Российский государственный университет нефти и газа имени Губкина И.М.
реклама
Российский государственный университет нефти и газа имени Губкина И.М. На правах рукописи МАКАРОВА Анастасия Андреевна МОДЕЛИРОВАНИЕ ДИНАМИКИ ИЗМЕНЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ С ЦЕЛЬЮ ОЦЕНКИ ЕЕ ЗАГРЯЗНЕНИЯ Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель Доктор технических наук, профессор Мищенко И.Т. Москва – 2015 2 ОГЛАВЛЕНИЕ ОГЛАВЛЕНИЕ .......................................................................................................... 2 ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................................ 4 Глава 1. Механизмы повреждения околоскважинной зоны пласта и методы их анализа ................................................................................................... 10 1.1. Первичное вскрытие коллекторов и его продолжительность .................. 10 1.2. Механизмы повреждения пласта ................................................................. 13 1.3. Физические процессы, протекающие в околоскважинной зоне пласта .. 16 1.4. Глинистая корка и ее свойства ..................................................................... 17 1.5. Зона кольматации .......................................................................................... 22 1.6. Зона проникновения фильтрата бурового раствора................................... 26 1.7. Методы исследования параметров околоскважинной зоны ..................... 29 Глава 2. Моделирование влияния измененных фильтрационных свойств околоскважинной зоны на динамику начальной стадии добычи ...................... 38 2.1. Математическая постановка задачи ............................................................ 38 2.2. Анализ чувствительности на показатели загрязнения, очистки и добычи 46 2.2.1. Объем потерь фильтрата бурового раствора..................................... 49 2.2.2. Параметры внешней фильтрационной корки ................................... 50 2.2.3. Параметры зоны кольматации ............................................................ 52 2.2.4. Влияние перфорированных параметров ............................................ 56 2.3. Моделирование динамики изменения фильтрационных свойств околоскважинной зоны ........................................................................................... 59 2.3.1. Миграции природных мелких частиц ................................................ 60 2.3.2. Капиллярное расформировывание зоны проникновения ................ 63 3 2.3.3. Изменение смачиваемости породы .................................................... 65 2.4. Заключение к главе........................................................................................ 66 Глава 3. Моделирование влияния измененных свойств околоскважинной зоны на отклик электрических зондов в неоднородных пластах....................... 68 3.1. Математическая модель прямой задачи электрокаротажа........................ 69 3.2. Численная реализация прямой задачи электрокаротажа........................... 73 3.3. Проверка достоверности численных результатов задачи электрокаротажа ...................................................................................................... 75 3.4. Влияние изменения свойств околоскважинной зоны на кажущееся сопротивление ......................................................................................................... 81 3.4.1. Влияние объема потерь бурового раствора .......................................... 81 3.4.2. Влияние капиллярного расформирования зоны проникновения ....... 83 3.4.3. Влияние миграции природных мелких частиц .................................... 85 3.5. Оценка отклонения показаний БКЗ при изменении свойств ОЗП от данных палеток ........................................................................................................ 86 3.6. Заключение к главе........................................................................................ 93 Глава 4. Комплексная методика моделирования изменения свойств ОЗП .. 95 4.1. Единый подход к моделированию изменения свойств ОЗП..................... 95 4.2. Практическое применение методологии ..................................................... 99 4.3. Заключение к главе...................................................................................... 103 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ..................................................................................................... 104 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ................................................................................... 105 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .................................................................................... 106 4 ВВЕДЕНИЕ Изменение свойств околоскважинной зоны пласта (ОЗП) может происходить в процессе технологических операций, начиная с первичного вскрытия пласта, когда происходит проникновение содержащихся в буровом растворе компонент (фильтрат, частицы, глина, полимеры и т.д.). В процессе этого формируется сложная структура, где, как правило, выделяется внешняя фильтрационная корка (образующаяся на стенке скважины и состоящая из отфильтрованных твердых частиц и глины бурового раствора), зона кольматации (ЗК) / внутренняя фильтрационная корка (формируемая твердыми компонентами бурового раствора, проникающими в пористую среду) и зона проникновения фильтрата бурового раствора. Одновременно имеет место последующее физико-химическое взаимодействие фильтрата бурового раствора с пластовыми флюидами и породообразующими минералами. Кроме того, значительно изменяется пространственное распределение удельного электрического сопротивления (УЭС) в ОЗП из-за изменения распределения насыщенностей и существенно различающейся электропроводности фильтрата бурового раствора, нефти и пластовой воды. В ходе вызова притока при освоении скважины с открытым стволом частично разрушается внешняя и внутренняя фильтрационные корки, твердая фаза и иные компоненты частично вымываются из ОЗП, а ее свойства постепенно могут восстанавливаться. Тем не менее, различие между исходными и измененными свойствами околоскважинной зоны может быть значительным. Для характеристики этого явления обычно используется термин “повреждение ОЗП” или просто “повреждение пласта”, а также часто используется термин “загрязнение”. В результате фильтрационно-емкостные свойства ОЗП ухудшаются, что может приводить к снижению продуктивности скважины. Наличие зоны с 5 измененными свойствами искажает форму индикаторных диаграмм, влияет на данные испытателей пластов и геофизических приборов, затрудняя их интерпретацию. Существуют различные методы, позволяющие исследовать и определять измененные свойства ОЗП: гидродинамические (лабораторные и промысловые), геофизические и метод математического моделирования. Предметами лабораторных исследований, как правило, являются внешняя фильтрационная корка и ЗК. Промыслово-геофизические исследования направлены, в основном, на изучение неизменной части пласта, и косвенно могут быть использованы для определения повреждения ОЗП. Развитие математического моделирования с использованием данных лабораторных экспериментов позволяет улучшить анализ и интерпретацию промысловых и геофизических данных, а также получить информацию о механизмах повреждения ОЗП. Коммерческие гидродинамические програмные пакеты используют в качестве входного параметра для характеризации повреждения только один параметр - скин-фактор, что не позволяет оценить дифференциальный вклад разных механизмов в ОЗП. В последнее десятилетие успехи в математическом моделировании динамики изменения свойств ОЗП способствовали созданию целого ряда исследовательских программ. Однако вопрос о создании математической модели, которая бы детально учитывала дифференциальный вклад отдельных механизмов, происходящих в ОЗП, все еще открыт. С этой технологической целью в компании московском научно-исследовательском «Шлюмберже» [74, 162] разработана Центре общая математическая модель изменения физических свойств пласта в ОЗП, основанная на лабораторных исследованиях керна [58] и учитывающая дифференциальный вклад отдельных механизмов, происходящих в ОЗП. Актуальной задачей является исследование с использованием математической модели влияния различных факторов на процессы повреждения и очистки ОЗП, а также последующей добычи и оценки продуктивности скважины. Возникает также необходимость разработки 6 модели учета влияния изменения свойств ОЗП на показания промысловогеофизических методов и методики учета их показаний при оценке параметров повреждения ОЗП. Цель настоящей работы состоит в моделировании и исследовании нестационарных процессов проникновения и удаления фаз бурового раствора в ОЗП и их влияния на ее фильтрационные и электрические свойства и на динамику очистки и продуктивность скважины, а также разработке методики диагностирования параметров зоны повреждения. В качестве основных задач данного диссертационного исследования можно выделить: Основные задачи работы: Исследование влияния различных геолого-физических и технологических факторов на динамику проникновения фаз бурового раствора в ОЗП и на показатели повреждения, очистки и добычи; Разработка математической модели и программного модуля для расчета показаний электрического каротажа при учете изменения свойств ОЗП; Исследование влияния изменения свойств ОЗП на геофизические данные; Разработка методики определения механизмов повреждения ОЗП и оценки степени изменения свойств околоскважинного пространства по результатам геофизических и гидродинамических измерений. Научная новизна 1. Разработана комплексная методика оценки изменения фильтрационно – емкостных свойств околоскважинной зоны пласта из-за проникновения фаз бурового раствора на основе математического моделирования, данных освоения скважины, добычи и геофизических измерений. 2. Созданы математическая модель и программный модуль учета влияния проникновения фаз бурового околоскважинной зоны. раствора на электрические свойства 7 3. Показано, что изменение относительных фазовых проницаемостей и миграция мелкодисперсных частиц могут существенно влиять на свойства ОЗП, что находит отражение в продуктивности скважины и показаниях электрического каротажа. 4. Предложена методика определения возможных механизмов повреждения пласта и характера изменения свойств ОЗП из-за проникновения фаз бурового раствора. Защищаемые положения 1. Количественная оценка изменения свойств околоскважинной зоны и его влияния на динамику очистки и продуктивности скважины на основе математических моделей проникновения фаз бурового раствора и изменения электрических свойств околоскважинной зоны. 2. Обоснование существенного влияния изменения относительных фазовых проницаемостей и миграции мелкодисперсных частиц на продуктивность скважины и показания электрического каротажа, характеризующие изменение свойств ОЗП. 3. Комплексная методика моделирования изменения фильтрационно – емкостных свойств и математическая модель изменения электрических свойств околоскважинной зоны пласта из-за проникновения фаз бурового раствора. 4. Отклонение кажущегося сопротивления от данных палеток бокового электрического зондирования для средних и малых зондов может быть использовано в качестве диагностического параметра для оценки степени изменения свойств ОЗП и механизмов повреждения пласта. Практическая значимость данной работы 1. Предложена методология расчета изменения фильтрационно – емкостных свойств околоскважинной зоны пласта из-за проникновения фаз бурового раствора, которая позволяет прогнозировать коэффициенты продуктивности и механизмы повреждения пласта. 8 2. Создан вычислительный модуль, позволяющий рассчитать изменение электрических свойств околоскважинной зоны из-за проникновения фаз бурового раствора и уточнить интерпретацию измерений электрического каротажа. 3. На основе математических моделей проникновения фаз бурового раствора и изменения электрических свойств ОЗП разработан единый подход к моделированию и диагностике изменения свойств околоскважинной зоны и учету их влияния на динамику очистки и продуктивности. 4. Получаемая количественная оценка свойств околоскважинной зоны может быть использована для принятия обоснованного решения о возможных и эффективных методах обработки призабойной зоны и использоваться для корректировки показателей геофизических приборов и испытателей пластов. 5. Созданные симулятор и пакет программ используются сотрудниками ООО «Технологическая компания Шлюмберже» для моделирования динамики расходов и давления в процессе освоения скважины, а также для прогнозирования продуктивности скважины. На основе результатов расчетов этих программ написаны отчеты в рамках сотрудничества с компанией «Шлюмберже». Личный вклад Непосредственный вклад автора заключается в выполнении, анализе и обобщении результатов всех расчетов, представленных в диссертации, развитии математической модели и создании программного модуля для решения прямых задач электрокаротажа с учетом изменения свойств ОЗП, а также в разработке и апробации на практическом примере комплексной методики определения возможных механизмов повреждения пласта и степени изменения свойств ОЗП из-за проникновения фаз бурового раствора. 9 Апробация работы По теме диссертации автором опубликовано 10 научных работ, в том числе 5 статей в рецензируемых журналах (из них 4 - в журналах из перечня ВАК), 5 статей в виде тезисов в научных сборниках и трудах конференций. Результаты исследований докладывались на научных семинарах в РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина и в московском научно-исследовательском Центре технологической компании «Шлюмберже». Результаты работы были представлены на конференциях: международных молодежных научных конференциях «НЕФТЬ И ГАЗ» г. Москва в 2013, 2014 и 2015 гг.; Балтийской школе-семинаре «Петрофизическое моделирование осадочных пород» г. Санкт-Пертербург в 2013 г.; ХХ-ой конференции «Губкинские чтения» г. Москва в 2013 г.; Международной технической нефтегазовой конференции SPE г. Будапеште 2015 г.; 17-й научнопрактической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2015» в г. Геленджик. Всего автор принял участие в 6 научных конференциях. Благодарности Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю профессору д.т.н. Мищенко И.Т., заведующему кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, за постоянную поддержку и помощь в ходе диссертационной работы. Неоценима роль в подготовке диссертации к.ф.-м.н. Михайлова Д.Н., старшего научного сотрудника московского научно-исследовательского Центра технологической компании «Шлюмберже», который был научным консультантом, а также всего научного коллектива, в особенности, Шако В.В. и Тювени Б. Искреннюю благодарность диссертант выражает к.г.-м.н. Хохловой М.С., доц. кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, за ценные советы. 10 Глава 1. Механизмы повреждения околоскважинной зоны пласта и методы их анализа Первая глава представленной работы посвящена обзору существующих теоретических и научно-практических подходов к исследованию измененных свойств ОЗП и физических процессов, происходящих в ней. В главе приведен обзор литературы, выполненный на основании российских и зарубежных публикаций, по классификации механизмов повреждения пласта и структуре ОЗП, образовавшейся при первичном вскрытии. 1.1. Первичное вскрытие коллекторов и его продолжительность Процессы, протекающие при первичном вскрытии продуктивных пластов, оказывают значительное и часто необратимое влияние на коэффициент продуктивности скважины. Поэтому повышение качества первичного всктытия является важным этапом в процессе проектирования и строительства нефтянных и газовых скважин. В состав полного цикла сооружения скважины входят следующие операции [6, 7]: 1. Монтаж буровой установки; 2. Подготовка; 3. Поинтервальное углубление ствола; 4. Поинтервальное крепление ствола и разобщение пластов; 5. Первичное вскрытие продуктивных горизонтов; 6. Глубинные исследование; 7. Спуск и цементирование эксплутационной колоны; 8. Вторичное вскрытие / Перфорирование; 9. Испытание скважины на приток пластового или приемистость нагнетаемого флюиды; 10.Демонтаж буровой установки. 11 Под первичным продуктивного вскрытием горизонта понимается долотом, т.к. этот процесс разбуривания процесс достаточно продолжительный, то за время вскрытия в околоскважинной зоне могут происходить различные физические и химические процессы [64]. Длительность вскрытия продуктивного пласта оказывает влияние на глубину проникновения фильтрата бурового раствора, а также на кольматацию пласта содержащимися в нем компонентов (частицы, глина, полимеры и т.