. Набор входных параметров для механической модели геологической среды. Сложное поведение пород, их изменяющиеся и неоднородные свойства и крупномасштабное моделирование требуют более совершенного программного обеспечения и более высокого качества данных, особенно керновых. Старые упрощенные модели позволяли пользоваться упрощающими допущениями и повсюду предполагать однородность свойств плас64 та. Современные, более совершенные методы численного моделирования неизбежно требуют расширенного набора входных данных. Рассматриваемая ниже геомеханическая модель месторождения построена с учетом этого требования (рис. 13). Геомеханическое моделирование обычно начинается с построения трехмерной структурной модели. Следующим шагом является добавление в нее сведений о механических свойствах каждого пласта и разлома, полученных на основе сейсмических, каротажных и керновых исследований, а также геостатистических проекций и инверсии данных по треугольным вывалам и бурению в отдельных скважинах. После этого задаются граничные условия, отражающие существующие профили напряжений на боковых границах модели. Далее модель с введенными данными импортируется в систему VISAGE для расчета эволюции напряжений во всей расчетной области (рис. 14). Основным движущим механизмом при моделировании являются, главным образом, изменения давления при извлечении флюида из коллектора или при закачке жидкости. Течение флюида моделируется с помощью программного пакета для моделирования коллектора, например, такого, как ECLIPSE. Учитывая эти изменения давления при расчете напряжений с помощью VISAGE, можно точно спрогнозировать деформации и изменение напряжений в геологической среде и оценить их влияние на такие свойства пласта, как проницаемость и пористость. Построенную модель можно использовать в качестве источника данных о состоянии напряжений на следующих ключевых этапах: • планирование скважин: устойчивость ствола скважины и оптимальное направление бурения; • заканчивание скважин: борьба с выносом песка; • интенсификация притока: направление трещин гидроразрыва; • управление эксплуатацией месторождения: поддержание давления и закачка; • целостность скважин: конструкция скважины, учитывающая уплотнение и осадку пласта по мере его эксплуатации. Такой комплексный подход был недавно использован при изучении месторождения Саут-Арн (South Arne) в датском секторе Северного моря, где ведется добыча из пластов Маастрихтский Тор и Датский Экофиск, сложенных мелом. Приток нефти из низкопроницаемого мелового слоя обеспечивается как закачкой воды, так и уплотнением самого мела. В 2006 г. на этом месторождении были проведены исследования с целью проведения количественной оценки результатов эксплуатации за период с 1999 до 2005 гг. и определения показателей предполагаемого плана освоения. В исследованиях, включавших 4 этапа, использовалась модель ECLIPSE, откалиброванная по истории разработки, и программный комплекс геомеханического моделирования VISAGE. Целью первого этапа являлось усовершенствование имевшейся модели коллектора путем добавления большего числа пластов и структурных особенностей. Сначала модель была расширена до морского дна за счет добавления 20 новых слоев и 8 горизонтов для оптимального описания вышележащей толщи. Ниже продуктивного пласта было добавлено 10 слоев в качестве подстилающей толщи, а на каждой из четырех боковых границ введено по 8 ячеек, служащих боковой толщей. Затем в расширенную модель было добавлены 45 разломов и две различные системы трещин. Механические свойства определялись по результатам лабораторных испытаний, калибровке по керновым данным и литературным данным. Калибровочное одноосное напряжение было установлено по диаграмме плотностного каротажа, результатам испытаний на гидроразрыв и результатам