Лукинов В.В., доктор геол.-минер, наук, Безручко К.А., канд. геол.-минер, наук (ИГТМ HAH Украины).
Источник: Формирование проницаемости горных пород под действием техногенного фактора. / Лукинов В.В., Безручко К.А., // Уголь Украины. – 2010. – №7.
Рассмотрено формирование проницаемости горных пород, в частности песчаных, под действием техногенного фактора. Согласно расчетам абсолютная проницаемость песчаников трещиноватой зоны должна составлять 50(EXP–15)–90(EXP–15) м2, что соответствует коллектору IV класса и при определенных условиях способствует накоплению свободного метана.
Известно, что в углепородном массиве метан может находиться в свободном, сорбированном и растворенном виде. В отличие от природных месторождении газа в угольных большая часть метана рассеяна в практически непроницаемых породах толщи, поэтому, находясь даже в свободном состоянии, метан лишен подвижности, что препятствует формированию крупных скоплении. Важнейший параметр, характеризующий фильтрационные свойства горных пород и определяющий их способность аккумулировать флюиды, т. е. быть коллекторами, — проницаемость.
Наиболее перспективны коллекторы, в которых могут формироваться скопления «подвижного» метана — песчаники [1]. Их толща насыщена метаном, в которой в процессе геологического развития установился и сохраняется балланс между отдельными фазами системы «вода — газ». В таких условиях метан находится в свободном состоянии, но не является подвижным. Система, выведенная из состояния равновесия, стремится к этому состоянию в новых условиях путем перераспределения воды п газа, который, обретя подвижность, начинает двигаться от зоны высокого давления к области более низкого. Газ пытается занять гипсометрически более высокое положение, а вода — более низкое. Эпизодические случаи вскрытия скоплений метана, сопровождающиеся выбросами газа из скважин или суфляриыми выделениями метана в шахтах, свидетельствуют о возможности их формирования под влиянием природных факторов, например тектоники, или технологических, связанных с добычными работами.
В модели формирования техногенных скоплений (залежей) газа, связанных с подработкой горного массива, определяющий фактор — процесс разуплотнения и трещинообразования [1, 2]. Техногенные скопления формируются в процессе подработки песчаников вследствие увеличения их проницаемости за счет трещинообразования. В случаях, когда деформации растяжения слоев песчаников превышают предельные, в них развиваются хрупкие деформации разрыва, приводящие к возникновению трещиноватости, изменению коллекторских свойств увеличению проницаемости пораженных трещинами слоев песчаника и возможности формирования скоплений газа. Во время выемки угля происходит разгрузка угольных пластов и вмещающих пород от горного давления, их растрескивание, разуплотнение, увеличение проницаемости, что обусловливает формирование техногенных коллекторов, в которых свободный (из пор), десорбированный (преимущественно из угля) и дегазированный из растворов метан переходит в подвижное состояние, позволяющее ему концентрироваться в скопления.Размеры зоны разуплотнения и интенсивность трещинообразования зависят от деформаций и деформационных характеристик породы. Предельно допустимые (критические) деформации растяжения для песчаников составляют 0,003–0,004. Однако общеизвестно, что для формирования газовой залежи необходимо не только наличие природного резервуара, пригодного для скопления газа, но и присутствие экрана. Экраном залежи могут служить слои того же песчаника, не нарушенные трещинами, в которых деформации растяжения не достигли критических значений для нарушения сплошности, без чего они остаются не пораженными трещинами и газонепроницаемыми. Песчаники Донбасса стадий среднего и позднего катагенеза (зоны развития углей марок Г, Ж, К, ОС) характеризуются коэффициентом открытой пористости до 10 %. В большинстве это песчаники подводных выносов рек, открытая пористость которых изменяется в среднем от 9 % в районе распространения углей марок Г, до 5–6 % (марок Ж) и 4 % (марок К) [2]. Как правило, им свойственна низкая газопроницаемость, составляющая 10(EXP–18) – 10(EXP–17) м2 (тысячные и сотые доли миллидарси) и редко превышающая 10(EXP–16) м2 (десятые доли) [2–4].