д.). Сроки освоения и продуктивность скважин, пробуренных в идентичных условиях могут быть различными и в значительной степени зависят от качества работ по вскрытию пластов. На скорость бурения влияет ряд технологических факторов, определяемых буровым раствором: плотность, вязкость, водоотдача, содержание и состав твердой фазы. Эти показатели могут способствовать как увеличению, так и уменьшению механической скорости проходки. Например, при углублении скважин, пробуренных в различных районах нашей страны, от 1000 до 5000 м механическая скорость проходки иногда снижается в 25 раз, а коммерческая – более чем в 30 раз [76], что и оказывает непосредственное влияние на продолжительность процессов в околоскважинной зоне. Длительность операций по сооружению скважины, которые ухудшают ФЕС пласта, варьируется в широком диапозоне от нескольких часов до нескольких недель, что влияет на время взаимодействия фильтрата бурового раствора с продуктивными пропластками. В таблице 1.1.1. приведено время, затраченное на технологические операции по сооружению скважин, которые влияют на ухудшение ФЕС пласта [73, 107]. После бурения перед спуском обсадной колонны в ствол скважины проводятся геофизические исследования. Результаты исследований позволяют установить нефте-, водо и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. Длительность геофизических исследований варьируется в широком диапазоне от пары часов до пары дней [19]. После этого в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется в течение нескольких часов. Цемент в 12 заколонном пространстве оставляют на 16 - 24 ч для затвердевания. Затем в большинстве случаев проводят вторичное вскрытие, скважина перфорируется в намеченных интервалах. Таблица 1.1.1 - Данные бурения Описание Номер скважины Интервал бурения м Время бурения сут Скорость проходки м/ч 1 Пласт ЮВ1 Урьевского месторождения; Горизонтальная скважина 7633 2948÷3457 2.33 9.1 2 Урманское нефтянное месторождение в Сибири 210 118 103 618 614 604 630 1051÷1245 831÷1150 30 2635÷3073 2950÷3390 2334÷2700 2705÷3243 0.32 0.38 0.05 1.14 1.54 1.00 1.19 25.5 34.7 24.4 16.0 11.90 15.30 18.90 8 Малобалыкское нефтяное месторождение; ЗападноСибирская провинция 5554 2952÷3145 0.6 13.3 9 10 Месторождения в Техасе - 1702 1698 9.0 7.3 7.88 9.69 № 3 4 5 6 7 Верхне-Сургутское месторождение После обсадки скважины околоскважинная часть пластовой системы стремится к первоначальному состоянию - промытая зона и зона проникновения расформировыватеся. Однако полного восстановления природного равновесия, как правило, не происходит и в прискважинной области возникают зоны необратимых изменений физических свойств пласта. На продуктивность скважины наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости ОЗП непосредственно у стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов [6]: состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и реагентов раствора); 13 противодавления на пласт от столба бурового раствора; длительности пребывания продуктивного пласта под давлением столбы бурового раствора; состава цементного раствора; глубины, способа и плотности перфорации обсадной колонны; длительности пребывания пласта под раствором после перфорации; способа вызова притока флиюда из пласта и освоения скважин. 1.2. Механизмы повреждения пласта С момента вскрытия продуктивных пластов в околоскважинной зоне скважины происходят процессы, приводящие к ухудшению фильтрационно- емкостных свойств. Более того, происходят необратимые физико-химические, баротермические и другие процессы взаимодействия фильтрата и твердых компонет с пластовыми флюидами и породообразующими минералами пласта. Изучению процессов изменения физических свойств пластов в ОЗП посвящены работы многих отраслевых, академических и вузовских специалистов и ученных Азаматова В.И., Ангелопуло О.К., Горбунова А.Т., Баренблата Г.И., Бермана Л.Б., Желтова Ю.П., Иванова М.М., Котяхова Ф.И., Мавлютова М.Р., Мамаджанова У.Д., Михайлова Н.Н., Мищенко И.Т., Орлова Л.И., Свалова А.М., Ручкина А.Б., Свихнушина Н.М., Хавкина А.Я., Христановича С.А., Эпова М.И., Яремийчука Р.С. и др., зарубежом - Abrams A., Bennion B., Bishop S.R., Civan F., Dewan J.T., Ferguson C.K., Fogler H.S., Hammond P.S., Holditch S.A., Khilar K.C., Klotz J.A., Krueger R.F., Outmans H.D., Ramakrishnan T.S. и др. Amaefule J.O. [95] классифицировал параметры, влияющие на продуктивность нефтяных и газовых скважин, на следующие четыре группы: 1. Тип, микроструктура и минералогический состав пористой среды (минералогия продуктивных пластов); 2. Композиционный состав и свойства (а также минерализация) пластовых и посторонних флюидов; 14 3. Термодинамическая неустойчивость забойных условий (температура и поровое давление) и свойств пористой среды; 4. Особенности управления и разработки нефтянных и газовых месторождений. Bennion В. [102] выделил общие механизмы повреждения пласта в порядке значимости, представленные в таблице 1.2.1. Bishop S.R. [105] обобщил семь механизмов повреждения пласта, описанных Bennion B. и Tomas F. [103] в следующем виде: 1. Несовместимость (индивидуальные свойства) жидкостей, например, при взаимодействии фильтрата промывочной жидкости с пластовыми флюидами могут образовываться нерастворимые осадки в поровом пространстве коллектора. 2. Несовместимость горной породы и жидкости, например, снижение фильтрационных характеристик нефтегазовых коллекторов вследствие закупорки набухающими взаимодействия глинистыми фильтратов частицами промывочной или жидкости с продуктами пластовыми флюидами и породой пласта. 3. Проникновение твердой фазы, например, проникновение утяжелителя или шлама. 4. Захват / блокировка фаз, например, блокирование водонефтяной эмульсии. 5. Химическая адсорбция / изменение смачиваемости, например, эмульсионная адсорбция и изменение смачиваемости и характеристики пласта. 6. Миграция природных частиц малого размера, например, внутреннее перемещение мелкодисперсных частиц в пористой среде, вследствие чего происходит закупорка пор. 7. Биологические процессы, например, введением бактериальных агентов в пласт при бурении и последующее образование полимерных осадков, которые снижают проницаемость. полисахаридных 15 Таким образом, за время вскрытия призабойной зоны скважины могу происходить как физические, так и химические превращения. Ниже мы остановимся, в основном, на физических процессах, протекающих в призабойной зоне скважины в период первичного и вторичного вскрытия скважины, вызова притока, освоения и капитального ремонта. Таблица 1.2.1 - Схема процессов, происходящих в ОЗП и приводящих к ее повреждению [105, 109] 16 1.3. Физические процессы, протекающие в околоскважинной зоне пласта Промывочная жидкость в процессе фильтрации из скважины в гранулярный пласт разделяется на дисперсную фазу и дисперсионную среду. Дисперсная фаза осаждается на зонах глинистой корки 1 и кольматации 2, а дисперсионная среда в виде фильтрата промывочной жидкости проникает в пласт, образуя зону проникновения фильтрата бурового раствора (рисунок 1.3.1). В процессе вытеснения нефти, газа, воды фильтратом в околоскважинной зоне образуется промытая зона и зона внедрения фильтрата глинистого раствора – зона проникновения. Внедрение его в пласт приводит к изменению водонасыщения, минерализации, удельного электрического сопротивления и других физических свойст пласта [61, 62]. 1 – внешняя фильтрационная корка; 2 – зона кольматации; 3 – зона проникновения фильтрата промывочной жидкости; k0, k1, k2, k3 – проницаемости, соответственно, начальная, внешней фильтрационной корки, зоны кольматации и зоны проникновения фильтрата бурового раствора Рисунок 1.3.1 - Схемы околоскважинной зоны пласта после вскрытия его бурением [17] В зависимости от соотношения размеров частиц дисперсной фазы и пор коллектора различают два механизма осаждения твердой фазы из промывочной 17 жидкости: с проникновением твердых частиц в поры пласта-коллектора и без заметного проникновения. В первом случае, кроме зоны глинистой корки, образуется зона кольматации. Во втором случае появляется только глинистая корка [61]. Для широкого класса растворов, применяемых в процессе бурения, используют термины для характеристики зон, такие как: «внешняя фильтрационная корка» (частный случай - глинистая корка), образующаяся на стенке скважины и состоящая из отфильтрованных твердых частиц и глины бурового раствора; «внутренняя фильтрационная корка» (ЗК), формируемая частицами бурового мобилизовавшимися проникновения раствора, природными фильтрата проникающими в пластовые мелкодисперстными бурового раствора породы, частицами; (рисунок 1.3.1). и и зона Наличие поврежденной зоны обуславливает значительные потери пластовой энергии и снижение продуктивности по отношению к природному состоянию пласта. Далее будет более подробно рассмотрены механизмы формирования каждой из перечисленных зон и их свойства. 1.4. Глинистая корка и ее свойства Свойства глинистых корок изучались в связи с анализом прихвата бурильного инструмента, влиянием глинистой корки на качество цементирования скважин и вскрытия пластов [17, 40, 48, 57]. Начиная с 40-х годов прошлого столетия началось активное изучение физических свойств глинистой корки и влияния на ее свойства бурового раствора, условий бурения и промывки скважины [40, 57,76, 77, 93, 100, 104, 116, 125, 127, 146, 147, 149, 165, 166]. Для образования внутренней фильтрационной корки необходимо, чтобы буровой раствор содержал частицы, размер которых чуть меньше размера поровых отверстий в пласте. Эти частицы, называемые мостообразующими (сводообразующими), перекрывают наружные поры, после того некоторое число меньших частиц проникнет в поровое пространство пласта, а мостовая перемычка 18 у наружных пор продолжает расти за счет отложения мелких частичек, и через несколько секунд в пласт будет поступать только жидкая фаза. Физические свойства внешней фильтрационной корки определяются условиями ее формирования. Скорость фильтрации и увеличение толщины внешней фильтрационной корки зависят от возможности разрушения поверхности корки под воздействием жидкости или в результате механической эрозии, проявляющихся в процессе циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве. Таким образом, принято выделять динамическую и статическую фильтрацию, соответственно [93]. В отсутствие циркуляции, т.е. при статическом режиме, потеря фильтрата бурового раствора и толщина корки увеличиваются пропорционально корню квадратному времени (и, следовательно, их рост замедляется). При этом режиме течения промывочной жидкости происходит только вглубь пласта. При динамическоской фильтрации наряду с движением промывочной жидкости в пласте имеет место циркуляция раствора в затрубном пространстве, приводящая к его движению вдоль оси скважины. В динамических условиях поверхность корки разрушается с определенной скоростью. Когда скорость роста фильтрационной корки становится равной скорости ее разрушения, толщина корки и скорость фильтрации сохраняются неизменными. Толщина глинистой корки является определяющим фактором при возникновении осложнений, связанных с уменьшением радиуса скважины, чрезмерным вращающимся моментом, затяжками и прихватом из-за перепада давления, этому вопросу в литературе уделялось внимание в работах Б.В. Касперского [40] и У.Д. Мамаджанова [57]. Считается, что в стационарных условиях толщина глинистой корки пропорциональна фильтрационным потерям, поэтому достаточно определить потери. Фильтрационные потери снижаются с повышением содержания твердой фазы, а объем глинистой корки возрастает (рисунок 1.4.1). 50 19 45 17 15 40 13 35 11 30 9 Фильтрационные потери 25 Объем глинистой корки, см3 Фильтрационные потери, см3 19 7 Объем глинистой корки 20 5 5 10 15 Объемная доля твердой фазы, % 20 Рисунок 1.4.1 - Изменение объема фильтрата, объема глинистой корки в зависимости от объемной доли твердой фазы в суспензии глины альтвармбюхен [17] Когда требуется определить толщину глинистой корки, образующейся в статических условиях, рекомендуется использовать метод, заключающийся в следующем: в фильтрационную камеру заливается небольшой объем бурового раствора; фильтрация прекращается в тот момент, когда отфильтруется весь раствор, так что в камере остается только фильтрационная корка. Момент времени, когда прекращается фильтрация, определяют путем наблюдения за объемом фильтрата через короткие промежутки времени и построения графической зависимости этого объема от корня квадратного продолжительности таких промежутков времени. Фильтрацию бурового раствора прекращают сразу после того, как график становится нелинейным. Общий объем отфильтрованного бурового раствора рассчитывается по суммарной массе фильтрата и внешней фильтрационной корки, деленной на плотность исходного раствора, затем по разности объемов отфитрованного бурового раствора и фильтрата определяют объем корки. Определению лабораторными способами свойств внешней фильтрационной (глинистой) корки как в статических, так и динамических условиях было посвящено множество зарубежных работ [93, 100, 115, 104, 125, 136, 146, 149, 20 166]. В данных работах приведены полученные параметры глинистых корок (проницаемость, пористость и толщина), получена эмпирическая система уравнений, связывающая скорость фильтрации со скоростью роста глинистой корки. Однако в данных работах зачастую рассматривались малые размеры керна (1 см) с достаточно высокой проницаемостью (более 10мД) и при перепаде давления в образце от 0.7 до 2 МПа [145], вследствие чего происходила «мгновенное» образование глинистой корки и фильтрация полностью определялась свойствами корки. В 1993г. Dewan [115, 116] представил отличие своих экспериментальных данных и традиционно используемых эмпирических зависимостей (рисунок 1.4.2). Он объяснил это тем, что эмпирические зависимости, используемые для определения параметров ГК, были получены из экспериментов с ламинарным течением, однако для образцов с большой проницаемостью (от 1 до 10 мД) характерно турбулентное течение на раннем этапе формирования корки. Свои фильтрационные экперименты автор проводил на образцах проницаемостей от 0.01 до 10 мД как в статических, так и в динамических условиях в скважине. Рисунок 1.4.2 - Объем фильтрата бурового раствора и толщина внешней фильтрационной корки при статической фильтрации через образец породы [115] 21 Имеющиеся в литературе данные, как правило, отражают лишь отдельные характеристики корок, такие как пористость, проницаемость, когда же остальные зависят в основном от времени и режима фильтрации, а также от типа течения, который реализуется в эксперименте (например, радиальное [126, 166] и линейное [165] течения). Как представлено в таблице 1.4.1., толщина глинистой корки в зависимости от режима фильтрации варьируется в следующих пределах: для статического - от 0.05 до 1.8 см; для динамического – от 0.3 до 1.4 см. Более надежным критерием является проницаемость фильтрационной корки, поскольку она является важным фактором, определяющим как статическую, так и динамическую фильтрацию. Она более точно отражает механизм фильтрации в скважине, чем любой другой параметр. Williams M. и Cannon G. [165] при оценке проницаемости фильтрационной корки получили значения от 0.2 до 0.6 нм2 (0.0002 – 0.0006 мД) при давлении 0.8 МПа для буровых растворов, используемых в районах северного побережья Мексиканского залива, и 72 нм2 (0.072 мД) для раствора, применявшегося в Западном Техасе. Тейтс и Боули определили проницаемость корки для 20 промысловых и 40 лабораторных буровых растворов, она изменялась от 0.31 до 250 нм2 при давлении 0.7 МПа. Пористость фильтрационной корки варьируется в диапазоне от 0.4 [126] до 0.9 [100, 115, 116] в засисимости от размера твердой фазы бурового раствора и других факторов, влияющих на формирование фильтрационной корки. В ходе стандартных экспериментальных исследований полученные в лаборатории данные лишь весьма приближенно соответствуют фактическим данным. Существуют сложности в критериях подобия для экспериментальных исследований: точечный отбор и малые размеры образцов, недостаточная представительность для гетерогенных формаций, порой использование данных не соответствующих скважинным условиям. 22 Таблица 1.4.1 - Свойства глинистых корок в статических и динамических условиях фильтрации Авторы Толщина корки мм Williams M., Cannon G.[165] Prokop C. [149] Bezemer C.[104] Arthur K.[100] Peng S., Peden J. [147] Dewan J.