Способ определения упругих свойств горных пород различной насыщенности образцов керна газовых месторождений

Изобретение относится к способу определения упругих свойств горных пород различной насыщенности образцов керна газовых месторождений. Способ заключается в том, что выбирают образец керна горной породы газового месторождения, проводят предварительную оценку его целостности и далее выполняют оценку упруго-прочностных свойств путем помещения в установку для проведения геомеханических тестов. Оценку упруго-прочностных свойств проводят при термобарических условиях без доведения образца до разрушения, после проведения первого цикла эксперимента при первоначальной заданной водонасыщенности выполняют изменение водонасыщенности образца, подавая газ с дифференциальным давлением не более 1,5 Мпа. Создают поэтапно необходимую водонасыщенность посредством вытеснения воды из образца газом через полупроницаемую мембрану, после изменения водонасыщенности образца выполняют при термобарических условиях повторную оценку упруго-прочностных свойств без доведения образца до разрушения. Оценку упруго-прочностных свойств проводят при заданном количестве (не менее трех) точек различной водонасыщенности для дальнейшего использования полученной информации при геомеханическом моделировании. Техническим результатом является корректная оценка упруго-прочностных свойств горной породы на различных стадиях разработки газового месторождения. 5 ил.

 

Изобретение относится к области лабораторных исследований статических упругих характеристик образцов горных пород, проведение которых необходимо для оценки влияния процессов заводнения при разработке месторождений.

В поровом пространстве горной породы газового коллектора при полном его заполнении содержится газ и остаточная вода, оцениваемая коэффициентом остаточной водонасыщенности. В этом случае считается, что газ заполняет все возможное поровое пространство.

В процессе разработки месторождения уровень газо-водяного контакта поднимается и поровое пространство заполненное газом частично замещается пластовой водой, вследствие чего происходит упругих и прочностных свойств, что может привести к ее разрушению в призабойной зоне пласта и пескопроявлениям, а также иным последствиям.

В существующей практике исследования упругих характеристик проводят на образцах с естественным насыщением либо 100% насыщенных флюидом (вода, керосин и др.), при этом оценка текущей водонасыщенности образцов принимается по данным исследований соседних образцов (кроме 100% водонасыщенных) [МакФи К., Рид Дж., Зубизаретта И. «Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам» - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. (стр. 756-757, стр. 551-555)].

Наиболее предпочтительными считаются 2 основных способа создания остаточной водонасыщенности в образцах для проведения геомеханических тестов, а именно метод полупроницаемой мембраны в групповом капилляриметре или в индивидуальном капилляриметре [МакФи К., Рид Дж., Зубизаретта И. «Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам» - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018 (стр. 756-757, стр. 551-555)]. При этом в обоих случаях при извлечении из приборов в образцах может изменяться текущая водонасыщенность под воздействием атмосферных условий.

Технической проблемой является разработка способа создания необходимой водонасыщенности образца непосредственно в кернодержателе установки для геомеханического тестирования.

Технический результат заявляемого решения заключается в возможности создания определенной водонасыщенности (Кв) образца горной породы с последующим расчетом объемным методом, путем учета объема вышедшей жидкости из первоначального объема порового пространства, без извлечения его и мембраны из кернодержателя установки, с последующим проведением геомеханических исследований (определение статических упругих характеристик).

Указанный технический результат достигается тем, что для создания водонасыщенности предполагается использование модернизированной нижней плиты нагружения в составе кернодержателя установки для проведения геомеханических исследований, конструкция которой включает место под полупроницаемую мембрану и сквозного отверстия гидравлической линии с подключением к насосу для оценки выделившейся воды.

В предлагаемом способе, перед проведением геомеханического теста (по определению статических упругих характеристик) на образце горной породы, создают водонасыщенность методом полупроницаемой мембраны непосредственно в кернодержателе геомеханической установки. Далее, в этом же кернодержателе, на каждой ступени давления газа проводят эксперимент по определению статических упругих характеристик, без извлечения образца горной породы и мембраны.