Согласно наиболее часто употребляемой в геологической практике классификации терригенных пород А. А. Ханина [5] указанные песчаники в большинстве случаев коллекторами не являются или могут быть отнесены к коллекторам с весьма низкой проницаемостью. Их степень заполнения пор газом составляет 30–35 % [2]. Мощность песчаников изменяется от нескольких метров до 35 — 45 м, реже до 60 – 70 м. Низкие значения проницаемости песчаников препятствуют перераспределению газа и воды, т. е. возможности газу обрести подвижность и сконцентрироваться в значительных объемах в виде скоплений, формируя залежи.
В случае подработки горными выработками песчаников последние разгружаются от горного давления, проседают, нарушаются трещинами. В результате этих процессов в песчаниках резко увеличивается проницаемость, значительные объемы метана становятся подвижными и при определенных условиях может сформироваться газовая залежь. В целях надежного прогнозирования зон скопления шахтного метана и определения их параметров актуальна оценка коллекторских свойств горного массива, формирующихся в процессе трещинообразования в зоне влияния горных работ. В этой связи представляет интерес расчет фильтрационных характеристик, в частности проницаемости пород в зоне разуплотнения, формирование которой сопровождалось деформациями растяжения, превышающими предельно допустимые (критические) значения. Такую оценку можно выполнить по эффективной емкости порового пространства, доступного для фильтрации газа, а именно по размеру основных фильтрующих каналов.
Известно, что порово–трещинные коллекторы имеют два типа естественных пустот: межзерновая (первичная) пористость и вторичная, обусловленная развитием трещиноватости, появившейся за счет различных причин. Пустоты трещинного типа имеют большие раскрытия, чем обычные раскрытия пор, и в значительной степени определяют фильтрационные свойства коллектора. Для сравнения, трещинная проницаемость терригенных сцементированных пород, в том числе песчаников, по данным работы, намного больше межгранулярной, не превышающей обычно 10(EXP–16) м2 (0,1 мД). Раскрытость трещин изменяется в пределах: 10–40 мкм [6], составляя в среднем на глубинах залегания продуктивных пород–коллекторов 20 – 30 мкм; 12,96 – 71 мкм. По мнению В. Н. Кобрановой, раскрытость трещин у литологически различных трещинных пород, в том числе песчаников, примерно постоянна и составляет 14–15 мкм. Как видим, размер поровых каналов, открывающихся за счет трещинообразования и доступных для фильтрации газа, не менее 10 мкм, т. е. 10 0 м, тогда как в песчаниках Донбасса [4] и в аналогичных им низкопористых коллекторах Днепровско–Донецкой впадины преобладают поровые каналы размером 10(EXP–6) – 10(EXP–7) м.
В подземной гидравлике известна формула [5], выведенная из уравнения Буссинеска, для определения проницаемости одиночной трещины, которая имеет вид
Kпр=8,5*10(EXP10)*b^2 (1)
где: Kпр — коэффициент проницаемости;
b — ширина трещины, м.
Однако предложенная формула не нашла широкого применения, так как в реальных условиях, исследуя горную породу, затруднительно разделить ее общую пористость на отдельные составляющие — межгранулярную и трещинную. Аналитически трещинную пористость предлагают рассчитывать различными способами: как отношение произведения суммарной длины трещин на их раскрытость к площади фильтрующей породы [5]; как произведение объемной плотности трещин на их раскрытость [6, 8]; как произведение густоты трещин на раскрытость и на специальный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе.
Общий вид формулы (1) свидетельствует, что увеличение размера пор на один порядок ведет к возрастанию проницаемости породы на два порядка. Коэффициент проницаемости породы прямо пропорционален квадрату значения раскрытости трещин. Исходя из минимального размера раскрытости трещин, о котором упоминалось ранее, можно полагать, что разуплотнение (увеличение пористости) на 0,01 – 0,02 % за счет трещинообразования создает трещинную проницаемость порядка 10(EXP–13) м2 (1 мД) и более, что переводит породу в разряд коллекторов (по классификации А. А. Ханина [5]).