[116] Перепад Проницае давления мость через корки керн мД МПа - 10-6-0.008 5.5 - 18.3 3.6 - 14.3 3 2 6*10-6 2*10-7 2.0*10-3 5.0*10-4 1.0 - 4.0 4*10-6 Время фильтр ации ч Прони цаемос ть пласта мД Режим фильтрации статический 0.2-3.2 5.020.0 - 0.7-2.4 42 89 - 0.7 17 0.1-10 0.35-4.2 1.0-1.5 3 статический статический 1.2 - 5.0 - 1.4-2.7 0.03 0.34 1.36 0.3 0.5-2.5 0.3-1.8 статический динамический статический динамический 8 96 - динамический 0.1-3 статический динамический 1.5. Зона кольматации Частицы твердой фазы бурового раствора проникают в пласт и вызывают снижение проницаемости в результате сужения фильтрационных каналов. Однако, как уже было показано в параграфе 1.4, частицы бурового раствора могу проникать в пористую среду в результате «мгновенной» фильтрации, до образования фильтрационной корки. Как только фильтрационная корка полностью образуется, она начинает задерживать частицы бурового раствора благодаря своей низкой проницаемости (см. параграф 1.4.) Проницаемость пласта продолжает снижаться, но не за счет частиц, проходящих через корку, а вследствие перемещения и изменения положения частиц, уже проникших в пласт во время «мгновенной» фильтрации. Образуется зона, непосредственно 23 примыкающая к фильтрационной корке, которая носит название зона кольматации. Кольматация - процесс заполнения внутрипорового пространства породы дисперсной фазой промывочной жидкости при ее фильтрации в пласт [61]. Изучению пористых сред посвящено много исследований [40, 57, 60, 62, 64, 76, 77, 93, 100, 104, 116, 125, 127, 146, 147, 149, 165, 166]. Однако не существует единой точки зрения относительно механизма этого процесса. Некоторые специалисты утверждают, что процесс кольматации коллекторов в условиях бурящихся скважин вообще невозможен или проникновение дисперсной фазы в поры коллектора пренебрежимо мало (порядка нескольких миллиметров). Этот вывод базирутся на результатах экспериментов, полученных по общепринятой методике изучения влияния кольматации на проницаемость пористой среды. В этом случае коэффициент проницаемости определяют после кольматации при срезании закольматированного слоя породы различной толщины. Методика заключается в том, что сначала образец промывают и высушивают, затем в течение 6 ч его прокаливают при температуре 600 0С для дезактивации глин, содержащихся в породе. Далее прокачивают буровой раствор, насыщенный твердой фазой и для определения проницаемости срезают закольмарированный слой, при этом измеряют проницаемость оставшейся части образца, пока она не станет постоянной. Результаты эксперименотв показывают, что в ряде случаев при срезании, начиная с 0.25мм от поверхности и далее до 1.5 мм, коэффициент проницаемости полностью восстанавливается. Например, на экспериментальных работах Darley Н. [114] получил при проникновении бурового раствора на 0.3 м кернов Берея (200 - 300 мД) и Бедфорда (15 - 35 мД), что значительное снижение проницаемости наблюдается только на 2 мм кернового образца. В то же время исследования на микродолотном буровом стенде, проведенные Греем Д. [17], позволили установить, что частицы твердой фазы проникают в керны из песчаника береа, имеющего максимальную проницаемость 105мД, на глубину около 1см. Сюссер Р. [152, 153] показал, что частицы твердой 24 фазы проникают в образцы, изготовленные из оксида алюминия, на 2 - 3см. В 1977г. Abrams А. проводя эксперименты на кернах проницаемостью от 5 до 50 мД как линейного, так и радиального течения бурового раствора с Вэссоновского месторождение [89], установил, что снижение проницаемости наблюдается на нескольких сантиметрах (рисунок 1.5.1 Б), в зависимости от времени воздействия. Автор иллюстрирует резкое ухудшение коллекторских характеристик пласта в виде снижения проницаемости в зависимости от глубины проникновения частиц твердой фазы. Обратная промывка нефтью мало чем способствовала восстановлению проницаемости. Abrams А. рассчитал, что при одинаковом загрязнении пласта продуктивность скважины с радиусом дренирования около 150 м может снизится до 14 % потенциального значения в отсутствии необходимых свободообразующих частиц и до 99 %, если таких частиц в растворе вполне достаточно. Эти частицы внедряются в поры у стенки скважины и перекрывают их, образуя основу, на которой формируется фильтрационная корка. Для того чтобы эффективно выполнить эту функцию, основная часть частиц, образующих сводовую перемычку, по размерам должна быть меньше поровых отверстий, но не менее 1/3 их [17]. Б k/k0 А 0 2,5 5 7,5 10 12,5 Расстояние, см Рисунок 1.5.1 – Лабораторная установка (А) для определения снижение проницаемости кернового образца (Б) в результате проникновения частиц твердой фазы бурового раствора при отсутствии в нем свободообразующих частиц [89] 25 В исследованиях Krueger R. и Fogel H. [136] отмечено проникновение кольматанта (глинистых частиц) в поры гранулярных коллекторов на глубину до 20 – 40 см и более. Если проницаемость этой зоны дополнительно ухудшится вследствие проникновения в нее частиц твердой фазы или фильтрата бурового раствора, продуктивность скважины резко снизится, что соответствует данным на рисунке 1.5.2.Б. Снижение проницаемости пласта в результате кольматации твердой фазы можно исключить путем перфорации. Klotz J. [125] показал, что последствия загрязнения пласта будут минимальными, если длина перфорационных каналов превысит глубину загрязнения по меньшей мере на 50 %. Однако необходимо заметить, что существует загрязнение и от перфорации. Если при простреле скважины даже используется совершенно не загрязняющая пласт жидкость, продуктивность скважины все равно снижается из-за раздробления и уплотнения породы вокруг перфорационного канала (рисунок 1.5.2.А). А Б Зона кольматации Зона улучшенной проницаемости Заряд взрывного вещества и обломки разрушенно й активной зоны Перфорация Трещинообраз ование Зона сниженной проницаемости Уплотненная, пульверизиро ванная зона Отношение продуктивностей, Q/Q0 Расстояние, мм Незагрязненая зона Отношение проницаемостей, k/k0 Рисунок 1.5.2 - Cхема повреждения пласта при перфорации (А) [136]; влияние снижения проницаемости околоскважинной зоны на продуктивность скважины (Б) [125] Как показано на рисунке 1.5.3.А [125], если скважину перфорируют с применением совершенно не загрязняющей пласт жидкости и если проницаемость пласта не была ухудшена в процессе его разбухания (kf = 100 %), проницаемость зоны раздробленных пород (kp) составляет 20 % первоначального 26 значения проницаемости, а продуктивность скважины 80 % потенциальной. Если во время бурения произошло ухудшение проницаемости пласта, продуктивность скважины может снизиться до 20 % потенциального значения в зависимости от величины kf и глубины проникновения твердой фазы и фильтрата. На Рисунке 1.5.3.Б [125] видно, что если скважину перфорируют при наличии в ней загрязняющего пласт раствора, kp может снизится до 5 % первоначального значения, а максимальная продуктивность, которую следует ожидать (даже если во время бурения пласт не был загрязнен), состасит только 45 % потенциальной. Эти данные свидетельствуют о том, что во время перфорирования крайне важно иметь в скважине незагрязняющую жидкость. Например, в связи с такими осложнениями при капитальном ремонте скважины 100 А Kp=20% 80 60 40 20 0 0 10 20 30 40 50 60 70 Относительная продуктивность скважины, % Относительная продуктивность скважины, % обычно рекомендуется применять раствор с разлагаемой твердой фазой. Глубина загрязнения пласта при бурении, см Б Kp=5% Глубина загрязнения пласта при бурении, см Рисунок 1.5.3 - Влияние ухудшения коллекторских свойств пласта буровым раствором на продуктивность скважины, перфорированной с применением: А совершенно незагрязняющей пласт жидкости; Б - с использованием загрязняющей жидкости [125] 1.6. Зона проникновения фильтрата бурового раствора Учет изменений физических свойств пласта в зоне проникновения фильтрата бурового раствора невозможен без детального анализа процессов, происходящих в этой зоне. Анализ экспериментальных и теоретических исследований позволяет выделить две основные группы процессов, определяющих изменения физических 27 свойств пласта в зоне проникновения, - гидродинамическую и массообменную (таблица 1.2.1.). К гидродинамической группе относятся двухфазная фильтрация, капиллярные процессы, смешивающееся давлений и т.д., к массообменной - вытеснение, перераспределение процессы адсорбции и десорбции, гидратации, выпадения солей, выщелачивания и др. Рассмотрим механизм процессов, влияющих на изменение физических свойств в зоне проникновения. Согласно общепринятой схеме в процессе проникновения фильтрата бурового раствора выделяют две зоны (рисунок 1.3.1.): промытая зона, где процесс вытеснения уже завершен, и (переходная) зона замещения, в которой происходит двухфазная фильтрация. Вопросами изучения проникновения фильтрата бурового раствора в пласт посвящено много исследований [11,72,88], что свидетельствует о чрезвычайной важности этого процесса для промысловой практики. Перемещение флюидов в поровом пространстве зависит от свойств бурового раствора, пластовых флюидов и структуры скелета. Внедряясь в пласт, фильтрат бурового раствора вытесняет нефть и воду, оставляя неперемещаемую (остаточную) часть флюидов. Поскольку градиент напора уменьшается с удалением от стенки скважины к пласту, доля смещенных пластовых флюидов уменьшается в радиальном направлении. У стенки скважины наблюдается минимальная нефтенасыщенность, большую часть пор здесь занимает фильтрат бурового раствора. По мере увеличения радиальной глубины нефтенасыщенность возрастает до пластового значения. Ее фронт (радиальный профиль) может быть очень крутым или пологим. Крутизна фронта зависит от нефтенасыщенности, проницаемости, соотношения вязкостей флюидов и времени фильтрации. По-видимому, роль капиллярных сил на стадии бурения очень мала, если рассматривать среднепористый терригенный коллектор. Основные факторы, определяющие фильтрацию, в этом случае связаны с гидродинамическим воздействием на пласт. 28 Наиболее важной характеристикой проникновения является объем жидкости, поступающий из скважины в пласт (расход). На рисунке 1.6.1 приведены данные по расходу [93]. Это упрощенная схема, однако, она дает наглядное представление о масштабах расхода на различных стадиях бурения. Наиболее активный расход фильтрата приурочен к первым секундам после вскрытия пласта. Расход во время бурения (вблизи долота) больше, чем во время циркуляции. Стадия статической фильтрации характеризуется резким падением расхода и, соответственно, быстрой стабилизацией зоны проникновения. Рисунок 1.6.1 - Расход фильтрата бурового раствора [93] Klotz J. и др. [125] оценили объем фильтрата, проникающего на различных этапах бурения и заканчивания гипотетической скважины в пласт, вскрываемый на глубине 2250 м, что соответствует данным в таблице 1.6.1. Результаты расчетов данных авторов свидетельствуют о том, что около 95 % фильтрата внедряется в пласт при динамических условиях фильтрации (во время бурения) и около 5 % - при статических условиях (во время спуско-подъемных операций и заканчивании скважины). Заканчивая общее описание процесса формирования зоны проникновения, укажем на более сложные процессы, которые не рассматриваются в данном 29 исследовании. Отдельного изучения требует анализ роли гравитационных сил в формировании зоны проникновения, в особенности на начальной стадии. Эти явления зарегистрированы в лабораторных экспериментах [94]. Таблица 1.6.1 - Программа бурения и проникновения фильтрата в пласт по результатам исследования Klotz J. и др. [17,125] Радиус Объем Толщина зоны Время, проникновения Буровые операции фильтрата, проникновения ч фильтрата в 2 мл/см фильтрата, см пласт, см Разбуревание продуктивного пласта 18.54 8.89 со скоростью 1.524 м/ч Бурение ниже 50 18.6 46.74 37.08 продуктивной зоны Спускоподъемные операции для смены 8 0.54 46.74 37.59 долота Бурение ниже 50 9.53 53.59 43.94 продуктивной зоны Подъем колонны, каротаж, спуск 12 0.45 54.1 44.45 колонны Суммарная 120 28.86 55.12 45.47 фильтрация раствора 1.7. Методы исследования параметров околоскважинной зоны Физический анализ процессов, протекающих в продуктивном пласте и прискважинной зоне, является основой современной теории проектирования, контроля и регулирования разработки залежей [46]. В данном параграфе рассмотрены научно-практические методы исследования измененных свойств ОЗП. Эти методы можно подразделить на: гидродинамические (лабораторные и промысловые); геофизические и математическое моделирование. В таблице 1.7.1. представлены типичные потери 30 бурового раствора и глубины его проникновения в пласт по данным различных методов исследования гетерогенной формации. Таблица 1.7.1 - Объем потерь бурового раствора и глубина проникновения фильтрата бурового раствора Методы исследования Лабораторные Геофизические Промысловые Математическое моделирование Тип данных Работы Глубина проникновен ия бурового раствора, м Исследования на керне; Линейное и радиальное течение с циркуляцией и без нее Индукционный каротаж Электрический каротаж + данные с использованием MDT пакера Индукционные каротаж Cфокусированные проботборники Электрический каротаж + Внутрискважинный мониторинг (FMM) Патент, Institut Français du Pétrole INVADE и UTAPWeLS, The University of Texas at Austin EL_HYDRO и SELECT, Институт гидродинамики, Институт геофизики, Новосибирск University of Houston [89] 0.15-0.41 Объем потерь бурового раствора, м3/м - [115,116] 0.25 1 [150,151] 0.06-0.13 0.06-0.13 [169] 0.4 0.69 [143] <1.0 0.95 [98] 0.4 - 0.5 0.4 - 0.6 [137,138] 0.3-0.6 - [118,119] 0.36 0.2 [163] 1.0 1 [28, 29, 41, 87] 1.5 - [143] 1.4 0.9 Лабораторные гидродинамические исследования керна, в основном, направлены на изучение динамики образования ЗК и роста внешней 31 фильтрационной корки. Тем не менее, экспериментальные данные достаточно противоречивы и единой точки зрения не сформулировано: некоторые специалисты утверждают, что в условиях бурящихся скважин проникновение дисперсной фазы в поры коллектора пренебрежимо мало, а другие – радиус ЗК достигает десятков сантиметров. При проведении промыслово – геофизических исследований получают информацию о свойствах различных зон. Для качественного определения свойств пласта, неизмененного влиянием бурового раствора, необходимо использовать методы, глубоко проникающие в пласт. Особенно актуально это для электрических методов. Каждый метод геофизики характеризуется своими параметрами, и как видно из рисунка 1.7.1, методы большей глубинности обладают низкой разрешающей способностью по вертикали, и наоборот, поэтому для решения этих двух задач используется комплекс. Комплекс методов с разной глубиной исследования позволяет оценить изменения физических свойств в зоне кольматации, зонах масообмена и оценить радиус проникновения. Рисунок 1.7.1 - Разрешающая способность различных методов ГИС 32 К числу одних из наиболее информативных методов ГИС, возможности которых наиболее полно реализуются в необсаженных скважинах, относятся электрические и электромагнитные методы. Электрические методы исследования основаны на изучении электрических свойств породы и насыщающих флюидов, регистрируют параметры естественного и искуственного электрического поля (ЭП). Основным методом искуственного ЭП является метод кажущегося сопротивления (КС). Среди широко используемых модификаций этого метода боковое электрическое зондирование (БЭЗ, БКЗ), боковой (БК), микробоковой (МБК) и другие методы. Микрометоды промысловой геофизики характеризуют свойства зоны кольматации и промытой зоны, кавернометрия и коркометрия – механические свойства внешней фильтрационной корки. Зоны малых размеров из комплекса БКЗ позволяют определить сопротивления зоны проникновения. Основной измеряемой величиной является кажущееся удельное электрическое сопротивление (УЭС). Электрические методы основаны на излучении параметров искусственного переменного электромагнитного поля в области частот (20-50 кГц) – это индукционные методы (ИК). Измеряемой величиной является кажущееся электрическая проводимость (мСм/м). Измерительный зонд состоит из генерирующих, приемных и фокусирующих индукционных катушек. Приемные катушки улавливают вторичные ЭДС (создаваемые в горных породах под воздействием токов Фуко). Масштаб измеряемых ИК УЭС имеет тенденцию «сжатия» в области высоких УЭС. Одной из наиболее перспективных модификаций высокочастотного индукционного метода ВИКИЗ. Модификации высокочастотного и диэлектрического методов каротажа используют области частот МГц (диэлектрический индукционный метод (ДИМ) – 15-30 МГц; волновой диэлектричесских метод (ВДМ) – 40-60 МГц). Измеряемой величиной при применении диэлектрического метода является диэлектрическая проницаемость, точнее - разность фаз. Если ρ<30 Ом*м, то результат ДК будет 33 дополнительно зависеть и от самой величины УЭС, поэтому наиболее благоприятны для исследований высокоомные разрезы. Новейшее устройство для ИК – трехмерная модификация, обеспечивающая измерение сопротивления как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях (например, «HRAI», Halliburton или «3DEX» Baker Atlas), что позволяет определять анизотропию УЭС, которая вызывается наличием тонких слоистых нефтенасыщенных пропластков. Основнам принципом использования электрических и электромагнитных методов является комплексирование зондов разной глубинности. При этом совместно используются как зонды одного, так и различных видов (например, потенциал и градиент зонды, прямые и обратные). Общие характеристики зондов сопротивлений представлена в таблице 1.7.2. Таблица 1.7.2 - Характеристики зондов сопротивления Зонд Область применения Измеряе мый параметр Вертика льное разреше ние Глубинность исследования Огранич ения 2Lз 1,5Lз для градиентзондов; 2Lз для потенциалзондов Трудно интерпре т.тонкие пропласт ки БКЗ Буровой р-р на пресной воде, мощные пласты ИК Буровой р-р на пресной воде, нефти или воздухе ρп, ρЗП 2Lз 1,5Lз ρп >100; ρр-ра<ρв, соленые р-ры МБК Буровой р-р на пресной воде, минерал. р-ры ρпп 5 см < 10 см hГЛ.К<1 см ρп, ρЗП 34 К стандартным гидродинамическим исследования относятся испытания на кабеле (ИПК), но они могут быть реализованы и в спарке на трубах (ИПТ). Они определяют свойства неизменненной формации, а также дают усредненную фильтрационную характеристику околоскважинной зоны. Одними из наиболее перспективных модификаций ИПК являются комплексы опробователя на кабеле для открытого ствола MDT и обсаженной скважины CHDT, которые позволяют определить данные вблизи скважины (до 25 м). Пластоиспытатель MDT представляет собой многозондовую конфигурация, позволяющую осуществлять приток на малых депрессиях при помощи встроенного насоса. Откачка продолжается до получения пластового флюида с помощью оптического анализатора жидкости (6 бутылок по 450 см3 каждая). Замеры пластового давления производятся в двух точках в дополнение к замерам, проводимым в точке отбора для оценки горизонтальной и вертикальной составляющей проницаемости, а также анизотропии непосредственно в процессе ГДИС. Принципиальная схема установок MDT представлена на рисунке 1.7.2. Трехзондовая конфигурация MDT для замера давления Рисунок 1.7.2 - Иллюстрация работы измерительных модулей MDT (Schlumberger) при притоке флюида из пласта [46] Динамический пластоиспытатель в обсаженном стволе CHDT отличается от принципа работы MDT только тем, что через колонну и цементный камень в породе высверливается отверстие. Далее производится откачка жидкости до получения пластового флюида, отбирается проба с сохранением пластовых 35 условий, снимаются кривые падения и восстановления давления, высверленные отверстия герметизируются. Конечно способом гидродинамического опробования (MDT) добиться достаточно детальной дифференциации фильтрационных свойств разреза (с детальностью, аналогичной ГИС) пока мало реально, и это не позволяет оценить дифференциальный вклад отдельных механизмов повреждения. Дифференциальный вклад околоскважинных зон и механизм изменения физических свойств в этих зонах необходимо учитывать при обосновании методов воздействия на околоскважинную зону, технологии вскрытия и опробования пластов [46]. Промыслово-геофизические методы служат источником дополнительной информации об изменениях физических свойств, обусловленных процессами, происходящими в ОЗП, но направлены, в основном, на исследование неизменной части пласта. Зачастую возникает сложности в интерпретации геофизических и гидродинамических данных в связи с отсутствием надежных динамических связей физических свойств с процессами, происходящих в ОЗП. Развитие математического моделирования с использованием данных лабораторных экспериментов позволяет улучшить анализ и интерпретацию геофизических и промысловых данных, а также получить информацию о механизмах повреждения ОЗП. Коммерческие гидродинамические програмные пакеты используют в качестве входного параметра для характеризации повреждения только один параметр - скин-фактор, что не позволяет оценить дифференциальный вклад разных механизмов в ОЗП. Исследуя данную тему, реализовываются физические или математичесские модели, связывающие параметры конкретной системы «скважина-пласт» с регистрируемыми параметрами электрического или электромагнитного поля. Решаются прямые и обратные задачи, осуществляя переход от размеров зоны проникновения, параметров неоднородности пласта к истинным, КС и УЭС пласта, зоны проникновения и промытой зоны. 36 Достигнутый динамики уровень изменения знаний свойств по ОЗП математическому позволил создать моделированию ряд методик и исследовательских программ (таблица 1.7.3.) при учете следующих процессов: 1) Фильтрация через внешнюю фильтрационную корку с постоянной толщиной - University of Houston [143]; 2) Рост внешней фильтрационной корки с/без циркуляции бурового раствора в стволе скважины: Институт гидродинамики и Институт геофизики, г.