Особенностью заявленного изобретения является способ оценки статических упругих характеристик при текущем значение Кво с учетом сжимаемости образца горной породы при размещении его в кернодержателе установки при пластовом давлении и пластовой температуре.

Сущность изобретения заключается в том, что после полного насыщения образца водой (Кв=100%), с помощью полупроницаемой мембраны, помещенной в нижнюю плиту нагружения и ступенчатого нагнетания газа при давлении до 1,5 МПа создают различную водонасыщенность (Кв) и оценивают упругие характеристики при текущей водонасыщенности.

Устройство представляет собой нижнюю плиту разрушения кернодержателя установки с углублением (на поверхности контакта с образцом) для полупроницаемой мембраны, и отдельным гидравлическим сквозным отверстием/выходом, проходящей сквозь предлагаемую конструкцию. Гидравлический выход предназначен для движения воды через мембрану, во время создания водонасыщенности.

Предложенное техническое решение иллюстрируется фигурами.

На фиг. 1 представлен график зависимости статических упругих характеристик от водонасыщенности.

На фиг. 2 представлен вид плиты нагружения в разрезе, где цифрами обозначено: 1 - место (углубление) под полупроницаемую мембрану диаметром 30 мм (при использовании образца диаметром 38 мм (1,5'')); 2 - канал (гидравлическая линия) для выхода воды при создании водонасыщенности; 3 - корпус.

На фиг. 3 представлен общий вид устройства.

На фиг. 4 - общий вид устройства в сборке с образцом горной породы, термоусадочной трубкой и торцевыми плунжерами.

Способ осуществляют следующим образом.

Цилиндрический образец горной породы 4 (фиг. 4), подготовленный в соответствии с ГОСТ 26450.0 диаметром 38 мм с отношением длины образца к его диаметру равным 2,0, предварительно проэкстрагированный, высушенный и 100% водонасыщенный, помещают в термоусадочную трубку 5 (фиг. 4), на торцах образца устанавливают верхнюю и нижнюю плиты нагружения 3.1 и 3.2 (фиг. 4). Термоусадочная пленка 5 (фиг. 4) предназначена для изоляции образца от жидкости создания обжимного давления. В нижней плите нагружения в углублении расположена полупроницаемая мембрана 1 (фиг. 4). Далее производят монтаж датчиков продольных и поперечных деформаций. Собранную конструкцию помещают в камеру прочности 10 (фиг. 5) установки по исследованию геомеханических свойств горных пород. Далее производят присоединение гидравлических линий и коннекторов датчиков и их настройка. Производят заполнение камеры прочности жидкостью обжима и создание обжимного давления с помощью насоса 6 (фиг. 5) равному 1,0 МПа для достижения плотного прилегания термоусадочной трубки. С помощью насоса противодавления 7 (фиг. 5) при перепаде не более 0,5 МПа производят фильтрацию через нижнюю плиту разрушения 3.2 (фиг. 5) до появления жидкости на выходе запорного вентиля (крана) 9 (фиг. 5). Запорный вентиль закрывают, после чего создают первоначальные термобарические условия, а именно поровое давление, обжимное давление и температуру.

Для этого производят увеличение обжимного и порового давлений до величины порового давления равного 10 МПа, при этом величина обжимного в процессе увеличения всегда должна быть выше порового давления на 1 МПа. Таким образом, на первом этапе величина порового давления составляет 10 МПа, а обжимное давление 11 МПа. После стабилизации значений порового и обжимного давлений, а также датчиков измерения деформации, производят нагрев камеры прочности до необходимой температуры, при этом с помощью насосов поддерживают постоянные значения порового и обжимного давления.

При достижении стабильных значений температуры, порового и обжимного давлений производят плавное увеличение обжимного давления до необходимой величины, при этом скорость увеличения должна быть такой, чтобы при вытеснении жидкости из образца не происходило значительного увеличения порового давления, т.е. поровое давление должно составлять не более 10,5 МПа. В процессе увеличения обжимного давления производят контроль порового давления и температуры, а также фиксируют количество вытиснившейся жидкости. Количество вытиснившейся жидкости необходимо для расчета объема порового пространства в образце при термобарических условиях.