моделирования порового давления на основе каротажных данных. На втором этапе проводилось определение начального напряженного состояния до начала добычи. Начальное распределение эффективных напряжений было рассчитано на основе свойств, определенных на первом этапе. В этих расчетах учитывались скачки деформаций и прочностных свойств различных слоев, а также разрывы в самих слоях (рис. 15). Рассчитанное начальНефтегазовое обозрение Импорт из программного комплекса ECLIPSE или Petrel (или из обоих) Импорт поверхностей разломов Добавление сведений о перекрывающей, нижележащей и окружающих (боковых) толщах ∆p, ∆T Данные и результаты, используемые при техническом проектировании и планировании Моделирование с помощью ECLIPSE Моделирование с помощью VISAGE ∆kij, ∆Vpore Инициализация и взаимосвязанное моделирование (параллелизация) Выбор определяющих соотношений и значений параметров элементов модели Рис. 14. Последовательность операций при взаимосвязанном четырехмерном моделировании механических свойств коллектора. Данные о продуктивном пласте и его структуре образуют основу исходной модели месторождения. Затем в нее добавляются характеристики окружающих горных толщ. Напряжения и деформация моделируются по всему коллектору и прилегающим породам, что позволяет получить информацию об их изменении во времени. ное напряженное состояние было проверено для подтверждения его согласованности с полевыми данными и геологическими особенностями, связанными с величиной и ориентацией напряжений и ориентацией разломов. Це ль ю тр е ть е г о э т а па яв л ял о сь опред е ле н и е с у щ е с т в ую щ и х н а пря же н и й . Д ля э т о г о бы л о н е о бходи м о вып олн и т ь м о д е л и ро в а н и е к ак те ч е н и я ф лю и д о в , т а к и и з м е н ени я н ап р я ж е н и й , о т т а л ки в а яс ь от и зм е н е н и й д а в л е н и я, пре д с ка занног о п у те м м о д е л и ро в а н и я с испо ль зован и е м па ке т а E C L IP S E . Зате м с п о м ощь ю V I S AG E о це н и ва ли с ь и зм е н е н и я н а пряж е н и й и дефо р м ац и й , вызв а н н ы е про це сс а ми д об ыч и и зака ч ки . Р а сс ч и т а н н ое у п ло тн е н и е н а кро в л е пл а с т а хоро шо с ог лас у е т ся с о з н а ч е н и е м , получ е н н ым и з а н а л и з а т ре х м е рн ых с е й с м и ч е с к их д а н н ы х . Осень 2007 Кроме того, было необходимо оценить риск обрушения скважины. Взаимосвязанное гидрогеомеханическое моделирование показало, что схлопывание пор пласта-коллектора вызовет уплотнение и осадку пород с последующим обрушением стенок скважины (рис. 16). На последнем этапе проводилось моделирование течения флюидов и изменения напряжений при проницаемости, зависящей от изменений напряжения и деформации. После калибровки по данным о добыче и закачке с течением времени, геомеханическая модель показала хорошее согласование с историей добычи. Мониторинг месторождения: геомеханика и данные четырехмерных сейсмических исследований После построения модели месторождения ее необходимо периодически обновлять на основе данных мониторинга. Для мониторинга геомеханических эффектов в масштабе месторождения разработаны различные методики. Например, для измерения осадки поверхности используются глобальные системы позиционирования (GPS), батиметрия и скважинные наклономеры. Уплотнение пласта можно выявить, отслеживая перемещения муфт обсадной колонны, хотя этот метод и недостаточно точен. Методы пассивного микросейсмического мониторинга используются для обнаружения областей перемещения и разрушения пород, которые возникают в ходе истоще- 65 Напряжение 0 Максимум Рис. 15. Объемное изображение пласта. Самый верхний горизонт пласта в антиклинальной структуре пересечен многочисленными разломами (наклонные полупрозрачные поверхности