Новосибирск [41]; The University of Texas at Austin [98, 163]; 3) Учет роста внешней фильтрационной корки и формирования ЗК с помощью эмпирической зависимостей из обобщения результатов лабораторных экспериментов - Патент, Institut Français du Pétrole [118, 119]. Однако вопрос о создании математической модели, которая бы детально учитывала дифференциальный вклад всех отдельных механизмов, происходящих в ОЗП, все еще открыт. С этой целью в московском научно-исследовательском Центре технологической компании «Шлюмберже» [74, 142, 162] разработана общая математическая модель изменения физических свойств пласта в ОЗП, основанная на лабораторных исследованиях керна и учитывающая дифференциальный вклад отдельных механизмов, происходящих в ОЗП. Для диагностирования параметров повреждения пласта целесообразно использовать комплекс промыслово-геофизических методов в сочетании с динамическими моделями изменения физических свойств пласта в околоскважинной зоне. Из результатов выполненного литературного обзора следует вывод о целесообразности использования математической модели, опубликованной в работе [74, нестационарного 142, 162]. процесса Корректное проникновения математическое фаз бурового моделирование раствора и сопутствующей динамики изменения свойств ОЗП служит основой для диагностики, оценки, предупреждения и контроля за повреждением пласта в нефтяных и газовых резервуарах. 37 Таблица 1.7.3 - Основные подходы к моделированию свойств ОЗП Название Коммерческие программы (Eclipse, VIP, Nexus, Tempest и др.) University of Houston EL_HYDRO и SELECT, Институт гидродинамики, Институт геофизики, Новосибирск INVADE и UTAPWeLS, The University of Texas at Austin Патент, Institut Français du Pétrole Особенности 1. Многофазное течение 2. Скин-фактор как входной параметр Авторы Schlumberger; Roxar; Rock Flow Dynamics; Halliburton; 1. Многофазное течение 2. Учет постоянной ФК (мат. Navarro D., Lui R., модели) Mohanty K. 3. Отклик электромагнитного [143] каротажа 1. Многофазное течение; Кашеваров А.А., 2. Учет роста ФК с/без циркуляции Эпов М.И., Ельцов бурового раствора И.Н. 3. Отклик электромагнитного [41] каротажа (ВИКИЗ) 1. Многофазное течение Torres-Verdin C., 2. Учет роста ФК с/без циркуляции Angeles R., бурового раствора Друскин, Alpak F. 3. Отклик электромагнитногои et. al. нейтронного каротажа [98, 163] 1. Использование многофазного гидродинамического симулятора Ding Y., Longeron 2. Учет ФК и ЗК в виде D., Renard G. et. al. эмпирической зависимости из [118, 119] лабораторных экспериментов 38 Глава 2. Моделирование влияния измененных фильтрационных свойств околоскважинной зоны на динамику начальной стадии добычи В данной главе проникновения/удаления коллективом описана фаз Московского математическая бурового раствора в научно-исследовательского модель ОЗП, динамики разработанная центра компании «Шлюмберже» [74, 142, 162], а также представлена количественная оценка свойств околоскважинной зоны и их влияние на динамику очистки и продуктивности скважины на основе созданной математической модели, что соответствует защищаемому положению 1. Далее в главе приведено обоснование существенного влияния изменения относительных фазовых проницаемостей и миграции мелкодисперсных частиц на продуктивность скважины, что отражается в защищаемом положении 2. 2.1. Математическая постановка задачи Рассмотрим проблему проникновения бурового раствора в одномерной (осесимметричной) постановке при следующих допущениях: два флюида (фильтрат бурового раствора и пластовый флюид); линейный закон Дарси; физические скорости компонент бурового раствора совпадают со скоростью несущей жидкости (отсутствие проскальзывания); диффузией частиц бурового раствора пренебрегается; все компоненты бурового раствора могут быть либо мобильными, либо лишенными мобильности (захваченными поровыми ловушками, адсорбированными на поверхности пор и т.д.); все процессы предполагаются изотермическими. Под буровым раствором в рамках модели понимается смесь жидкой основы (“фильтрат бурового раствора”) и нескольких нерастворимых компонент, в качестве которых могут выступать твердые частицы, глина, полимеры. Фильтрат 39 и буровой раствор одна фаза с переменной концентрацией взвешенных частиц, и в случае снижения концентрации частиц до нуля буровой раствор называется фильтратом. Перенос частиц в остаточную воду не учитывается, поскольку интенсивность захвата в поровых сужениях выше скорости диффузионного обмена со связанной водой. Под пластовым флюидом далее подразумевается либо нефть, либо газ. В данной главе рассмотрена математическая модель околоскважинной зоны, учитывающая динамику формирования внутренней и внешней фильтрационной корки за счет проникновения в пласт и последующего захвата частиц бурового раствора, проникновение в пласт фильтрата бурового раствора, а также миграцию мелкодисперсных природных частиц, изменение смачиваемости породы и капиллярные эффекты. Уравнения двухфазной фильтрации Рассмотренная модель представляет собой набор одномерных моделей пластов. Для описания процессов в околоскважинной зоне к модели двухфазной фильтрации, включающей уравнения массового баланса (2.1.1) для пластового флюида и фильтрата бурового раствора, добавлены уравнения (2.1.2) – (2.1.3) переноса и захвата других компонент бурового раствора в пористой среде [например [109]]: m s 1 r w 0 , t r r 1 r Ci wmud qi , m Ci smud t r r qi i , t (2.1.1) (2.1.2) (2.1.3) где r - расстояние от скважины; t - время; - насыщающая фаза (пластовый флюид “rf” , буровой раствор “mud”, фильтрат бурового раствора “mf”); m(δ) пористость; δ – доля объема пористой среды, занимаемая всеми захваченными компонентами бурового раствора; - плотность насыщающей фазы; s - 40 насыщенность порового пространства фазой ; w - скорость фильтрации фазы ; i – номер (тип) компоненты, содержащейся в буровом растворе; Ci - объемная концентрация мобильных компонент i-го типа в буровом растворе; i - доля объема пористой среды, занимаемая захваченными компонентами i-го типа; qi интенсивность захвата/срыва компонент i-го типа в породе пласта; δmax максимальная доля объема пористой среды, зависящая от доли “вакантных мест”, на которые могут адсорбироваться компоненты бурового раствора; где w wcrit w wcrit при w wcrit и 0 при w wcrit . Система (2.1.1) – (2.1.3) учитывает эффект уменьшения пористости из-за захвата части компонент бурового раствора в поровом пространстве: m m0 , i (2.1.4) i Скорости фильтрации пластового флюида и бурового раствора определяются согласно обобщенному закону Дарси: w k i k r , s , i p , (2.1.5) а фильтрата бурового раствора – исходя их баланса расходов: wmf 1 C wmud , (2.1.6) где k - проницаемость пласта; kr , - относительная фазовая проницаемость (ОФП) фазы ; - вязкость фазы ; p - давление фазы ; smud smf s pi i насыщенность порового пространства буровым раствором; smf - насыщенность порового пространства фильтратом бурового раствора; s pi - насыщенность порового пространства мобильными компонентами i-го типа; C C i - i суммарная объемная концентрация мобильных компонент в буровом растворе. Выражение (2.1.6) является следствием равенства физических скоростей фильтрата и других компонент бурового раствора. 41 Уравнения для относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и капиллярного давления ОФП и капиллярное давление, используемые в расчетах, аппроксимировались по корреляции Corey, см. например [97]. kr , kr0, S , pc pc 0 pci (1 S ) D , S N s s sw _ ir 1 smf srf sw _ ir (2.1.7) , где k r , - относительная фазовая проницаемость фазы Λ; pc – капиллярное давление; smf , srf и sw _ ir - остаточные насыщенности фильтрата бурового раствора и пластового флюида, а также связанная водонасыщенность; k r0, , NΛ и D – эмпирические параметры. В зависимости от типа компоненты бурового раствора и механизма ее захвата в поровом пространстве может изменяться как абсолютная проницаемость пористой среды k = k(δi), так и относительные фазовые проницаемости k r , s, i . Уравнения внутренней фильтрационной корки Для замыкания системы (2.1.1) – (2.1.7) сформулируем уравнение, определяющее интенсивность захвата и мобилизации (“срыва”) компонент бурового раствора в поровом пространстве, которое можно рассматривать как обобщение уравнений, рассматриваемых ранее рядом авторов (см. например [109]): qi i bt wmud Ci ta Ci max i m i wmud wcrit t Уравнение захвата/мобилизации (2.1.8) учитывает (2.1.8) два механизма удержания твердых компонент бурового раствора в поровом пространстве: захват в поровых сужениях (первый член уравнения, коэффициент захвата bt ) и осаждение/адсорбция на поверхности пор (второй член уравнения, коэффициент адсорбции ta ). При превышении скорости потока wΛ некоторой критической величины wcrit возможна мобилизация ранее удержанных твердых компонентов, что описывается третьим членом уравнения ( m - коэффициент мобилизации). 42 Захват компонент бурового раствора в поровых сужениях приводит к значительному снижению абсолютной проницаемость породы. В рамках данной работы рассматривается соотношение следующего вида [132, 134]: k 1 i k0 m0 M (2.1.9) где k0 и m0 – начальная проницаемость и пористость породы; M – показатель, определяющий интенсивность снижения проницаемости породы с ростом доли удержанных в поровом пространстве компонент бурового раствора; - параметр, зависящий от структуры порового пространства и механизма захвата частиц (в частности, учитывается как собственная пористость внутренней фильтационной корки, так и доля “поровых горлышек” в общей пористости породы). Оба параметра являются эмпирическими. С другой стороны, адсорбция компонент бурового раствора на поверхности пор слабо изменяет абсолютную проницаемость k, но может привести к существенному изменению ОФП. Модель внешней фильтрационной корки В дополнение к модели переноса и накопления/срыва компонент бурового раствора в околоскважинной зоне пласта, в рамках данной работы также используется модель роста внешней фильтрационной корки, рост которой начинается, когда пористость снижается до критической величины. Рост внешней фильтрационной корки управляется уравнением (2.1.10), основанным на балансе массы частиц и фильтрата (см. например [110,115,145]), а также законом Дарси для скорости фильтрации через фильтрационную корку (2.1.11): dhmc C w * circ 1 C 1 mmc p mc mf dt , wmf kmc pmc pmc , mf hmc (2.1.10) (2.1.11) 43 где hmc - толщина внешней фильтрационной корки (эта величина предполагается малой по сравнению с радиусом скважины, что позволяет записать закон Дарси в виде соотношения для плоского течения); kmc и mc - проницаемость и пористость внешней фильтрационной корки соответственно; pmc - перепад давления на внешней фильтрационной корке; circ - скорость циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве; γ – эмпирический параметр. Система уравнений (2.1.10) - (2.1.11) включает два замыкающих соотношения kmc(pmc) и mc(pmc), описывающие изменение проницаемости и пористости внешней фильтрационной корки при изменении перепада давления на ней. Для некоторых типов буровых растворов экспериментально подтверждена степенная зависимость [115], однако в приведенных ниже расчетах данный эффект не учитывается. Сформулированная выше математическая модель позволяет учесть как рост внешней фильтрационной корки, так и динамику проникновения компонент бурового раствора в околоскважинную зону пласта. В последнем случае принимаются во внимание два различных механизма удержания компонент бурового раствора в поровом пространстве: захват в поровых сужениях, что приводит к значительному снижению абсолютной проницаемости породы, и второй механизм - осаждение и адсорбция компонент на поверхности пор, что слабо изменяет абсолютную проницаемость, но может привести к существенному изменению относительных фазовых проницаемостей. В зависимости от типа компоненты бурового раствора может доминировать тот или иной механизм. Уравнения миграции природных мелких частиц Процесс снижения абсолютной проницаемости пористой среды при прокачке воды с низким содержанием соли через керновый образец был зарегистрирован еще в 40-50-ых годах (см. например [135]). В экспериментах регистрировалось резкое снижение проницаемости, если соленость воды снижалась ниже некоторой пороговой (“критической”) величины. Первоначально 44 данный эффект связывался с разбуханием глин, однако позже был объяснен [135] тем, что при снижении солености ослабевают связи, удерживающие мелкие природными частицами на поверхности пор. Частицы срываются с поверхности пор, переносятся потоком насыщающей фазы и блокируют наиболее узкие поры (“поровые горлышки”). Согласно авторам [135] разбухающие глины в исследуемых образцах не содержались. Для математического описания процесса система (2.1.1) – (2.1.11) модифицирована введением двух состояний природных частиц: прикрепленные к поверхности пор (“естественное состояние”) и захваченные в поровых сужениях. Предполагается, что природные частицы настолько малы, что будучи прикрепленными к поверхности пор, они практически не оказывают влияния на коэффициент проницаемости породы. Однако блокировка ими поровых горлышек ведет к значительному его падению. Кинетика срыва природных частиц с поверхности пор описывается уравнением кинетики (2.1.13), а захват в поровых сужениях – уравнением (2.1.14). (2.1.12) qf surf surf m surf w , t (2.1.13) qt t t C mf w , t (2.1.14) 1 m s mf C mf r C mf wmud q f qt , t r r где ψ - соленость фильтрата; surf – доля объема пористой среды, занимаемая природными частицами, прикрепленными к поверхности пор; t – доля объема пористой среды, занимаемая захваченными природными частицами в поровых сужениях; λt - коэффициент захвата в поровых сужениях; surf m - коэффициент surf срыва природных частиц с поверхности пор, причем m = 0 если ψ > ψcrit. Уравнение изменения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) Эффекты, связанные с изменением ОФП под воздействием проникших компонент бурового раствора (поверхностно-активные вещества, полимеры и 45 т.д.), например, поверхностно-активные вещества могут изменять характер смачиваемости породы коллектора, что отражается на форме ОФП [97]. Слой адсорбированного полимера не только меняет смачиваемость породы, но занимает существенную долю сечения мелких пор, значительно сужая их средний радиус. Это, в свою очередь, приводит к существенному снижению ОФП смачивающей жидкости, поскольку она движется преимущественно по мелким порам (например, рисунок 2.1.1 – пунктирные кривые). Абсолютная проницаемость породы при этом может меняться незначительно. 1 ОФП 0.1 0.01 Kr_mud_SC 0.001 Kr_rf_SC Kr_mud Kr_rf 0.0001 0 0.2 0.4 0.6 Водонасыщенность 0.8 1 Рисунок 2.1.1 - ОФП фильтрата бурового раствора («mud» , сплошные кривые) и пластового флюида («rf», пунктирные кривые): черные кривые – исходные ОФП; серые кривые - измененные ОФП из-за воздействия бурового раствора [122] Отмеченные эффекты могут быть учтены путем изменения эмпирических параметров в формулах (2.1.7) для относительных фазовых проницаемостей. В частности, рост показателя степени N и уменьшение параметра kr0, ведет к снижению подвижности соответствующей фазы . По аналогии с работой [60] предположим далее, что эмпирические параметры в формулах (2.1.7) зависят от количества компонент бурового раствора, удержанных в поровом пространстве, т.е. становятся динамическими параметрами системы, определяемыми кинетическим уравнением (2.1.15): a N mf a 1 max a 0 a * N mf max N mf , S mf a a a 1 max a 0 a * S mf max S mf , k r ,mf a a a 1 max a 0 a * k r ,mf max k r ,mf a (2.1.15) 46 где a - количество адсорбированного компонента; верхним индексом “0” обозначены исходные соответствующие параметры ОФП, измененным а индексом (“модифицированным”) “*” - параметры, ОФП. Возможное снижение абсолютной проницаемости околоскважинной зоны пласта в данной серии расчетов не учитывается. Скважинная модель Гидродинамическое моделирование проводилось с использованием исследовательского кода включающего как описанную выше модель повреждения околоскважинной зоны пласта [74, 142, 162], так и модель многофазного течения в скважине. Последняя модель принята как общепринятая модель дрейфа («driftflux» model) и подробно описана в работе [162]. При рассмотрении скважины с перфорированным забоем учитывалось снижение проницаемости около перфорационного отверстия [122,136]. Расчет продуктивности скважины с таким типом забоя был проведен по корреляции Brooks J. [108]. Представленная математическая модель ОЗП [74, 142, 162] была реализована сотрудниками московского научно-исследовательского Центра технологической компании «Шлюмберже» в исследовательском прототипе и использована автором в дальнейших расчетах, результаты которых приведены ниже в тексте. 