Оценивая по формуле (1) проницаемость горных пород с размером пор 10(EXP–7) м и учитывая, что трещинная пористость даже для пород-коллекторов трещинного типа обычно составляет не более 2,5 – 3% , получаем не более 10(EXP–17) м2, т. е. сотые доли миллидарси. Соответственно для пород с размером пор 10(EXP–6) м – не более (EXP10) м2, т. е. единицы миллидарси. Трещинная пористость пород с пористостью преимущественно порового типа должна быть на порядок меньше — не более десятых долей процента, следовательно и их проницаемость должна быть не выше 10(EXP–18)– 10(EXP–16) м2, т. е. от тысячных до десятых долей миллидарси, что, как правило, наблюдается в песчаниках Донбасса.
В рассматриваемом случае оценки проницаемости в разуплотненной зоне, которая возникла в результате хрупких деформаций разрыва, увеличение объема пласта происходит за счет образования новых трещин. Таким образом приращение пористости (разность между пористостью до и после формирования зоны разуплотнения, она же разность между пористостью в зоне разуплотнения и пористостью в ненарушенной зоне) соответствует трещинной пористости, возникшей при формировании трещиноватой зоны. Считая, что мощность пласта не претерпевает изменений по сравнению с линейными размерами пласта в плане, которые происходят при растяжении песчаника, превышающем предельно допустимое (критическое) значение, минимальная объемная деформация определяется как квадрат предельно допустимой линейной деформации растяжения и составляет 1,006–1,008. Такое объемное разуплотнение для пород с начальной пористостью до 10% приведет к увеличению пористости на 0,6 – 0,7%:
Пд=[(П+(w-1)/w]-П (2)
где: Пд — изменение пористости при разуплотнении за счет трещинообразования;
П — начальная пористость;
w — коэффициент, характеризующий относительную объемную деформацию породного массива, численно равен отношению объема разуплотненного массива к первоначальному объему массива до нарушения сплошности.
При трещинной пористости 0,6 — 0,7 % и раскрытости трещин в трещиноватой зоне складчатой структуры 10(EXP–15) мкм, или 1,0(EXP–5) — 1,5(EXP–5) м, коэффициент проницаемости, рассчитанный по формуле (1), составит 50(EXP–15) – 90(EXP–15) м2 (50 — 90 мД). Таким образом, в пределах нарушенной трещинами зоны сформируется резервуар с улучшенными коллекторскими свойствами (коллектор IV класса согласно классификации, приведенной в работе [5]), тогда как в ненарушенных трещинами слоях песчаника сохранятся низкие фильтрационные характеристики, т. е. ненарушенные трещинами слои останутся газонепроницаемыми, образуя естественный экран.
Справедливость приведенных рассуждений и правомерность основных параметров, принятых для расчетов проницаемости, можно подтвердить, выполнив оценку трещинной плотности в зоне разуплотнения двумя различными способами. Зная трещинную пористость и значение раскрытости трещин, определили объемную плотность трещин Т [5] по формуле Г = к/b. При трещинной пористости 0,6 — 0,7 % и раскрытости трещин 10–15 мкм получаем объемную плотность трещин в пределах 400 – 700 м2/м3.
Как известно, трещиноватые пласты характеризуются наличием двух взаимно перпендикулярных систем вертикальных трещин. В случае, когда линейные деформации растяжения в двух направлениях превышают предельно допустимые значения, а мощность пласта остается неизменной, развитие трещин также должно формироваться в виде двух взаимно перпендикулярных систем с густотой трещин прямо пропорциональной линейным деформациям по соответствующим осям. При минимальных деформациях пласта, соответствующих критическим для песчаников (0,0035), и раскрытости трещин 10–15 мкм количество образующихся трещин должно составить 230 – 350 на 1 м. При такой густоте и относительной прямолинейности, которая характерна для трещин тектонического происхождения, объемная плотность двух систем трещин в целом будет 460–700 м2/м3. Полученный результат совпадает со значением объемной плотности трещин, рассчитанным ранее, исходя из трещинной пористости 0,6 – 0,7%, которая должна формироваться при минимальном разуплотнении за счет трещинообразования в процессе подработки песчаника горными выработками. Следуетотметить, что вероятно не все трещины пересекают зону разуплотнения на всю эффективную мощность (мощность слоя нарушенного трещинами), однако это компенсируется некоторой извилистостью, которая присуща трещинам.