фиолетового, красного, зеленого и синего цвета). Большая полуось антиклинали совпадает с длинной осью рисунка. Цвета на поверхности пласта отображают рассчитанное значение начального максимального главного напряжения, действующего на эту поверхность. В областях, удаленных от разломов и не испытывающих их влияния, максимальные главные напряжения (зеленый цвет) хорошо совпадают по величине с вертикальным (геостатическим) давлением, что указывает на субгоризонтальную и субвертикальную ориентацию главных напряжений. Области сниженного напряжения (синий цвет) являются результатом перераспределения напряжений и сводообразования в тех местах, где геометрия структуры и жесткость вышележащих слоев обуславливает неполную передачу веса перекрывающих толщ на нижележащий пласт. Высокие концентрации максимального напряжения (желтые и красные области) рядом с разломами совпадают с областями, в которых наблюдается поворот главных напряжений, в результате величины максимальных главных напряжений превышают величины литостатических или геостатических напряжений, возникших под действием силы тяжести или веса вышележащей горной массы. Черный контур в верхнем квадранте ограничивает область, подробно рассмотренную на рис. 16. ния. Эти методы особенно полезны для выявления движений разломов и мониторинга образования и роста трещин во время закачки и добычи с помощью методов термометрии. 21 Для геомеханического мониторинга также используются повторные (или так называемые четырехмерные) сейсмические съемки. 22 Рас п р о с тр ан е н и е про д о л ь н ы х и попе р е ч н ых с е й см и ч е с ки х в о л н подве р ж е н о влиян и ю и з м е н е н и й н апря ж е н и й вн у т ри и в о круг пл а ста , в ызван н ых п ро це сс а м и д о бы ч и . Пери од и ч е с к и е се й см и ч е с ки е и ссл ед ован и я , в к о т о ры х и спо л ь з уются в о с н о вн о м про д о л ь н ы е в о л 66 н ы , у же да вно пр и меня ютс я для м о н и т ор и нга и з менени й в пла с те, про и сходя щи х в ходе его р а з р а б о т ки . П овтор я ющи ес я и с с ледова н и я пла с та поз воля ют геофи з и к а м сра в ни ва ть р а з ли ч и я в с ей с м и ч ес ки х па р а м етр а х, та к и х, к а к а м пл и т уд ы отр а женны х волн и вр ем е н а пр обега , опр еделенны х пр и пе рв она ч а льной (ба з овой ) с ъ емк е и по следующи х мони тор и нговы х съ е м ка х. Эти р а з ли ч и я ос обенно по л е зны для вы я влени я пер емещ е н и й гр а ни ц к онта к та м ежду га з о в о й и жи дк ой фа з ой , пр ои с ход ящ и х по м ер е р а з р а ботк и пла с та . В по с ледни е годы ч еты р ехмер ны е с ей с ми ч ес к и е и с с ледо вания т акже пр и меня ютс я дл я мо нит о ринга и з менени й меха ни ческих сво йст в гор ны х пор од пла ст а-ко л л ект о ра, вы з ва нны х добы ч ей . Ср а вни ва я р ез ульт ат ы базо во й и м они тор и нговы х съемо к, гео ф из и к и и ногда отм еч а ю т сдвиги времен пр обега с ей с ми ческих во л н до опр еделенного гор изо нт а. Сначала эти р а с хождени я о бъяснял ись тр уднос тя м и с пр о ведением по втор ны х с ъ ем ок на мест о ро ждении, а и менно с тр уднос тью размещения и с точ ни к ов и с ей смо приемнико в в одни х и тех же м ест ах при каждой с ъ емк е. Да же само е мал о е их с м ещени е от нужной т о чки мо жет и з мени ть тр а ек тор ии л у чей распр ос тр а нени я волн, ко т о рые бу дут пр оходи ть ч ер ез дру гие част и геологи ч ес к ой с р еды, чт о изменит вр емена пр обега . К ро ме т о го , часто с ч и та лос ь, ч то расхо ждения во вр емена х пр обега сейсмических волн вы з ва ны р а з личиями в ко нфи гур а ци и с и с тем регист рации и ли и с к а жени я м и , вно симыми в пр оцес с е обр а ботк и . К настоящему времени в технологии сбора и обработки сейсмических данных сделан большой шаг вперед, и нынче имеется