2.2. Анализ чувствительности на показатели загрязнения, очистки и добычи В данном исследовании, как и в большинстве нефтегазовых проектов в мире, используется детерминистический метод оценки неопределенности - анализ чувствительности, который имеет ряд преимуществ. Суть метода применительно к нашей задаче заключается в оценке того, насколько изменяются ключевые показатели загрязнения, очистки и добычи при изменении одного из исходных параметров модели, когда все остальные параметры остаются неизменными. Под очисткой скважины в рамках данной 47 статьи понимается этап вызова притока при освоении скважины, когда буровой раствор в стволе замещен более легкой жидкостью и приток вызывается созданием депрессии на пласт. Все процессы предполагаются изотермическими. Под показателями динамики бурения, очистки и добычи подразумеваются: 1. Загрязнения: потери бурового раствора, глубина проникновения фильтрата бурового раствора, частиц и относительное снижение проницаемости; 2. Очистки: время прихода первой нефти на поверхность; отношение объема извлеченного фильтрата к потерям бурового раствора, наколенная добычи нефти (при 5% обводненности продукции); 3. Добычи: установившаяся продуктивность скважины; скин-фактор; 4. Динамика добычи: дебиты фильтрата бурового раствора и пластового флюида на устье и забое скважины. Была проанализирована чувствительность показателей загрязнения, очистки и добычи к ряду параметров: 1. Пласта (гидропроводность kh/µ и относительная вязкость пластового флюида µo/µw); 2. Техническим (параметрам перфорации – отношение длины перфорационного канала к радиусу ЗК Lperf/hdam и скин-фактору перфорационного канала Scr); 3. Технологическим (свойствам бурового раствора, влияющие на): a. Зону кольматации и проникновения (t ; m ; M ; C ; Nw ); b. Внешнюю фильтрационную корку (С; υcirc; kmc). Расчеты проводились на модельном примере. Рассматривался однородный нефтяной пласт с толщиной 10 м, вскрытый вертикальной скважиной (рисунок 2.2.1 А ), предполагаемая скорость бурения 15 м/ч. Начальные параметры пласта представлены в таблице 2.2.1. После бурения скважина была заполнена буровым раствором с плотностью 1150 кг/м3. Граничным условием при моделировании добычи (очистки) скважины было постоянное устьевое давление (10 бар). 48 Б Фильтрат бурового раствора 2490 м Коллектор H=10 м permeabilities Relative ОФП А 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 Фильтрат Mud filtrate (Water) Нефть Oil 0 2500 м 0.2 0.4 0.6 Водонасыщенность Water saturation 0.8 1 Рисунок 2.2.1 - схема модели пласта и скважины (А); начальные относительные фазовые проницаемости (Б) Таблица 2.2.1 - Начальные пластовые параметры Параметры Кровля пласта Подошва пласта Толщина пласта Пористость Проницаемость Начальное пластовое давление Остаточная водонасыщенность Вязкость нефти Вязкость пластовой воды Переменные Htop Hbottom h m k Значения 2490 2500 10 22 150 Ед.Изм. м м м % мД p 25.25 МПа sw 0.2 - µo µw 0.8 1 сПз сПз Неравномерная сетка (рисунок 2.2.2), используемая в численных расчетах, была разделена на четыре зоны, внешние радиусы которых обозначаются: 1) Внешняя корка (rw - радиус скважины); 2) Внутрення корка (Rd - радиус зоны кольматации); 3) Зона проникновения фильтрата бурового раствора (Rinv - радиус зоны проникновения); 4) Зона пласта с начальными свойствами (Rе - радиус контура питания). 49 1 2 3 4 r Зона 4 Зона 3 Зона 2 А Радиус Nr ∆r Радиус Nr ∆r Радиус Nr ∆r 0.3 м 60 5 мм 5м 100 5 см 500 м 41 5 cм – 55 м Измельченная Refined gridсетка Rw Rd Б Rinv r Сильно Extra Однородная Irregular exponential grid Uniform grid Логарифмическая сетка измельченная refinement сетка сетка Рисунок 2.2.2 – структурная сетка околоскважинной зоны (А); внешние радиусы зон (Б) 2.2.1. Объем потерь фильтрата бурового раствора На первом этапе было проведено моделирование влияния объема потерь бурового раствора на динамику добычи скважины с открытым стволом на раннем этапе (20 ч). Варьируя репрессию на пласт, были получены различные потери фильтрата бурового раствора: 0.08, 0.21, 0.55, 0.85 м3/м, что удовлетворяют малым и средним значениям потерь, соответствующим потере в терригенном коллекторе. На рисунке 2.2.1.1 приведены рассчитанные глубины проникновения и устьевые дебиты фильтрата бурового раствора (сплошные кривые) и пластового флюида (пунктирные кривые), которые указывают на значительное отличие времени очистки скважины от 6 до 12 ч при варьировании потерь. Следует заметить, что последние также значительно влияют на изменение установившихся дебитов пластового флюида, что объясняется различным скинфактором, полученным при первичном вскрытии. Увеличение потерь в 10 раз (с 0.08 м3/м до 0.85 м3/м) приводит к снижению устьевого дебита нефти, установившегося после 20 ч, на 18 %. А 0.9 0.85 м3/м 0.08 м3/м 0.21 м3/м 0.55 м3/м 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.3 0.6 0.9 1.2 1.5 Расстояние от скважины, м Нефть Фильтрат бурового раствора 300 250 200 0.08 м3/м 0.21 м3/м 0.55 м3/м 0.85 м3/м 150 100 50 0.2 0 Б 350 Устьевой дебит, м3/сут Насыщенность бурового растовра 50 1.8 0 0 5 10 Время, сут 15 20 Рисунок 2.2.1.1 - Профили насыщенности фильтрата бурового раствора (А); рассчитанные устьевые дебиты фильтрата бурового раствора (сплошные кривые) и нефти (пунктирные кривые) при различных потерях (Б) 2.2.2. Параметры внешней фильтрационной корки В данном параграфе с помощью разработанной модели исследована зависимость потерь фильтрата бурового раствора от свойств внешней фильтрационной корки (частный случай, глинистая корка). Концентрация свободообразующих частиц (5 %) и коэффициента интенсивности захвата λt и мобилизации λm задавались равными 500 м-1 и 5 м-1 соответственно. Данные расчеты проведены без учета циркуляции бурового раствора в стволе скважины. Было проведено исследование зависимости накопленных потерь бурового раствора от основных параметров фильтрационной корки (ее проницаемости kmc и толщины hmc). Изменение проницаемости и пористости внешней фильтрационной корки при изменении перепада давления на ней kmc(pmc) и mc(pmc) в системе уравнений (2.1.10) - (2.1.11) не учитывается. Следовательно, в процессе расчетов варьировалась проницаемость внешней фильтрационной корки, начиная с 0.1 мД и ниже. Результаты представлены на рисунке 2.2.2.1, где также приведена динамика роста глинистой корки. Фильтрационные потери снижаются с уменьшением проницаемости корки и ее ростом, наибольшая чувствительность наблюдается в диапазоне величин: kmc ≤ 0.03 мД. 51 12 Толщина внешней фильтрационной корки, мм Толщина внешней фильтрационной корки, мм 14 10 8 6 4 2 0 0 5 10 Время, ч Б 14 0.1mD 0.05mD 0.01mD 15 0.12 12 0.1 10 0.08 8 0.06 6 0.04 4 0.02 2 0 0 0 20 Проницаемость внешней фильтрационной корки, мД А 16 0.1 0.2 0.3 Потери бурового раствора, м3/м Рисунок 2.2.2.1 – динамика роста внешней фильтрационной корки при различных проницаемостях (А); накопленные потери бурового раствора от проницаемости и толщины внешней фильтрационной корки (Б) Далее с помощью разработанной модели исследована зависимость потерь фильтрата бурового раствора от свойств внешней фильтрационной корки, а также от интенсивности эрозии внешней фильтрационной корки за счет циркуляции бурового раствора в скважине (в лабораторных исследованиях данный эффект носит название “динамическая фильтрация”). На рисунке 2.2.2.2 представлены результаты расчета динамики роста внешней фильтрационной корки и распределение насыщенности фильтрата бурового раствора на конец бурения без циркуляции и с учетом циркуляции бурового раствора в скважине. Скорость циркуляции бурового раствора рассчитывалась, исходя из следующих параметров: наружный диаметр бурильной колонны 8.225 см, диаметр ствола 20.32 см, расход бурового раствора 19 л/сек [17]. Для сравнения на (рисунок 2.2.2.2.Б) представлены расчеты без внешней фильтрационной корки. Начальные ФЕС пласта не изменялись, а время бурения и репрессия на пласт были соответственно равны 3 ч и 1.3 МПа. Концентрация свободообразующих частиц и проницаемость фильтрационной корки задавались равными 5 % и 0.05 мД. внешней 52 А 4.5 4 Глин корка 0.9 Глин корка + Циркуляция 0.8 Насыщенность фильтрата бурового раствора Толщина глинистой корки, мм 5 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 Б 0.7 0.6 0.5 0.4 Без глин корки 0.3 Глин корка Глин корка + Циркуляция 0.2 0 0.5 1 1.5 Время, ч 2 2.5 3 0 0.1 0.2 0.3 Расстояние, м 0.4 0.5 Рисунок 2.2.2.2 – динамика роста фильтрационной корки (А); насыщенность фильтрата бурового раствора после 3 ч бурения (Б): без и с учетом внешней фильтрационной корки, с учетом циркуляции бурового раствора в стволе скважины В условиях динамической фильтрации рост фильтрационной корки ограничен эрозионным действием потока бурового раствора в скважине. В момент вскрытия пласта скорость фильтрации высока и фильтрационная корка растет быстро. Однако со временем ее рост замедляется. После того как скорость роста фильтрационной корки становится равной скорости ее эрозии, толщина корки стабилизируется на величине 1.56 мм. Для сравнения: без циркуляции она достигает 4.37 мм (рисунок 2.2.2.2 А). 2.2.3. Параметры зоны кольматации Уравнение (2.1.8), описывающее интенсивность захвата и мобилизации компонент бурового раствора, включает несколько эмпирических коэффициентов, которые могут варьироваться в широком диапазоне в зависимости от литологического типа породы и состава бурового раствора [162]. В качестве примера рассмотрено несколько значений коэффициента захвата 250, 500 и 1000 м-1 при фиксированном коэффициенте мобилизации 5 м-1. Моделирование динамики свойств зоны кольматации и показателей очистки пласта показало (рисунок 2.2.3.1), что уменьшение коэффициента захвата в 4 раза (от 1000 м-1 до 250 м-1) приводит к увеличению радиусу зоны кольматации на 10 см и росту потерь бурового раствора в 2.2 раза. Благодаря высокому значению 53 коэффициента захвата (1000 м-1), увеличивается время прихода первой нефти на 0.8 ч и скин-фактор на 4, но доля добытого фильтрата бурового раствора увеличилась на 5 % после 10 ч добычи (рисунок 2.2.3.2). Как видно из результатов, коэфициент захвата в основном значительно вилияет на показатели бурения. А 0.6 λt=250 0.4 λt=500 λt=1000 0.2 Б 1 Относительное снижение проницаемости Насыщенность фильтрата бурового раствора 0.8 0.8 0.6 0.4 λt=250 λt=500 0.2 λt=1000 0 0 0.3 0.6 0.9 1.2 Расстояние от скважины, м 1.5 0 0.1 0.2 0.3 Расстояние от скважины, м 0.4 Рисунок 2.2.3.1 – распределение насыщенности фильтрата бурового раствора (А); относительное снижение проницаемости (Б) Устьевой дебит, м3/сут S1=8 S2=10 S3=12 105 70 λt=1000 λt=500 35 λt=250 0 Б 75 Доля добытого бурового раствора, % А 140 60 45 30 λt=1000 λt=500 15 λt=250 0 0 2.5 5 Время, ч 7.5 10 0 2.5 5 Время, ч 7.5 10 Рисунок 2.2.3.2 – Дебит фильтрата бурового раствора (сплошные кривые) и нефти (пунктирные кривые) (А); доля добытого фильтрата бурового раствора (Б) В уравнении (2.1.8) упоминается несколько эмпирических коэффициентов, один из которых описывает интенсивность мобилизации компонент бурового раствора. Варьируя коэффициент мобилизации в диапозоне до 25 м -1 при фиксированном коэффициенте захвата 500 м-1, получили чувствительность потерь фильтрата бурового раствора и доли добытого фильтрата бурового раствора к 54 коэффициенту мобилизации. Результаты представлены также для различных коэффициентов захвата при фиксированном коэффициенте мобилизации 5 м-1. Для объективного анализа результатов была получена чувствительность показателей загрязнения, очистки и добычи для скважины с открытым забоем в виде Торнадо-графиков к следующим параметрам, которые отмечены отдельными цветами соответственно: 1. Пласта (гидропроводность kh/µ и относительная вязкость пластового флюида µo/µw) - зеленый; 2. Бурового раствора (t ; m ; M ; C ; Nw ) - красным; Перечисленные выше параметры варьировались относительно базового случая в пределах ±5%. Базовый случай (k=150 мД; µo/µw=0.94; C=5%; Nw=2; λt=500 м-1; λm=5 м-1) выбирался с учетом данных, полученных в предыдущих исследованиях [162], и в соответствии с полевыми, а также лабораторными 25 800 20 600 15 400 10 200 5 0 0 0 0.25 0.5 0.75 Потери фильтрата бурового раствора, м3/м 1 1000 750 Б 25 20 15 500 10 250 0 5 0 57 59 61 63 65 Доля добытого фильтрата бурового раствора, м3/м Коэффициент мобилизации, м-1 Коэффициент захвата, м-1 30 Коэффициент захвата, м-1 А 1000 Коэффициент мобилизации, м-1 данными. Бызовый вариант отмечен красными маркерами на рисунке 2.2.3.3. Рисунок 2.2.3.3 – Потери бурового раствора на конец бурения и доля добытого фильтрата бурового раствора на 10 ч добычи в зависимости от: разных коэффициентов захвата и мобилизации Результаты анализа чувствительности характерных показателей бурения, очистки и добычи, представленные на рисунке 2.2.3.4 - 2.2.3.5. На загрязнение околоскважинной зоны, образование зоны кольматации и проникновение фильтрата бурового раствора, в существенной мере влияют свойства самого пласта (гидропроводность), а также свойства бурового раствора, такие как 55 концентрация твердой фазы бурового раствора и ее коэффициент захвата. Показатель очистки, накопленной добычи нефти при обводненности 5%, для скважины с открытым забоем в большей степени влияют свойства бурового раствора (его ОФП и концентрацию твердой фазы), что показано на рисунке 2.2.3.5.А. На установившуюся продуктивность скважины (рисунок 2.2.3.5.Б) значительно влияет коэффициент захвата, как было еще упомянуто ранее. Таким образом, при изменении коэффициента захвата на ± 5% радиус зоны кольматации (после бурения) и установившаяся продуктивность скважины (на 24 ч; в данном случае, установившийся режим) изменится на ± 2.5 - 3 %. Потеря фильтрата бурового раствора А Б C λt Kh/µ Kh/µ M λm Радиус зоны кольматации λt C λm M µo/µw µo/µw Nw -5 -2.5 0 2.5 -4 5 -2 0 2 4 Рисунок 2.2.3.4 – Чувствительность показателей бурения к ФЕС залежи и свойствам бурового раствора А Накопленная добыча нефти при обводненности 5% Б C λt Nw Kh/µ Kh/µ Установившаяся продуктивность скважины λm M λt C λm M µo/µw µo/µw -2 -1 0 1 2 -4 -2 0 2 4 Рисунок 2.2.3.5 – Чувствительность показателей очистки и добычи (после 1 сут.) к ФЕС залежи и свойствам бурового раствора 56 Влияние перфорированных параметров 2.2.4. Влияние изменения коллекторских свойств околоскважинной зоны традиционно учитывается введением скин-фактора. Однако эта величина включает в себя две, в общем случае независимые компоненты: размер поврежденной зоны и уровень снижения проницаемости. Для стационарного однофазного притока к скважине связь между распределением проницаемости в околоскважинной зоне и скин-фактором определяется следующей формулой [124]: k dr S 0 1 k r r Rw Rc (2.2.4.1) где rw – радиус скважины; Rе – радиус контура питания (зоны дренирования); k0 – проницаемость исходного незагрязненного пласта, а k(r) – ухудшенная (“поврежденная”) проницаемость околоскважинной зоны. В предположении о ступенчатой зоне повреждения проницаемости формула (2.2.4.1) упростится (2.2.4.2): 1 Rd S ln rw (2.2.4.2) где Rd – радиус зона повреждения; ε = kd / k0 – уровень снижения проницаемости. Как следует из (2.2.4.2), одинаковый скин-фактор может быть достигнут различными комбинациями Rd и ε. В качестве примера на рисунке 2.2.4.1 показано два варианта снижения проницаемости в околоскважинной зоне, приводящие к скин-фактору S = 3.6: ε = 0.1 и Rd = 5 см; ε = 0.4 и Rd = 1 м. 57 Б А Рисунок 2.2.4.1 – Снижение проницаемости пласта в результате кольматации твердой фазы при скин-факторе S = 3.6 Отмеченная неоднозначность может приводить к ошибкам в определении динамики добычи скважины на раннем этапе, а также при выборе способа обработки околоскважинной зоны для интенсификации притока (повторная перфорация, солянокислотная обработка и т.