Полученные аналитические расчеты в полной мере подтверждаются фактическими данными исследования коллекторских свойств пород Донбасса при сравнении абсолютной газопроницаемости песчаников в ненарушенной зоне углепородного массива и в нарушенной — вследствие подработки выработками. По данным исследований коллекторских свойств песчаников до ведения горных работ при опробовании геологоразведочных скважин в пределах поля шахты им. Засядько, абсолютная газопроницаемость песчаников составила 10(EXP–17)—10(EXP–16) м2, т. е. десятые и сотые доли миллидарси при значениях коэффициента открытой пористости от 0,47 до 7,74 %. Абсолютную газопроницаемость 10(EXP–15) м2 (1 мД) имеет только образец с абсолютной 9,63 % и открытой 8,30 % пористостью.
В результате подработки горными выработками углепородный массив нарушается трещинами, разуплотняется, песчаники приобретают новые коллекторские свойства — увеличиваются абсолютная, открытая и эффективная пористость и газопроницаемость. Так, в том же интервале 900 – 1200 м над угольным пластом т., интегральная эффективная мощность углепородного массива, равная 26 м, характеризуется интегральной эффективной пустотностью, равной 8,39 %, которая по расчетам складывается из эффективной пористости 1,94 % и эффективной трещинной пустотности 6,45 %. Абсолютная газопроницаемость, рассчитанная по объему метана, добытого поверхностными дегазационными скважинами, изменяется в пределах 1,50(EXP–14) –4,33(EXP–14) м2 (15 – 43,3 мД), т. е. десятки миллидарси, которая совпадает с аналитическими расчетами, выполненными по формуле (1).
Выводы.Проницаемость горных пород определяется структурой их порового пространства, главным образом значением открытой пористости и размером основных фильтрующих каналов. Абсолютный размер основных фильтрующих каналов и соотношения пор различного размера, образующих поровое пространство горных пород, формируют свободный объем, доступный для фильтрации флюидов в поровом пространстве. Песчаники зон среднего и позднего катагенеза, ненарушенные трещинами, с открытой пористостью менее 9 % характеризуются низкой проницаемостью (не более 15 м2). Им могут быть присущи экранирующие свойства. Это позволяет, при условии, что фильтрация газа через них нуждается в существенном давлении прорыва, отнести их к разряду флюидоупоров. В то же время даже минимальные деформации растяжения низкопористых песчаников, которые превышают предельно допустимые для нарушения сплошности и формируют зону разуплотнения техногенного генезиса за счет трещинообразования, приводят к формированию в трещиноватой зоне коллекторских свойств, благоприятных (абсолютная проницаемость не менее 50 мД) для скопления углеводородов, тогда как в ненарушенной части песчаника сохраняется низкая проницаемость, по меньшей мере на два порядка ниже (не более десятых долей миллидарси), что создает предпосылки для формирования газовой залежи, экраном которой могут служить ненарушенные слои песчаника.
Лукинов В. В. Горно–геологические условия образования скоплений свободного метана на угольных месторождени¬ях // Науковий вкник НГУ. – 2007. – № 4.
Лукинов В. В., Пимоненко Л. И. Тектоника метаноугольных месторождений Донбасса. – К.: Наук, думка, 2008.
Геологические факторы выбросоопасности пород Донбасса / В. Е. Забигайло, А. 3. Широков, И. С. Белый и др. – К.: Наук, думка, 1974.
Шевелев Г. А. Динамика выбросов угля, породы и газа. – К.: Наук, думка, 1989.
Ханин A.A. Породы–коллекторы нефти и газа и их изучение. – М.: Недра, 1969.
Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. – М.: Недра, 1966.
Пыхачев Г. Б., Исаев Р. Г. Подземная гидравлика. – М.: Недра, 1972.
Кобранова В. Н. Петрофизика. – М.: Недра, 1986.
Забигайло В. Е., Лукинов В. В., Широков А. 3. Выбросоопасность горных пород Донбасса. – К.: Наук, думка, 1983.