возможность повторно размещать сейсмические источники и приемники с очень высокой точностью, обеспечивая надежное измерение времен пробега длительностью до 1 миллисекунды. Такой уровень точности позволяет геофизикам использовать периодические сейсмические исследования для определения изменений времен пробега, вызванных эксплуатацией месторождения, на все большем числе месторождений. Совместные наблюдения на месторождениях Экофиск (Ekofisk) и Валхалл (Valhall) в Северном море, проведенные специалистами по разработке и эксплуатации месторождений, геофизиками и специалистами по геомеханике, позволили сделать вывод, что мягкий меловой пласт, составляющий коллектор на этих месторождениях, подвергается интенсивному уплотнению, которое сопровождается другим важным явлением — растяжением перекрывающей толщи. 23 Результирующие изменения времен пробега Нефтегазовое обозрение Уплотнение 0 Максимум Рис. 16. Уплотнение, вызванное добычей. Эти рисунки соответствуют оконтуренной области, показанной на рис. 16. Сдвиги времен пробега по данным четырехмерной съемки (слева на рис.) хорошо согласуются с картиной расчетных пластических деформаций, полученной путем взаимосвязанного гидрогеомеханического численного моделирования (справа на рис.). Максимальное уплотнение (красный цвет) согласуется с северо-западным направлением горизонтальных скважин (темно-синие линии) в верхней части данного рисунка. Как и предполагалось, область наибольшего уплотнения соответствует самой продуктивной и, следовательно, наиболее быстро истощающейся части пласта. Максимальная расчетная величина осадки 1,45 м (4,76 фута) на кровле пласта хорошо согласуется с величиной смещения в той же точке 1,4 м (4,59 фута), оцененной на основе анализа трехмерных сейсмических данных. Отсутствие данных четырехмерных сейсмических съемок (белая зона) объясняется наличием газонасыщенной области. Хорошее совпадение данных четырехмерных сейсмических исследований с численной моделью позволяет говорить о достоверности результатов моделирования для области, о которой отсутствуют сейсмические данные. весьма значительны, а их величины не могут быть объяснены только лишь отличиями в конфигурации системы регистрации. 24 Сейсмические данные подтвердили, что породы пласта-коллектора деформировались неравномерно и что их деформация вызвала деформирование окружающих пород. В данном случае такая неравномерная деформация, вызванная уплотнением пласта, а также эффект сводообразования в перекрывающей толще привели к релаксации сжимающих напряжений и соответствующему растяжению перекрывающих пород. Схожие сдвиги времен пробега в перекрывающей толще были впоследствии обнаружен и над пластами с высокой температурой и давлением, а также на некоторых глубоководных турбидитных месторождениях. 25 Осень 2007 Геомеханические последствия, сопутствующие сдвигам времен пробега, оценивались с помощью геомеханических моделей пласта, 21. Подробнее о микросейсмических методах см.: Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS, Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, Jones R, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC and Tezuko K: “The Source for Hydraulic Fracture Characterization,” Oilfield Review 17, no. 4 (Winter 2005/2006): 42–57. 22. Doornhof et al, сноска 5. 23. Barkved O, Heavey P, Kleppan T and Kristiansen TG: “Valhall Field—Still on Plateau After 20 Years of Production,” paper SPE 83957, presented at SPE Offshore Europe, Aberdeen, September 2–5, 2003. 