д.). В связи с этим была рассмотрена модель перфорированной скважины с длиной перфорации 25 см и различными радиусами зоны повреждения проницаемости. В базовом случае отношение длины перфорации к глубине зоны кольматации Lperf/hdam = 2.5. Для объективного анализа результатов была получена чувствительность показателей загрязнения, очистки и добычи для скважины с открытым забоем в виде Торнадо-графиков к следующим параметрам, которые отмечены отдельными цветами соответственно: 1. Пласта (гидропроводность kh/µ и относительная вязкость пластового флюида µo/µw) - зеленый; 2. Бурового раствора (t ; m ; M ; C ; Nw ) - красным; 3. Техническим (параметрам перфорации – отношение длины перфорационного канала к радиусу ЗК Lperf/hdam и скин-фактору перфорационного канала Scr) - синим; 58 Результаты анализа чувствительности показателей добычи, представленные на рисунках 2.2.4.2 – 2.2.4.3, включают время прихода первой нефти, изменение накопленной добычи нефти при 5 % обводненности на устье, а также сравнение результатов для скважины с открытым и перфорированным забоем на более позднем этапе на 24 ч (установившийся дебит). Время прихода первой нефти на поверхность в основном зависит от свойств пласта и параметров перфорации. Накопленная добыча нефти на раннем этапе при обводненности в 5 % (на 7 ч) в основном зависит от свойств самого пласта (гидропроводности) и свойств бурового раствора (рисунок 2.2.4.2 Б). На основные показатели добычи существеннее влияют следующие параметры для: скважины с открытым забоем - свойства твердой фазы бурового раствора; перфорированной скважины - перфорационные параметры. Накопленная добыча нефти на раннем этапе зависит от свойств бурового раствора (рисунок 2.2.4.2 Б), а на более позднем этапе (на 24 ч добычи; см. (рисунок 2.2.4.3 Б) - от отношения длины перфорации к глубине зоны повреждения (Lperf/hdam). Таким образом, при изменении длины перфорации на ± 5 % накопленная добыча нефти (на 24 ч; установившийся режим) изменяется на ± 10 ÷ 11 % (рисунок 2.2.4.3 Б). А Время прихода первой нефти на поверхность Б Накопленная добыча нефти при обводненности 5% C Nw Kh/µ M λt λm Lperf/hdam µo/µw Scr Lperf/hdam Kh/µ Scr µo/µw Nw M C λt λm -10 -5 0 5 10 -2 -1 0 1 2 Рисунок 2.2.4.2 – Чувствительность показателей очистки перфорированной скважины: время прихода первой нефти на поверхность (А); накопленная добыча нефти при обводненности 5% (Б) 59 А Установившаяся продуктивность скважины (Открытый забой) Б Установившаяся продуктивность скважины (Перфорированный забой) Lperf/hdam µo/µw Kh/µ Scr Nw λt λm C M λt Kh/µ λm C M µo/µw -4 -2 0 2 4 -12 -6 0 6 12 Рисунок 2.2.4.3 – Чувствительность показателя добычи для скважины с открытым (А) и перфорированным забоем (Б) (на 24 ч освоение скважины) 2.3. Моделирование динамики изменения фильтрационных свойств околоскважинной зоны В данном параграфе представлены результаты расчетов, полученные с помощью математической модели околоскважинной зоны, которая учитывает динамику проникновения фаз бурового раствора, а также миграцию мелкодисперсных природных частиц, изменение смачиваемости породы и капиллярные эффекты. В качестве примера рассматривался однородный нефтяной пласт толщиной 3 м, проницаемостью и пористостью 38.5 мД и 0.23 соответственно. Вязкость при пластовых условиях и газовый фактор нефти равнялись 0.69 сПз и 30 м3/м3 соответственно. Пласт вскрыт направленной скважиной S-образного типа. Профиль показан на рисунке 2.3.1 и состоит из 5 участков: вертикального, набора зенитного угла, наклонного прямолинейного, уменьшения зенитного угла и вертикального. Жидкость в стволе скважины после бурения и промывки распределялась следующим образом: промывочная жидкость плотностью 880 кг/м3 занимала 95 % объема скважины, а нижняя часть ствола была заполнена буровым раствором с плотностью 1150 кг/м3. Вязкость фильтрата бурового раствора при пластовых условиях равнялась 0.7 сПз соответственно. 60 Рисунок 2.3.1 – Проекция направленной скважины S–образного типа Граничным условием при моделировании работы скважины во время добычи (очистки) было постоянное устьевое давление (0.4 МПа в течение 10 ч с последующим повышением давления до 1.4 МПа). 2.3.1. Миграции природных мелких частиц Процесс снижения абсолютной проницаемости пористой среды при прокачке воды с низким содержанием соли через керновый образец был зарегистрирован экспериментально и объяснен тем, что при снижении солености ослабевают связи, удерживающие мелкие природные частицы на поверхности пор [135]. Частицы срываются с поверхности пор, переносятся потоком насыщающей фазы и блокируют наиболее узкие поры (“поровые горлышки”). Для математического описания процесса система (2.1.1) – (2.1.11) модифицирована введением двух состояний природных частиц: прикрепленные к поверхности пор (“естественное состояние”) и захваченные в поровых сужениях. Кинетика срыва природных частиц с поверхности пор описывается уравнением кинетики (2.1.13), а захват в поровых сужениях – уравнением (2.1.14). 61 -1 Все эмпирические коэффициенты ( surf и t = 65 м-1) в уравнениях m = 25 м (2.1.13) и (2.1.14), описывающие захват и мобилизацию мелкодисперсных частиц, были подобраны таким образом, чтобы воспроизвести лабораторные данные для образца песчаника Berea (рисунок 2.3.1.1). Полученные коэффициенты использовались в дальнейших расчетах. Б [Khilar,1983. SPE 10103] Относительное снижение проницаемости, k/k0 А 1 Расчет Эксперимент (Khilar, Fogler; 1983) 0.75 0.5 0.25 0 0 2.5 5 7.5 Прокачанный поровый поровый объем объем Прокаченный 10 Рисунок 2.3.1.1 – Сравнение расcчитанного относительного снижения проницаемости и экспериментально установленного для образца песчаника Berea при прокачке низкоминерализованной воды [135] Рассмотрены 3 случая: учет только твердой фазы в буровом растворе (массовая концентрация 3 %); учет только миграции природных частиц (объемная доля частиц в исходной пористой среде задавалась равной 0.05); учет переноса и твердой фазы бурового раствора и природных мелкодисперсных частиц. С целью демострации эффекта мобилизации природных частиц параметры захвата и мобилизации твердой фазы бурового раствора были подобраны таким образом, чтобы обеспечить малую глубину ее проникновения и быстрое удаление в процессе освоения и эксплуатации. Потеря фильтрата бурового раствора во всех случаях равнялась 0.13 м3/м. Глубина его проникновения составляла 0.5 м, однако профиль снижения проницаемости относительно первоначальной величины существенно отличается (рисунок 2.3.1.2 А). При выбранном, относительно высоком, коэффициенте мобилизации 6 м-1 твердые частицы бурового раствора практически полностью 62 удаляются из околоскважинной зоны после 4 сут. добычи. При этом мелкодисперсные частицы остаются неподвижными, что влияет на конечный А 1 Относительное снижение проницаемости, k/k0 скин-фактор. 0.8 0.6 Твердая фаза 0.4 Природные частицы 0.2 Твердая фаза + Природные частицы 0 Дебит нефти, м3/сут Б 0.2 0.4 0.6 Расстояние от скважины, м 16 В 14 Доля добытого бурового раствора, % 0 0.8 90 S0 = 1.8 S1 = 2.3 S2 = 5 75 12 S3 = 20 60 10 8 45 6 S0 = 1.8 30 S1 = 2.3 4 15 S2 = 5 2 S3 = 20 0 0 45 90 Время, ч Твердая фаза Природные частицы Твердая фаза+Природные частицы Только фильтрат 135 180 0 0 45 90 Время, ч 135 180 Рисунок 2.3.1.2 – Рассчитанное распределение проницаемости (k/k0) в ОЗП на разные моменты времени (А): после бурения (сплошная кривая); после 4 сут. добычи (штрихпунктирная кривая). Рассчитанные пластовые дебиты нефти (Б) и доля добытого фильтрата бурового раствора (В) Из-за миграции природных мелкодисперсных частиц глубина зоны снижения проницаемости достигает 0.32 м и несущественно снижается после 4 сут. добычи. Таким образом, наличие мелкодисперсных частиц оказывает сильное влияние как на показатели очистки пласта (доля добытого бурового раствора уменьшается на 12 % за 7.5 сут. добычи), так и на установившуюся продуктивность скважины (снижается на порядок, см. рисунок 2.3.1.2 А. и Б.) за счет увеличения скин-фактора. 63 2.3.2. Капиллярное расформировывание зоны проникновения В данном исследовании рассматривается капиллярное расформирование зоны проникновения продуктивного пласта. С целью изучения данного процесса рассмотрено два типа смачиваемости пласта (гидрофильный и гидрофобный) с поглощением фильтрата бурового раствора во время бурения (0.5 ч), последующим простоем скважины в течение 1 сут. и ее освоением в течение 4 сут. Предполагается, что при простое скважины в пласте отсутствует гидродинамический градиент давления, однако имеет место капиллярное расформирование зоны проникновения. В рассматриваемых случаях смачивающей фазой являются: для гидрофильного пласта – фильтрат бурового раствора, а для гидрофобного пласта – пластовый флюид. Относительные фазовые проницаемости и капиллярное давление, используемые в расчетах, представлены на рисунке 2.3.2.1 (сплошные кривые гидрофильный пласт, пунктирные – гидрофобный пласт). Кривые аппроксимировались по корреляции Corey, см. например [111]. Согласно проведенным расчетам при фиксированной репрессии и времени бурения пласта 0.5 ч, глубина проникновения фильтрата бурового раствора в случае гидрофобного коллектора на 25 см превышает глубину проникновения в случае гидрофильного коллектора, что объясняется более высокой ОФП по фильтрату в первом случае. При простое скважины в течение 1 сут. происходит капиллярное расформирование зоны проникновения, динамика которого существенно зависит от типа смачиваемости пласта (рисунок 2.3.2.2 А и Б). Эффект капиллярного расформирования приводит к “расплыванию” фронта насыщенности проникшего фильтрата бурового раствора, причем для гидрофильного пласта этот эффект более значителен, чем у гидрофобного. Больший объем потерь фильтрата бурового раствора в гидрофобном пласте приводят к более позднему прорыву нефти в ходе очистки скважины (позже на 10 ч, см. рисунок 2.3.2.2. В и Г). Установившийся дебит пластового флюида для гидрофобного пласта на 20 % выше, чем для гидрофильного пласта, что связано с 64 более высокой остаточной водонасыщенностью гидрофильного пласта (0.2) по сравнению с гидрофобным (0.05). 1 А Kr,rf ОФП 0.6 0.4 0.2 0 0 0.25 0.5 0.75 Водонасыщенность Гидрофобный Гидрофильный 4 Капиллярное давление, бар 0.8 6 Б Kr,f 2 0 0 0.25 0.5 0.75 1 -2 -4 -6 1 Водонасыщенность Рисунок 2.3.2.1 – ОФП (А); капиллярное давление (Б): сплошные кривые гидрофильный пласт, пунктирные кривые – гидрофобный пласт Насыщенность фильтрата 0.8 после 0,5ч бурения 0.6 после 1д капиллярной пропитки 0.4 после 100д добычи 0.2 Гидрофобный пласт 0.95 0.8 после 0,5ч бурения 0.65 0.5 после 1д капиллярной пропитки 0.35 0.2 после 100д добычи 0.05 0 0.5 В 1 Расстояние, м 100 Пластовый дебит фильтрата бурового раствора, м3/сут Б Гидрофильный пласт 1 1.5 2 0 Г Гидрофильный Гидрофобный 10 1 0.1 0.01 0 20 40 60 Расстояние, м 80 100 Пластовый дебит нефти, м3/сут Насыщенность фильтрата А 0.5 1 Расстояние, м 16 1.5 2 Гидрофильный Гидрофобный 14 12 10 8 6 4 2 0 0 20 40 60 Расстояние, м 80 100 Рисунок 2.3.2.2 – Глубина проникновения фильтрата бурового раствора в зависимости от смачиваемости горной породы (А и Б): после 0.5 ч бурения – сплошная кривая; после 1 сут. капиллярного расформирования – пунктирная кривая; после 4 сут. добычи – точечная кривая. Рассчитанные пластовые дебиты фильтрата бурового раствора (В) и пластового флюида (Г) 65 2.3.3. Изменение смачиваемости породы Рассмотрим эффекты, связанные с изменением ОФП под воздействием проникших компонент бурового раствора (поверхностно-активные вещества, полимеры и т.д.). Например, поверхностно-активные вещества изменяют характер смачиваемости породы коллектора, что отражается на форме ОФП [97]. Слой адсорбированного полимера не только меняет смачиваемость породы, но занимает существенную долю сечения мелких пор, значительно сужая их средний радиус. Это, в свою очередь, приводит к существенному снижению ОФП смачивающей жидкости, поскольку она движется преимущественно по мелким порам (рисунок 2.3.3.1 – пунктирные кривые). На рисунке 2.3.3.1 представлены исходные и измененные ОФП фильтрата («mud» , сплошные кривые) и пластового флюида («rf», пунктирные кривые) из-за воздействия бурового раствора. Возможное снижение абсолютной проницаемости околоскважинной зоны пласта в данной серии расчетов не учитывается. 1 ОФП 0.1 Kr_mud Kr_rf Kr_mud_SC Kr_rf_SC 0.01 0.001 0.0001 0 0.2 0.4 0.6 Водонасыщенность 0.8 1 Рисунок 2.3.3.1 – ОФП фильтрата бурового раствора и пластового флюида: исходные ОФП (сплошные кривые); измененные ОФП из-за воздействия бурового раствора (пунктирные кривые) [97] Рассмотрено два случая: без изменения ОФП; с измененными ОФП, где в кинетическом уравнении (2.1.8) коэффициент захвата tb = 0, т.е. имеет место только осаждение и адсорбция компонент на поверхности пор, без захвата в 66 поровых сужениях. Для учета изменения ОФП предположим, что из-за влияния адсорбированного компонента остаточная водонасыщенность возрастает с 0.2 до 0.25, а концевая точка относительной фазовой проницаемости фильтрата снижается от kr_f0 = 0.18 до величины kr_f* = 0.02, что соответствует лабораторным данным на песчаниках Berea [171], Elgin и Okesa [101]. Капиллярное давление в этих расчетах не учитывалось. Во всех случаях рассматривались равные объемы потерь фильтрата бурового раствора 0.35 м3/м. Результаты расчетов (рисунок 2.3.3.2) показывают, что снижение ОФП по фильтрату увеличивает скин-фактор с 1.1 вплоть до 5.2. Значительно увеличивается как время прихода первой нефти на поверхность, так и время очистки скважины, т.е. время вымыва остатков бурового раствора из коллектора, когда объемная доля фильтрата бурового раствора на устье становится равной 5% (с 30 по 65 часов). А Без изменения ОФП 12 С изменением ОФП 10 8 6 S1=1.1 4 Б 5 Устьевой дебит, м3/сут Пластовый дебит нефти, м3/сут 14 S3=5.2 2 0 Нефть 4 3 2 Буровой раствор 1 65 ч 0 0 30 Время, ч 60 90 0 30 ч 30 Время, ч 60 90 Рисунок 2.3.3.2 – динамика пластового дебита нефти (А); устьевой дебит бурового раствора и нефти (Б): расчеты для исходных ОФП (синие кривые); учет изменения ОФП под влиянием адсорбированного компонента (красные кривые) 2.4. Заключение к главе В данной главе сформулирована математическая модель и представлены результаты численного моделирования динамики изменения свойств околоскважинной зоны из-за проникновения/удаления компонент бурового 67 раствора. С помощью численных расчетов продемонстрировано существенное влияние на показатели очистки скважины и ее установившуюся продуктивность (скин-фактор) таких процессов, как проникновение/захват частиц бурового раствора в поровом пространстве, миграция мелкодисперсных природных частиц, изменение смачиваемости породы и капиллярные эффекты. Основные показатели загрязнения сильно зависят от свойств самого пласта (гидропроводности и мелкодисперстных частиц), свойств бурового раствора (концентрации твердой фазы) и циркуляции в стволе скважины. В работе также исследовано влияние повреждения пласта на динамику добычи как неперфорированной скважины, так и перфорированной. На основные показатели очистки, в отличие от показателей добычи, значительно влияют свойства бурового раствора не зависимо от типа конструкции скважины. В случае скважины с открытым забоем основные показатели добычи существенно зависят от свойств твердой фазы (коэффициентов захвата и мобилизации) , а в случае с перфорированной скважины – от перфорационных параметров (отношение длины перфорационных каналов к глубине зоны загрязнения). На основные показатели добычи скважины с перфорированным забоем значительное влияние оказывают параметры перфорации. Показано, что смачиваемость коллектора влияет как на объем потерь (при фиксированной репрессии на пласт и времени бурения), так и на глубину проникновения фильтрата бурового раствора за счет капиллярной пропитки при простое скважины. Изменение относительных фазовых проницаемостей под воздействием проникших компонент бурового раствора и мобилизация природных частиц может значительно увеличить скин-фактор в 5 и 10 раз соответственно и время прихода первой нефти на поверхность до 2 сут. 68 Глава 3. Моделирование влияния измененных свойств околоскважинной зоны на отклик электрических зондов в неоднородных пластах В процессе бурения на репрессии в пласт-коллектор внедряется фильтрат бурового раствора и содержащиеся в нем компоненты (твердые частицы, глина, полимеры и т.п.), оттесняя от прискважинной области пластовые флюиды. В результате в зоне проникновения изменяются фильтрационно-емкостные свойства, а также значительно изменяется удельное электрическое сопротивление коллектора (УЭС) из-за существенно разной электропроводности фильтрата бурового раствора, нефти и пластовой воды [19, 29]. В данной главе рассмотрена математическая модель электрокаротажа, учитывающая изменение свойств в ОЗП, что частично соответствует защищаемому положению 3. В отличие от традиционных методик, зона проникновения рассматривается не как мешающий объект, а как источник важной информации о механизмах возможных изменений свойств ОЗП. Распределение УЭС каждого пласта рассчитывается, исходя из гидродинамического моделирования проникновения фильтрата бурового раствора в процессе бурения и обмена соленостью между фильтратом и пластовой водой. В главе представлены результаты исследования влияния динамики проникновения в пласт фильтрата бурового раствора, а также миграции мелкодисперсных природных частиц и капиллярное расформирование на показания электрокаротажа, что отмечано в защищаемом положении 2. В данной главе обосновано защищаемое положение 4, которое заключаетсяв том, что отклонение КС от данных палеток для средних и малых зондов может быть использовано в качестве диагностического параметра для оценки механизмов повреждения пласта и степени изменения свойств ОЗП. 69 3.1. Математическая модель прямой задачи электрокаротажа В ходе проникновения фильтрата бурового раствора происходит значительное изменение УЭС в окрестности скважины, что сказывается на результатах зондирования. В результате взаимодействия скважинных и пластовых флюидов формируются плавно меняющиеся радиальные распределения электропроводности. Математическое моделирование прямой задачи электрокаротажа основано на результатах гидродинамического Гидродинамическое моделирование моделирования выполнено фильтрации с в ОЗП. использованием исследовательского кода, математический аппарат представлен в главе 2. Уравнение солепереноса Для моделирования солепереноса используется уравнение переноса пассивной примеси (3.1.1) [151], но, в отличие от указанной работы, с переменной пористостью: 1 t m C mf s w s w _ ir r r r C mf wmf t m C s s w _ ir C C mf C s t s , (3.1.1) где sw – водонасыщенность; sw_ir – остаточная водонасыщенность; Cmf – концентрация соли в фильтрате бурового раствора; Cs – концентрация соли в пластовой воде; τ – время обмена солёности между фильтратом и пластовой воды; m – пористость пласта; δ∑ - доля объема пористой среды, занимаемая захваченными компонентами. Скорости фильтрации пластового флюида, бурового раствора и его фильтрата определяются по обобщенному закону Дарси. При расчетах использовались относительные фазовые проницаемости, аппроксимированные по следующей корреляции (см., например [111]). Граничные условия для концентрации соли на границе скважина-пласт С(r=rw)=Cwmf а на контуре питания С(r=Re)=C0s. Также задаются начальные условия для водонасыщенности и концентрации sw(t=0)= s0w_ir; С(t=0)=C0s . 