Далее определяют статические упругие характеристики, путем создания осевой нагрузки и оценки осевой и радиальной деформации образца, при этом поровое и обжимное давление, температуру поддерживают постоянными. Также необходимо соблюсти условие - величины осевой нагрузки должны находиться в области упругих деформаций без перехода в зону пластических деформаций. Далее необходимо уменьшить величину осевой нагрузки до первоначального значения.

С помощью редуктора газового баллона 8 (фиг. 5) создают давление в линии подачи газа 11 (фиг. 5). Давление газа должно составлять в диапазоне от 10,1 до 11,5 МПа, т.е. больше порового давления, но не более 1,5 МПа дифференциального давления (ограничение мембраны 1 (фиг. 5)). Открывают запорный вентиль, начинают процесс вытеснения воды газом (создание водонасыщенности), при этом с помощью насоса противодавления фиксируют количество вытиснившейся жидкости. При первичном процессе вытеснения жидкости газа необходимая водонасыщенность достигается путем контроля необходимого количества вытесненной жидкости, которое можно предварительно оценить, зная объем порового пространства в термобарических условиях и объем жидкости в линии до образца:

где V_ж1 - необходимое количество вытесненной жидкости для достижения необходимой водонасыщенности, см³;

V_п - объем порового пространства в термобарических условиях, см³;

S₁ - необходимая водонасыщенность, д.е.;

V_жл ^_ объем жидкости в линии до образца, см³.

Далее аналогично 100% водонасыщенности определяют статические упругие характеристики.

В дальнейшем проводят серию аналогичных этапов (порядка 3-5), при этом необходимое количество вытесненной жидкости для достижения необходимой водонасыщенности определяют по формуле:

где V_ж1 - необходимое количество вытесненной жидкости для достижения необходимой водонасыщенности, см³;

V_п - объем порового пространства в термобарических условиях, см³;

S₁ - необходимая водонасыщенность, д.е.

Последняя точка водонасыщенности достигается при дифференциальном давлении равным 1,5 МПа (ограничение мембраны), таким образом достигается минимальное значение водонасыщенности Кво (остаточная водонасыщенность).

Конечным результатом проведенных тестов будет график зависимости статических упругих характеристик от водонасыщенности (фиг. 1).

Способ определения упругих свойств горных пород различной насыщенности образцов керна газовых месторождений, основанный на проведении серии тестов на одиночном образце в термобарических условиях, при этом создание необходимой водонасыщенности происходит непосредственно в установке для проведения геомеханических тестов методом полупроницаемой мембраны, характеризующийся тем, что для создания водонасыщенности используют нижнюю плиту нагружения, в конструкции которой предусматривают место для установки полупроницаемой мембраны, при этом подготовленный 100% водонасыщенный образец горной породы в сборке с датчиками деформации помещают в камеру прочности, затем создают термобарические условия и оценивают объем порового пространства образца и статические упругие характеристики 100% водонасыщенного образца, далее, подавая газ с дифференциальным давлением не более 1,5 МПа, создают поэтапно необходимую водонасыщенность посредством вытеснения воды из образца газом через полупроницаемую мембрану, причем на каждом этапе оценивают статические упругие характеристики, а значения водонасыщенности рассчитывают по объему вытиснившейся жидкости, причем при первичном процессе вытеснения жидкости газом водонасыщенность определяют по формуле:

где V_ж1 - необходимое количество вытесненной жидкости для достижения необходимой водонасыщенности, см³;

V_п - объем порового пространства в термобарических условиях, см³;

S₁ - необходимая водонасыщенность, д.е.;

V_жл - объем жидкости в линии до образца, см³,

а на последующих этапах вытеснения жидкости газом водонасыщенность определяют по формуле:

где V_ж1 - необходимое количество вытесненной жидкости для достижения необходимой водонасыщенности, см³;

V_п - объем порового пространства в термобарических условиях, см³;

S₁ - необходимая водонасыщенность, д.е.