24. Guilbot J and Smith B: “4-D Constrained Depth Conversion for Reservoir Compaction Estimation: Application to Ekofisk Field,” The Leading Edge 21, no. 3 (March 2002): 302–308. построенных для описания деформаций, вызванных процессом добычи, и прогнозирования связанных с ними изменений напряжений. Nickel M, Schlaf J and Sønneland L: “New Tools for 4D Seismic Analysis in Compacting Reservoirs,” Petroleum Geoscience 9, no. 1 (2003): 53–59. Hall SA, MacBeth C, Barkved OI and Wild P: “TimeLapse Seismic Monitoring of Compaction and Subsidence at Valhall Through Cross-Matching and Interpreted Warping of 3D Streamer and OBC Data,” presented at the 72nd SEG International Exposition and Annual Meeting, Salt Lake City, Utah, October 6–11, 2002. 25. Hatchell PJ, van den Beukel A, Molenaar MM, Maron KP, Kenter CJ, Stammeijer JGF, van der Velde JJ and Sayers CM:“Whole Earth 4D: Monitoring Geomechanics,” Expanded Abstracts, 73rd SEG Annual International Meeting, Dallas (October 26–31, 2003): 1330–1333. Hatchell P and Bourne S: “Rocks Under Strain: Strain-Induced Time-Lapse Time-Shifts Are Observed for Depleting Reservoirs,” The Leading Edge 24, no. 12 (December 2005): 1222–1225. 67 Вертикальное смещение Δz Δz, м 0,25 1 500 0,20 Глубина, м 2 000 0,15 Сдвиг Δt времени пробега вертикальных продольных волн по данным периодической сейсмосъемки 0,10 2 500 0,05 Δt, мс 3 000 0,00 –2 000 –1 000 0 1 000 Расстояние, м 2 000 3 000 Изменение ΔVр скорости вертикальной продольной волны Уменьшение ПВП Увеличение ПВП –3 000 –0,05 2 000 ΔVр, м/с Глубина, м 3 500 –4 000 1 500 2 500 3 000 1 500 8 6 Глубина, м 2 000 3 500 –4 000 –3 000 –2 000 4 2 500 –1 000 0 1 000 Расстояние, м 2 000 3 000 2 0 3 000 –2 3 500 –4 000 –3 000 –2 000 1 000 –1 000 0 Расстояние, м 2 000 3 000 Рис. 17. Изменение сейсмических параметров. Изменение геометрии системы (слева вверху на рис.) и скорости сейсмических волн (слева внизу на рис.) влияет на времена пробега отраженных волн. Полное время пробега (ПВП) (справа на рис.) постепенно увеличивается в направлении кровли пласта из-за растяжения перекрывающей толщи и связанного с этим снижения скорости. Наибольший сдвиг времени пробега наблюдается возле добывающих скважин. Внутри пласта скорость увеличивается из-за роста напряжения, поэтому сдвиги времен пробега становятся меньше. Предложенная последовательность действий позволяет геофизикам сравнивать наблюдавшиеся при периодической съемке сдвиги времен пробега со сдвигами, полученными в геомеханических моделях. 26 Глубинные деформация пласта и изменения напряжений совместно влияют на время пробега как за счет изменения расстояния, которое должна пройти сейсмическая волна, так и за счет изменения скорости ее распространения (рис. 17). Предложенная 26. Hatchell et al, сноска 25. Hatchell and Bourne, сноска 25. Herwanger JV, Palmer E and Schiøtt CR: “Field Observations and Modeling Production-Induced Time-Shifts in 4D Seismic Data at South Arne, Danish North Sea,” presented at the 69th EAGE Conference and Exhibition, London, June 11–14, 2007. 27. Herwanger et al, сноска 26. Sayers C: “Monitoring Production Induced Stress-Changes Using Seismic Waves,” presented at the SEG International Exposition and 74th Annual Meeting, Denver, October 10–14, 2004. 68 последовательность действий обеспечивает прогнозирование изменений времен пробега в любой точке трехмерной модели месторождения. Изменения времен пробега можно также определять на основе полевых измерений, полученных с помощью четырехмерной сейсмической съемки (рис. 18). Прогнозирование и наблюдение таких изменений может быть полезно для проверки и калибровки геомеханических моделей и, тем самым, для повыше- Herwanger JV and Horne SA: “Linking Geomechanics and Seismics: Stress Effects on Time-Lapse Multi-Component Seismic Data,” presented at the 67th EAGE Conference and Exhibition, Madrid, Spain, June 13–16, 2005. Sayers CM: “Asymmetry in the Time-Lapse Seismic Response to Injection and Depletion,” Geophysical Prospecting 55 (September 2007): 699–705. ния надежности прогноза изменений