70 УЭС пористой насыщенной среды Параметры, полученные из гидродинамического моделирования проникновения фильтрата бурового раствора и солепереноса, связываются с УЭС флюидонасыщенной пористой среды через обобщенную формулу Дахнова-Арчи [19,20,99]: ~ res am( ) m Rw (r ) s w (r ) n , (3.1.2) ~ где m – показатель степени цементации (или структурный показатель), ~ = 1÷3); n который зависит от литологической характеристики горной породы ( m – показатель насыщения; ρw – УЭС воды; a – эмпирический параметр (а = 0.4÷1). Данные параметры зависят от петрофизической ситуации в каждом конкретном случае (см. таблицу 3.1.1.). Таблица 3.1.1 - Коэффициент пропорциональности и показатель степени в зависимости от типа породы [14, 19] Параметры а ~ m 1 1 1.3 2 0.7 1.9 Тип породы 3 4 0.5 0.55 2.2 1.85 5 0.6 2.15 6 0.8 2.3 Песчано-глинистые породы: 1 - рыхлые пески; 2 - слабосцементированные песчаники; 3 - среднесцементированные песчаники; Карбонатные породы: 4 - ракушки и рыхлые известняки; 5-крупнокристаллические известняки и доломиты (средней уплотненности); 6 - плотные ивестняки и доломиты (тонкокристаллические). Для определения УЭС воды используется эмпирическая формула (3.1.3) [113]: 71 3647.5 82 * Rw (r , t ) 0.0123 0.955 C s (r , t ) 1.8T 39 . (3.1.3) Таблица 3.1.2 - УЭС некоторых горных пород и флюидов [19] Материал Кварц Нефть Дистилированная вода Соленность воды (150С): 2 г/л 10 г/л 20 г/л 100 г/л 200 г/л Сопротивление (Ом*м) 1012 ÷ 3*1014 2*1014 2*1014 Порода: Глина/Сланцы Водонасыщенная порода Нефтенасыщенная порода Карбонатные породы 3.4 0.72 0.38 0.09 0.06 2 ÷ 10 0.5 ÷ 10 5 ÷ 103 104 Постановка прямой задачи электрокаротажа Рассмотрим модельную задачу, предполагая цилиндрическую скважину, нормально пересекающую набор горизонтальных пластов. В каждом из пластов имеется радиальное изменение проводимости, обусловленное проникновением фильтрата бурового раствора. Прямая задача электрокаротажа рассматривается в двумерной постановке и цилиндрической системе координат z, r, а источник тока g находится на оси скважины. Таким образом, электропроводимость ~ и потенциал электрического поля U не зависят от угла θ. Основное уравнение для задачи осесимметричного электрокаротажа выглядит следующем образом: g 1 U U r (r , z ) r (r , z ) r r r z z 2 (3.1.4) 72 Задачу определения U при известных σ и g будем называть прямой задачей электрокаротажа. Во многих случаях размеры токовых электродов малы по сравнению с длиной зонда и радиусом скважины, как, например, в аппаратуре бокового каротажного зондирования (БКЗ). Это позволяет считать источники точечными. Пусть точечный источник располагается в точке z0 на оси скважины, то где g=δ(z- z0) δ(r- r0), где δ – дельта - функции. Далее будем рассматривать поля только точечных источников. Граничные условия задаются следующим образом (см. Рисунок 3.1.1): U U ri R U h 0 z j r ri 0 2 (3.1.5) , где h – толщина пласта. z zj h/2 U r U z h / 2 0 U 0 r 0 r R 0 zj r I z 0 U r I source rN 1 R ri r0 0 0 r 0 z j h / 2 U z h / 2 0 Рисунок 3.1.1 – Схематическое изображение граничных условий для задачи электрокаротажа в плоскости (z, r) В результате решения уравнения (3.1.4) получаем поле потенциала, на основе которого рассчитывается распределение КС с использованием идеальных потенциал- и градиент-зондов заданного размера. Алгоритм расчета КС с учетом изменения свойств околоскважинной зоны пласта представлен на рисунке 3.1.2. Распределение электрического 73 сопротивления каждого пласта рассчитывается, исходя из результатов гидродинамического моделирования проникновения бурового раствора (см. главу 2) и обмена соленостью между фильтратом и пластовой водой в процессе бурения. Начальные данные: • • • Свойства пласта Свойства флюидов Параметры бурения и добычи Околоскважинный гидродинамический симулятор • Проникновение компонент бурового раствора • Изменение свойств околоскважинной зоны (изменение смачиваемости, проницаемости, пористости и т.д.) Выходные параметры: Sw (r); Csres(r); m(r); k(r) Начальные данные: ~ ; n; a; T; C well; • m s • Параметры зонда Прямая задача электрокаротажа 3647.5 82 Rw (r ) 0.0123 0.955 * C s (r ) 1.8T 39 ~ res (r ) am m Rw (r ) s w (r ) n 1 U U g r ( r , z ) r ( r , z ) r r r z z 2 Корреляционная зависимость для оценки УЭС воды [Darley, 1965] Расчет профиля УЭС пласта [Дахнов, 1959; Archie, 1942] Решение 2-мерной осесимметричной задачи электрокаротажа Распределение КС ρк(r) для зондов заданного размера Рисунок 3.1.2 – Алгоритм расчета кажущегося сопротивления (КС) с учетом изменения свойств околоскважинной зоны 3.2. Численная реализация прямой задачи электрокаротажа Для решения прямой задачи электрокаротажа использовалась конечноразностная аппроксимация уравнения (3.2.1) и применялся алгоритм для обращения разреженной матрицы (Indexed Storage of Sparse Matrices) [144]. g 1 U U r (r , z ) r (r , z ) r r r z z 2 . (3.2.1) Введем замену переменных: ln( r ) r e (3.2.2) . 74 С учетом замены переменных уравнение Максвела будет иметь вид: e 2 U U g . z z 2 (3.2.3) Конечно-разностная аппроксимация вдоль радиальной логарифмической оси ξ имеет следующий вид: j j j j 2 j U U i 1/ 2 U i 1/ 2 i i 1/ 2 i 1/ 2 i 1/ 2 i 1/ 2 j U i j 1 U i j U i 1/ 2 i 1/ 2 (3.2.4) , j U j U i j 1 ; U i i 1/ 2 i 1/ 2 , (3.2.5) j j U i j 1 U i j U i j U i j 1 2 j U i 1/ 2 i 1/ 2 i i 1/ 2 i 1/ 2 i 1/ 2 i 1/ 2 . Аналогично получем конечно-разностную (3.2.6) аппроксимацию вдоль вертикальной оси z: 2 U j 1 / 2 z z i zi zij 1/ 2 j j j 1 j 1/ 2 U i j 1 U i j j 1/ 2 U i U i i i j 1/ 2 j 1/ 2 z z i i . Заменим конечно-разностное уравнение в виде оператора L i U Zui i j 1 / 2U i j 1 ( i j 1 / 2 i j 1 / 2 )U i j i j 1 / 2U i j 1 z j 1 / 2 i L i U где i j 1/ 2 : 2 i j 1/ 2U i j 1 ( i j 1/ 2 i j 1/ 2 )U i j i j 1/ 2U i j 1 q zij 1/ 2 , i j1/ 2 (3.2.7) (3.2.8) i j1/ 2 j ; i j1/ 2 i 1/ 2 i 1/ 2 i 1/ 2 i j 1/ 2 i j 1/ 2 zi zij 1/ 2 ; i j 1/ 2 j 1 / 2 ; Конечное выражение для расчета: L i U EU ij 1 CU i j WU i j 1 NU i j 1 SU i j 1 q ; (3.2.9) где q - источниковый член. Коэффициенты разреженной матрицы (Рисунок 3.2.1) записаны в следующем виде: 75 C C1 C 2; C1 Zui ( i j1/ 2 i j1/ 2 ); C 2 Dui ( i j 1/ 2 i j 1/ 2 ) E Zui ( i j1/ 2 ); W Zui ( j i 1 / 2 (3.2.10) ); N Dui ( i j 1/ 2 ); S Dui ( i j 1/ 2 ); 2e 2i 2 ; Dui где Zui j j j 1/ 2 i 1/ 2 i 1/ 2 zi zij 1/ 2 ; U i j 1 U i j 1 W S U ij C U i j 1 E U i j 1 N Рисунок 3.2.1 – Коэффициенты разреженной матрицы. Изложенный выше способ решения прямой задачи электрокаротажа реализован в виде программы на языке C++. 3.3. Проверка достоверности численных результатов задачи электрокаротажа Для проверки предложенного способа решения и оценки работоспособности программы проводилось численное решение прямой задачи о распределении электрического поля в однородной изотропной и безграничной среде и последующее сравнение с аналитическим решением [19]. 76 Решение задачи о распределении электрического поля в однородной изотропной и безграничной среде в элементарном виде может быть получено путем интегрирования дифференциального уравнения Лапласа (3.2.1). 1 – линии равного потенциала; 2 – линии электрических сил; 3- линии тока Рисунок 3.3.1 – Электрическое поле в однородной изотропной среде Постоянные после интегрирования находят из условия равенства потенциала U нулю в бесконечно удаленных точках. Конечный вид формулы, определяющий характер распределения электрического поля, созданного точечным источником тока в однородном изотропном пространстве, имеет следующий вид: 𝑅 𝑈𝑅 = − ∫∞ 𝑑𝑈 = − 𝜌𝐼 𝑅 𝑑𝑟 𝜚𝐼 = . ∫ 4𝜋 ∞ 𝑟 2 4𝜋𝑅 (3.3.1) Потенциалы UM и UN любых точкек М и N, удаленных на расстояние АМ и АN от начала координат соответственно, равны: 𝑈𝑀 = 𝜚𝐼 4𝜋𝐴𝑀 ; 𝑈𝑁 = 𝜚𝐼 4𝜋𝐴𝑁 . (3.3.2) Разность потенциалов между этими точками равна: ∆𝑈 = 𝑈𝑀 − 𝑈𝑁 = 𝜚𝐼 ( 1 4𝜋 𝐴𝑀 − 1 𝐴𝑁 )= 𝜚𝐼 𝑀𝑁 4𝜋 𝐴𝑀∗𝐴𝑁 . (3.3.3) Сравнение разницы потенциалов между точками М и N, полученных при помощи формулы (3.3.3) и численного моделирования, показало отличие в 0.2 % 77 при следующих исходных параметрах, представленных в таблице 3.3.1. Использовалась равномерная сетка в вертикальном и радиальном направлениях с размером ячеек 0.02 м. Таблица 3.3.1 - Исходные значения. Параметр Истинное УЭС, Ом*м Сила тока, мА Расстояние, м Обозначение ρ0res I AM AN Величина 100 0.5 1 0.2 Электрические поля в разнородных средах изучены аналитически только для сравнительно ограниченного числа наиболее простых случаев залегания пород отличного УЭС. При остальных, даже сравнительно несложных, неоднородностях, как, например, в простейшем случае пласта ограниченной мощности, пересеченного скважиной, заполненной раствором УЭС ρ0, отличающегося от УЭС пласта ρ0res, аналитическое решение задачи оказывается трудными. Методика решения задач электрометрии в двух- и трехмерных пространствах сложного строения, впервые разработанная лабораторией электромоделирования Московского нефтяного института им. И.М.Губкина, основывается на экспериментальном сеточном моделировании при помощи электроинтегратора, в результате чего были получены специальные палетки [19]. Численные результаты моделирования задачи электрокаротажа сравнивались с данными палеток (рисунок 3.3.2) для КС [19] c учетом влияния скважины (А), конечной толщины пласта (Б) и наличия зоны проникновения фильтрата бурового раствора (В). Результаты сравнения численного моделирования и палеток потенциал-зонда представлены в виде отношения КС пласта к сопротивлению бурового раствора ρ/ρ0 относительно L/dw. Под L подразумевается размер зонда, а под dw – диаметр скважины. Результаты численного моделирования отмечены точками, данные палеток представлены сплошными кривыми. Шифр палеток на рисунке 3.3.2. А и Б равен отношению истинного сопротивления (ИС) пласта ρ0res 78 к сопротивлению бурового раствора в скважине ρ0. Шифром палеток на рисунке 3.3.2. В является величина U=(ρdam–ρres)/ρmf* ln(D/dw), называемого параметром эквивалентности кривых БЭЗ, или, что то же самое, величиной дополнительного радиального сопротивления области проникновения фильтрата бурового раствора ρdam (диаметром D) отнесенного к УЭС фильтрата ρmf, заполняющего скважину диаметром dw=0.2. А Б В Рисунок 3.3.2 – Сравнение результатов численного моделирования электрокаротажа и палекток потенциал-зонда: А – БЭЗ-1-ПЗ; Б – БЭЗ-ПЗ для пластов конечной мощности высокого сопротивления (h/dw=10; ρmf=ρclay); В – БЭЗU-10-ПЗ (ρ0res/ρmf=1) 79 Для верификации исследовательского кода также проводилось сопоставление численных расчетов с аналитическим радиальным распределением УЭС, концентрации соли и электропроводимости, полученным с использованием метода характеристик [151]. Рассматривался одиночный пласт с проницаемостью 7.5 мД и пористостью 0.2, вскрытого в течение 24 ч. Шаг сетки по радиусу составлял 5 мм. Отношение вязкостей равнялось 5 (µf=1 сПз). Сравнение представлено на рисунке 3.3.3., где под (Б) показан профиль электропроводности при нейтральном проникновении при концентрации соли в фильтрате бурового раствора 200 г/л и пластовой воде 80 г/л, (В) - при понижающем проникновении при концентрации соли 40 г/л в фильтрате и пластовой воде 250 г/л. А Численное решение Водонасыщенность А Ramakrishnan T.S., Wilkinson D.J. - Phys. Fluids, 1997 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 100 ББ 200 300 400 Расстояние от скважины, мм 500 Электропроводимость, мСм/м 800 600 400 200 0 100 200 300 400 500 Расстояние от скважины, мм В Электропроводимость, мСм/м В 800 400 0 100 200 300 400 500 Расстояние от скважины, мм Рисунок 3.3.3 – Сравнение численных (Δr = 5 мм) и аналитических результатов [151] в радиальном направлении: А – профиль водонасыщенности; Б – электропродуктивности при нейтральном проникновении (ρmf ≈ ρres); В – электропродуктивности при понижающем проникновении (ρmf < ρres) 80 Для построения вертикального КС широко применяется теоретическая методика [19], строящаяся для идеальных зондов, сравнение численных результатов с которой представлено на рисунке 3.3.4. Определения КС с использованием идеальных потенциал- и градиент-зондов расчитывается по следующим формулам соответственно: KПОТЕН 2 z z 0 ГРАД K 2 z z0 2 I U I , (3.3.4) U z z0 (3.3.5) , где z – текущее положение токового электрода; z0 – текущее положение точки записи О; I - сила тока. А Кажущееся сопротивление, Ом*м 0.5 5 50 500 Б Кажущееся сопротивление, Ом*м 0.5 1503 1504 1504 1505 1505 Глубина, м Глубина, м 1503 1506 500 1506 1507 1507 1508 1508 1510 50 h/L=9.5 h/L=16 1509 5 1502 1502 истинное УЭС Теоретическое решение Численное решение 1509 1510 Истинное УЭС Теоретическое решение Численное решение Рисунок 3.3.4 – Сравнение вертикального распределения КС, полученного с помощью численного моделирования задачи электрокаротажа (точечные данные; Δh = 2 см), теоретической методики [19] (сплошная кривая) и истинного УЭС (пунктирная кривая): А - потенциал-зонд (Lп=0.25); Б – градиенд-зонд (Lг=0.45) 81 3.4. Влияние изменения свойств околоскважинной зоны на кажущееся сопротивление 3.4.1. Влияние объема потерь бурового раствора На первом этапе проведено моделирование влияния объема потерь бурового раствора на показания типичных зондов бокового каротажа (Таблица 3.4.1.1.): Таблица 3.4.1.1 - Типичные размеры зондов БКЗ Тип Малые Сресут. е Глубинные Шифр A0.4M0.1N A0.8M0.1N A2.0M0.5N A4.0M0.5N A7.5M0.75N A8.0M1.0N Lsonde, m 0.45 0.85 2.25 4.25 7.87 8.5 Рассматривалась система 3-x пластов общей толщины 10 м и радиусом контура питания 100 м. Фильтрационно-емкостные свойствами отдельных пластов представлены в таблице 3.4.1.2. Для моделирования использовалась разностная сетка, неоднородная по радиусу (минимальное значение вблизи скважины 0.02 м) и однородная по вертикали. Число узлов сетки составляло 70 и 400 соответственно. Таблица 3.4.1.2 - Исходные данные Кровля, м h, м m k, мД 1530 3 0.3 1 1532 4 0.2 50 1536 3 0.3 5 siw 0.7 0.2 0.75 Тип пласта Водонасыщенный Нефтенасыщенный Водонасыщенный Концентрация солей в пластовой воде и фильтрате бурового раствора равнялись 100 и 40 г/л соответственно, при этом удельная электрическая проводимость пластовой воды и бурового раствора составляли 21 и 10 См/м. Диаметр скважины составлял 0.2 м, а репрессия на пласт в процессе бурения – 18 82 % от пластового давления. Время бурения заданного интервала толщин варьировалось от 5 ч до 1.5 сут, при этом потери фильтрата бурового раствора в нефтенасыщенный продуктивный пласт составляли Qloss = 0.08 ÷ 0.21 м3/м. Объем потерь фильтрата бурового раствора влияет на время очистки скважины и ОЗП, а также на время прихода первой нефти на устье скважины в процессе освоения. С другой стороны объем потерь отражается на распределении УЭС по радиусу (рисунок 3.4.1.1. В) и КС (рисунок 3.4.1.1. Г). На рисунке 3.4.1.1.Г. представлены результаты расчетов для градиент-зонда (A0.4M0.1N) размером 0.45 м при разных потерях и в отсутствии их (пунктирная кривая), а на рисунке 3.4.1.1.Д. - для типичных градиент-зондов БКЗ при фиксированных потерях 0.17 м3/м и в отсутствии их (пунктирная кривая). Размеры градиентзондов составляли: 0.45 (A0.4M0.1N), 0.85 (A0.8M0.1N), 2.25 м (A2.0M0.5N). При этом отношение размера зонда к диаметру скважины (L/dw) в этих случаях равнялось: 1.125; 2.125; 5.625. При размере зонда 0.45 м (L/dw = 1.125) влияние скважины без потерь бурового раствора в пласт (Qloss = 0) приводит к тому, что КС пласта составляет 5.7 Ом*м, что представлено на рисунке 3.4.1.1.Г. Наличие ЗП существенно отражается на показаниях электрических зондов, например, для зонда размером 0.45 м КС пласта при потерях бурового раствора 0.08 и 0.21 м3/м уменьшается на 30 и 43 % соответственно. Наибольшее влияние ЗП на КС пласта наблюдается при малых и сресут. х зондах. В данном случае (рисунок 3.4.1.1.Д) для зондов 0.45 и 0.85 м (L/dw = 1.125 и 2.125) при фильтрационных потерях Qloss = 0.17 м3/м КС пласта уменьшается на 40 и 45 % от КС пласта без учета потерь (Qloss = 0) соответственно. 83 Водонасыщенность АА ББ 0.8 Г Г Qloss=0.08м3/м; Qloss=0.13м3/м; Qloss=0.17м3/м; Qloss=0.26м3/м; 0.7 0.6 1529 Кажущееся сопротивление, Ом*м 0.5 5 Д Д 1529 Зонд: A0.4M0.1N 0.5 0.4 1530 1530 1531 1531 1532 1532 0.3 0.2 0 0.2 0.4 0.6 Расстояние от скважины, м 0.8 0.5 Кажущееся сопротивление, Ом*м 5 50 Qloss=0.17м3/м T=18ч A0.4M0.1N A0.8M0.1N A2.0M0.5N Qloss = 0 1 100 Концентрация соли, г/л 90 43 % 80 50 40 0 0.2 0.4 0.6 0.8 Расстояние от скважины, м 30 % 1534 1 Глубина, м Qloss=0.08м3/м; Qloss=0.13м3/м; Qloss=0.17м3/м; Qloss=0.26м3/м; 60 Электрическое сопротивление, Ом*м Глубина, м 70 ВВ 1533 1533 1534 1535 1535 1536 1536 30 20 1537 Qloss=0.08м3/м; Qloss=0.13м3/м; Qloss=0.17м3/м; Qloss=0.26м3/м; 10 0 0 0.2 0.4 0.6 Расстояние от скважины, м 0.8 1538 1 1539 36 % 1537 Qloss=0 Qloss=0.08м3/м; Qloss=0.13м3/м; Qloss=0.17м3/м; Qloss=0.26м3/м; 45 % 1538 40 % 1539 Рисунок 3.4.1.1 - Радиальное распределение водонасыщенности (А), концентрации соли (Б), удельного электрического сопротивления (В) для нефтенасыщенного продуктивного пласта при разных потерях бурового раствора Qloss= 0.08 ÷ 0.21 м3/м. Рассчитанные КС для градиент-зонда (размером 0.45 м) при разных потерях (Г). Рассчитанные КС для типичных градиент-зондов БКЗ при фиксированных потерях 0.17 м3/м (Д) 3.4.2. Влияние капиллярного расформирования зоны проникновения В коллекторах с высокой проницаемостью и пластовым давлением фильтрат бурового раствора практически полностью вытесняется на стадии освоения скважины, поэтому ухудшение коллекторских свойств за счет влияния насыщенности остаточного фильтрата носит лишь временный характер [17]. Однако в коллекторах с низким давлением и проницаемостью, капиллярное давление играет важную роль, и эффект насыщенности остаточного фильтрата оказывает существенное влияние на изменение фильтрационно-емкостных свойств ОЗП. Рассмотрены два случая первичного вскрытия гидрофильного пласта с поглощением фильтрата бурового раствора во время бурения. В первом из них бурение велось без простоя скважины; во втором – с простоем в течение 5 сут. 84 Предполагается, что при простое скважины гидродинамический градиент давления отсутствует, однако имеет место капиллярное расформирование ЗП смачивающей фазы (в рассматриваемых случаях – фильтрата бурового раствора). Потери фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт после первичного вскрытия составляли Qloss= 0.17 м3/м. Согласно выполненным ранее расчетам, влияние капиллярного давления приводит к “расплыванию” фронта насыщенности проникшего фильтрата бурового раствора и концентрации соли около 45 см при простое скважины на 5 сут. (рисунок 3.4.2.1.