напряжений при самых разных сценариях добычи. Помимо этого, лабораторные измерения на кернах помогают геологоразведочным и добывающим компаниям получить больше информации об изменениях скоростей распространения ультразвуковых колебаний при различных напряженно-деформированных состояниях и свойствах поровой жидкости. Все это помогает операторам лучше контролировать пластовое Sayers CM: “Sensitivity of Elastic Wave Velocities to Reservoir Stress Changes Caused By Production,” paper ARMA/USRMS 06-1048, presented at the 41st US Symposium on Rock Mechanics, Golden, Colorado, June 17–21, 2006. Sayers CM: “Sensitivity of Elastic-Wave Velocities to Stress Changes in Sandstones,” The Leading Edge 24, no. 12 (December 2005): 1262–1267. Sayers CM: “Sensitivity of Time-Lapse Seismic to Reservoir Stress Path,” Geophysical Prospecting 54 (September 2006): 369–380. Нефтегазовое обозрение Отражение от кровли коллектора смещается в сторону более позднего времени вступления и становится более ярким Отражение от подошвы коллектора смещается в сторону более позднего времени вступления и становится менее ярким Базовая съемка Мониторинговая съемка Рис. 18. Мониторинг уплотнения во времени. Сравнение сейсмических трасс базовой (зеленая кривая) и мониторинговой (синяя кривая) съемки с одинаковым расположением сейсмоисточника и приемника показывает влияние растяжения перекрывающей толщи на время вступления сейсмической волны. Отметим устойчивый сдвиг времен вступления при мониторинговой съемки в сторону увеличения по сравнению с базовой съемкой. напряжение, а также найти наилучший компромисс между вытеснением углеводородов в режиме уплотнения и нежелательными проблемами, связанными с уплотнением, такими, как повреждение ствола скважины и снижение проницаемости. Осень 2007 В настоящее время отслеживание изменений времен пробега вертикальных волн является общепринятым методом мониторинга геомеханических процессов – например, изменений вертикального напряжения и деформации. Данная методика поз- воляет получить полезную информацию и дает геофизикам возможность выделять уплотняющиеся и неуплотняющиеся участки пласта. Тем не менее, чтобы понять и спрогнозировать другие геомеханические факторы, такие, как устойчивость ствола скважины или разрушение породы, необходимо иметь полную информацию о состоянии всех компонент трехосного напряжения. Учитывая это, исследовательские группы компаний Schlumberger и WesternGeco в настоящее время разрабатывают методы использования поверхностной четырехмерной сейсмосъемки для определения изменений полного тензора напряжений во времени. 27 Дальнейшие исследования Отрасль ищет новые возможности интегрирования представлений о минералого-петрографическом составе горных пород в геомеханический анализ, чтобы получить возможность экстраполировать информацию о микроструктуре породы на весь образец керна и далее на масштаб скважинного каротажа а, в конечном итоге — на сейсмический разрез. Это даст операторам возможность прослеживать характеристики пласта по всей протяженности нефтегазоносного комплекса и за его пределами, вплоть до областей, которые нельзя характеризовать по скважинным данным. При этом геомеханика может изменить не только общепринятые схемы, по которым ведется разработка и эксплуатация месторождений, но и методы их разведки. С этой целью исследовательские группы компании Schlumberger активно работают над новыми методиками лабораторных измерений, методами каротажа скважин и сейсмических измерений, а также методами численного геомеханического моделирования. На самом деле возможности численного моделирования уже существуют, поэтому дальнейшему детальному исследованию подлежат реальные горные породы, их минералого-петрографический состав и связь между ним и поведением породы. —МВ 69