А и Б). На рисунке 3.4.2.1.Г представлены результаты КС пласта, полученных для типичных зондов БКЗ. Влияние капиллярного расформирования при простое скважины в течение 5 сут. увеличивает КС на 38 % для зонда глубинности 0.45 м и на 26 % для зонда 2.25 м соответственно, что соизмеримо с влиянием зоны проникновения. Водонасыщенность АА Гидрофильный 0.7 1530 Гидрофильный; 5 сут - Простой скв. 0.6 1531 0.4 КС, Ом*м A2.0M0.5N 0.2 0.3 0.6 0.9 Расстояние от скважины, м 1.2 1532 1.5 Концентрация соли, г/л 100 1533 Глубина, м 80 70 60 Гидрофильный 50 1534 Гидрофильный; 5 сут - Простой скв. 40 Электрическое сопротивление, Ом*м 5 A0.4M0.1N 0.3 90 ВВ 5 сут простоя скважины 0.5 A0.8M0.1N 0.5 0 ББ Г Г 0.8 0 0.3 35 30 25 20 15 10 5 0 0.6 0.9 Расстояние от скважины, м 1.2 1.5 1535 1536 Гидрофильный 1537 Гидрофильный; 5 сут - Простой скв. 0 0.3 0.6 0.9 Расстояние от скважины, м 1.2 1.5 1538 Рисунок 3.4.2.1 - Радиальное распределение водонасыщенности (А), концентрации соли (Б), удельного электрического сопротивления (В) для нефтенасыщенного продуктивного пласта при Qloss= 0.17 м3/м. Рассчитанные КС для градиент-зонда (размерами 0.45, 0.85, 2.25 м): сплошные кривые – расчеты без простоя скважины; пунктирные с простоем на 5 сут. (Г) 85 3.4.3. Влияние миграции природных мелких частиц При снижении солености пластовой воды ослабевают связи, удерживающие мелкие природные частицы на поверхности пор. Частицы срываются с поверхности пор, переносятся потоком насыщающей фазы и блокируют наиболее узкие поры (“поровые горлышки”) [135]. Захват мобильных частиц в поровых сужениях введет к уменьшению открытой пористости m = m0 - δ, что в свою очередь, отражается на увеличении УЭС пласта. Результаты гидродинамического и геофизического моделирования (рисунок 3.4.3.1) представлены для 2 случаев с одинаковыми потерями (Qloss = 0.26 м3/м): учет только внешней и внутренней корок; учет корок и природных частиц при объемной доли частиц в исходной пористой среде 0.1. Из-за миграции природных мелкодисперсных частиц глубина зоны снижения проницаемости и пористости достигает 0.5 м (рисунок 3.4.3.1.Б). Наличие мелкодисперсных частиц (Сf = 0.1) отражается на результатах электрического зондирования (рисунок 3.4.3.1.Г), увеличивая КС пласта для градиент-зондов размерами 0.45 и 0.85 м на 25 и 30 % соответственно. 86 АА ГГ Водонасыщенность 0.8 0.7 1529 0.6 1530 0.4 Природные частицы (Сf=0.1) 0.2 30 дюймов 1531 0.4 0.6 Расстояние от скважины, м 0.8 1 1532 1533 Глубина, м Пористость 0.2 0.15 0.1 Без Природных частиц 0.05 Природные частицы (Сf=0.1) 0 Электрическое сопротивление, Ом*м 10 дюймов Без Природных частиц 0.3 0.2 ВВ Кажущееся сопротивление, Ом*м 5 20 дюймов 0.5 0 ББ 0.5 0 30 0.2 0.4 0.6 Расстояние от скважины, м 0.8 1535 1 1536 Без Природных частиц 25 1534 Природные частицы (Сf=0.1) 20 1537 15 10 1538 5 0 0 0.2 0.4 0.6 Расстояние от скважины, м 0.8 1 1539 Рисунок 3.4.3.1 - Радиальное распределение водонасыщенности (А), пористости (Б), удельного электрического сопротивления (В) для нефтенасыщенного продуктивного пласта. Рассчитанные КС для градиент-зонда (размерами 0.45, 0.85 и 2.25 м) с учета изменения пористости для случаев (Qloss = 0.26 м3/м): сплошные кривые – расчеты с учетом внешней и внутренней фильтрационных корок; пунктирные – при учете фильтрационных корок и миграции природных частиц Сf = 0.1 (Г) 3.5. Оценка отклонения показаний БКЗ при изменении свойств ОЗП от данных палеток Палетки с учетом зоны проникновения основаны на ступенчатом распределении водонасыщенности и не учитывают гидродинамические процессы, происходящие в пласте. Для оценки влияния изменения свойств ОЗП на показания типичных зондов бокового каротажа (БКЗ) проведен расчет при фиксированных потерях фильтрата бурового раствора с учетом следующих эффектов: 87 • Сглаженный (рассчитанный) профиль водонасыщенности и наличие в получаемом решении “окаймляющей” зоны пониженного сопротивления из-за повышенной солености вблизи фронта; • Капиллярное расформирование (5 сут); • Миграция мелкодисперсных частиц. Исследование влияния перечисленных эффектов проведено для разных типов (повышающее и понижающее) и глубин проникновения (D/d=2; 4; 8; 16) на показания типичных БКЗ. Для нефтегазонасыщенных терригенных коллекторов характерны в основном два типа проникновения фильтрата бурового раствора: понижающее, повышающее. Тип проникновения зависит от различающейся электропроводности фильтрата бурового раствора и пластовой воды, т.е. от минерализации. С целью исследования влияния двух типов проникновения минерализация бурового раствора была фиксирована, так что УЭС бурового раствора равнялось 1 Ом*м, а истинное сопротивление пласта менялось от 100 до 20 Ом*м за счёт изменения солености пластовой воды. На рисунке 3.5.1. представлен радиальный профиль водонасыщенности для типичный потерь бурового раствора (D/d=8) и соответствующий профиль УЭС, соответствующий двум типам проникновения, характерных для терригенных нефтенасыщенных коллекторов. 88 А Водонасыщенность 1 Cтупенчатое Sw ρdam 0.8 Сглаженное Sw 0.6 0.4 ρres 0.2 0 0 Б 0.7 1.4 Расстояние от скважины, м Тип проникновения Понижающее Повышающее Cres=24 г/л => ρres=100 Ом*м Ступенчатое Sw Сглаженное Sw 80 ρres ρdam ρdam 40 УЭС, Ом*м 120 УЭС, Ом*м Cres=165 г/л => ρres=20 Ом*м 50 160 2.1 40 Ступенчатое Sw Сглаженное Sw Окаймляющая зона 30 20 ρres 10 0 0 0 0.7 1.4 Расстояние от скважины, м 2.1 0 0.7 1.4 Расстояние от скважины, м 2.1 Рисунок 3.5.1 - Радиальное распределение с учетом разных процессов в ОЗП: А – водонасыщенности; Б – УЭС пласта для понижающего и повышающего проникновения Алгоритм оценки отклонения КС от данных палеток приведен на примере повышающего проникновения и типичных потерь (D/d=8): расчет распределения водонасыщенности и УЭС пласта (рисунок 3.5.2.); сопоставление рассчитанного КС пласта с данными палеток (рисунок 3.5.3.); расчет отклонения КС пласта. На примере повышающего проникновения представлены результаты влияния разных эффектов, происходящих в ОЗП, на показания бокового каротажа и оценка отклонения КС. Необходимо отметить, что в случае повышающего проникновения часто образуется дополнительная геоэлектрическая неоднородность из-за скопления пластовой воды, вытесняемой вслед за подвижной нефтью. Область аномально соленой воды называют окаймляющей зоной, которая вносит свой вклад в изменение УЭС и показания электрических зондов. На рисунке 3.5.2. представлен профиль радиального распределения водонасыщенности при типичных потерях бурового раствора (D/d=8) и УЭС с учетом различных эффектов. При наличии окаймляющей зоны наблюдается 89 снижение УЭС в ОЗП, а в случае капиллярной пропитки и миграции мелко дисперсных частиц – повышение УЭС (рисунок 3.5.2. В). Для данных случаев были посчитаны показания типичных зондов БКЗ (таблица 3.4.1.1) и нанесены на соответствующие палетки для сопоставления, что представлено на рисунке 3.5.3. Наибольшее отклонение КС от данных палеток наблюдается в области фронта (скачка) насыщенности, что отмечено пунктирной линией на рисунке 3.5.3. ББ 0.25 Cпенчатое Sw Сглаженное Sw 5д - Остановка 0.8 0.2 Пористость Водонасыщенность AА1 0.6 0.4 0.2 0 0.15 0.1 Начальное 0.05 Мелкодисперсные частицы 0 0 0.7 1.4 Расстояние от скважины, м ВВ 2.1 100 0.7 1.4 Расстояние от скважины, м 2.1 Ступенчатое Sw Сглаженное Sw 5д - Остановка Мелкодисперсные частицы 80 УЭС, Ом*м 0 60 40 20 0 0 0.7 1.4 Расстояние от скважины, м 2.1 Рисунок 3.5.2 - Радиальное распределение: А – водонасыщенности; Б – пористости; В - УЭС пласта - с учетом разных процессов в ОЗП при типичных потерях (D/d=8) 90 А ρk/ρmf ρk/ρmf D/d=2 Б D/d=4 500 50 50 5 5 0.5 0.05 0.1 1 ρk/ρmf 10 В 0.05 100 D/d=8 D/d=4; Ступенчатое Sw D/d=4; Окаймляющая зона D/d=4; 5д - Остановка скв D/d=4; Мелкодисперсные частицы 0.5 D/d=2; Ступенчатое Sw D/d=2; Окаймляющая зона D/d=2; 5д - Остановка скв D/d=2; Мелкодисперсные частицы 0.1 L/dw ρk/ρmf 1 10 Г 100 L/dw D/d=16 500 500 50 50 5 5 D/d=8; Ступенчатое Sw D/d=8; Окаймляющая зона D/d=8; 5д - Остановка скв D/d=8; Мелкодисперсные частицы 0.5 0.05 0.1 1 10 100 D/d=16; Ступенчатое Sw D/d=16; Окаймляющая зона D/d=16; 5д - Остановка скв D/d=16; Мелкодисперсные частицы 0.5 0.05 L/dw 0.1 1 10 100 L/dw Рисунок 3.5.3 - Сопоставление рассчитанного КС пласта для типичных зондов БКЗ с учетом изменения свойств ОЗП с данными трехслойных палеток Для количественной оценки отклонения КС от данных палеток использовалась следующая формула (3.5.1): ℇ(𝐷/𝑑) = эффект 𝜌𝑘 −𝜌ступ 𝜌ступ *100% (3.5.1) 91 эффект где 𝜌𝑘 - КС градиент - зонда с учетом влияния определенного эффекта в ОЗП, 𝜌ступ - КС при ступенчатом распределении водонасыщенности в ОЗП, что соответствует данным палеток. Результаты влияния разных эффектов в случае повышающего проникновения представлены на рисунке 3.5.4. Подобные результаты были получены и для понижающего проникновения (рисунок 3.5.5.). ℇ, % 60 A Влияние размазывания фронта + Окаймляющей зоны D/d=2 D/d=4 D/d=8 D/d=16 40 20 Б ℇ, % 60 40 20 0 0 -20 -20 D/d=2 D/d=4 D/d=8 D/d=16 -40 -40 L/dw -60 0 5 10 15 20 25 ℇ, % 100 В 30 35 Влияние капиллярной пропитки (5 день) -60 40 0 5 10 L/dw 15 20 25 30 35 40 Влияние миграции природных мелкодисперсных частиц 75 50 25 0 -25 D/d=2 D/d=4 D/d=8 D/d=16 -50 -75 -100 0 5 10 15 20 L/dw 25 30 35 40 Рисунок 3.5.4 - Оценки отклонения показаний БКЗ для повышающего проникновения от данных палеток из-за влияния: А – сглаженного профиля водонасыщенности и наличия окаймляющей зоны; Б – капиллярной пропитки; В – миграции мелкодисперсных природных частиц Результаты показали, что для типичных потерь (D/d = 4; 8) изменение свойств ОЗП может приводить к изменению показаний КС средних зондов до 50 % (уменьшению при размывании фронта и наличии окаймляющей зоны и к увеличению - при капиллярной пропитке и миграции природных частиц), что 92 сопоставимо с влиянием зоны проникновения. На больших зондах наблюдается достаточно слабое отклонение в КС от истинного сопротивления. ℇ, % 30 Влияние размывания фронта D/d=2; D/d=4; D/d=8; D/d=16; 20 10 ℇ, % 30 20 10 0 0 -10 -10 -20 Влияние капиллярной пропитки (5 сут) D/d=2; D/d=4; D/d=8; D/d=16; -20 L/dw -30 0 10 20 ℇ, % 90 30 L/dw -30 40 0 10 20 30 40 Влияние мелкодисперсных частиц 60 30 0 -30 D/d=2; D/d=4; D/d=8; D/d=16; -60 -90 0 10 L/dw 20 30 40 Рисунок 3.5.5 - Оценки отклонения показаний БКЗ для понижающего проникновения от данных палеток из-за влияния: А – сглаженного профиля водонасыщенности и наличия окаймляющей зоны; Б – капиллярной пропитки; В – миграции мелкодисперсных природных частиц В результате была составлена обобщающая таблица 3.5.1., показывающая количественное отклонение КС типичных зондов БКЗ с учетом изменения свойств ОЗП. В отличие от традиционных методик, зона проникновения рассматривается не как мешающий объект, а как источник важной информации о механизмах изменений свойств ОЗП. Отклонение КС от данных палеток для средних и малых зондов может быть использовано в качестве диагностического параметра для оценки степени изменения свойств ОЗП. 93 Таблица 3.5.1 - Отклонение КС с учетом изменения свойств ОЗП Эффект Тип проникновения Размывание фронта Капиллярная пропитка Миграция мелкодисперсных частиц Глубина проникнове Малые Средние Глубинные Малые Средние Глубинные Малые ния/Размер (<1 м) (1÷5 м) (>5 м) (<1 м) (1÷5 м) (>5 м) (<1 м) зонда Средние Глубинные (1÷5 м) (>5 м) Понижающее 120 УЭС, Ом*м D/d=2 <±10% 80 40 0 0 0.7 1.4 Расстояние от скважины, м 2.1 D/d=4÷8 >-20% >-30% <±10% <30% <±10% <±10% <30% <20% <±10% D/d=16 >-20% >-30% >-15% <±10% >-20% <±10% <50% <80% <±10% D/d=2 >-30% >-20% <±10% >-15% <±10% <±10% >-30% >-20% <±10% D/d=4÷8 >-40% >-50% <±10% <40% <50% <20% <40% <50% <20% D/d=16 >-20% >-60% <±10% <40% <50% <20% <50% <90% <30% Повышающее УЭС, Ом*м 60 40 20 0 0 0.7 1.4 Расстояние от скважины, м 2.1 3.6. Заключение к главе Рассмотрена математическая модель электрокаротажа и представлены результаты численного моделирования динамики изменения свойств околоскважинной зоны пласта из-за проникновения компонент бурового раствора и исследовано влияние их изменения на показания электрических зондов. С помощью численных расчетов показано, что на показания типичных зондов БКЗ для гидрофильного коллектора существенное влияние оказывает зона проникновения, в особенности, на показания малых и средних зондов, уменьшая КС до 45 % от КС пласта без учета потерь (Qloss = 0). С увеличением глубины проникновения бурового раствора (не зависимо по каким причинам: времени бурения, изменения ОФП и др.) показания БКЗ снижаются на 10 - 15 % (например, при увеличении Qloss на 0.1 - 0.15 м3/м). Трехслойные палетки с учетом зоны проникновения основаны на ступенчатом распределении водонасыщенности и не учитывают гидродинамические процессы, происходящие в пласте. С целью оценки отклонения показаний электрических зондов от результатов палеток из-за изменения свойств ОЗП было проведено моделирование с учетом сглаженного профиля водонасыщенности и наличия окаймляющей зоны, капиллярного расформирования (5 сут) и миграции мелкодисперсных природных частиц. 94 Для типичных потерь (D/d = 4; 8) изменение свойств ОЗП может приводить к изменению показаний КС средних зондов до 50 % (уменьшению при размывании фронта и наличии окаймляющей зоны и к увеличению - при капиллярной пропитке и миграции природных частиц), что сопоставимо с влиянием зоны проникновения. На больших зондах наблюдается достаточно слабое отклонение в КС от истинного сопротивления. В отличие от традиционных методик, зона проникновения рассматривается не как мешающий объект, а как источник важной информации о механизмах изменений свойств ОЗП. Отклонение КС от данных палеток для средних и малых зондов может быть использовано в качестве диагностического параметра для оценки степени изменения свойств ОЗП. 95 Глава 4. Четвертая глава Комплексная методика моделирования изменения свойств ОЗП посвящена разработке комплексной методики моделирования изменения свойств ОЗП и определению возможных механизмов повреждения пласта, что частично отражено в защищаемом положении 3. Представлен единый подход к гидродинамическому и геофизическому моделированию, блок-схема для диагностики механизмов изменения свойств ОЗП, а также пример практического применения данной методики для исследования на полевом случае. 4.1. Единый подход к моделированию изменения свойств ОЗП В качестве входных параметров для гидродинамического и геофизического моделирования используется информация о пластах, насыщающих их флюидах, скважине и ее работе. Данную информацию можно классифицировать следующим образом: 1) Геологические особенности (глубина залегания пластов, пластовое давление, эффективная толщина); 2) Фильтрационно-емкостные свойства пластовой системы (ОФП, PVTданные, минерализация флюидов, кольматирующие свойства бурового раствора); 3) Технологические параметры (условия вскрытия пластов и эксплуатация скважины); 4) Технические параметры (размеры скважины и конструкция забоя). Основные свойства флюидов изменяются в зависимости от давления и температуры. Обычно они определяются в ходе лабораторных исследований проб пластовых жидкостей, результаты которых представляют в виде таблиц. 96 Кольматирующие свойства лабораторных экспериментов бурового раствора на образцах керна также определяются из [162]. Технологические параметры включают: время вскрытия пласта, величины репресии и депрессии на пласт, дебит скважины. Под техническими параметрами подразумевается: конструкция забоя, интервал и интенсивность вскрытия пласта, открыты или закупорены перфорационные каналы. Представим единый подход к моделированию изменения свойств ОЗП на модельном примере с поглощением фильтрата бурового раствора во время бурения с учетом и без учета миграции мелкодисперсных природных частиц. Рассмотрим трехпластовую систему общей толщиной 8 м с одним продуктивным нефтенасыщенным пластом толщиной 4 м и абсолютной проницаемостью 50 мД (рисунок 4.1.1.А), ОФП представлениы на рисунке 4.1.1.Б. Скорость бурения и репрессия на пласт составляли соответственно 20 м/ч и 3 МПа. Концентрация свободообразующих частиц бурового раствора и природных частиц задавалась равной 10 %. УЭС бурового раствора и истиной сопротивление пласта равнялись соответственно 1 и 20 Ом*м. Б A 0.8 1530 м k=1 мД 0.6 Sw=0.7 Sw=0.2 h=4 м ОФП k=50 мД Kr_mud Kr_rf 0.4 0.2 k=1 мД d D Sw=0.7 1538 м 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 Водонасыщенность 1 Рисунок 4.1.1. - Схема рассматриваемой модели (А); ОФП (Б) Потери фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт после первичного вскрытия составляли Qloss= 0.25 м3/м без учета миграции природных частиц и 0.17 м3/м - с учетом. В результате проведенного гидродинамического и геофизического моделирования получаем распределение насыщенности, 97 относительного снижения проницаемости и УЭС пласта после бурения (рисунок 4.1.2.) и в процессе освоения, а также показания электрического каротажа (рисунок 4.1.3.) и потери бурового раствора после бурения и дебиты во время освоения скважины (рисунок 4.1.4.). Приведенный единый подход может использоваться для различных комбинаций буровых растворов и пород при наличии различного содержания природных частиц. Sw Твердая Фаза Тв.Фаза+Природные частицы 0.6 0.4 0.2 0 0 0.5 1 1.5 Расстояние от скважины, м 1 0.8 k/k0 0.6 0.4 Твердая Фаза 0.2 Твердая Фаза Тв.Фаза+Природные частицы 25 Тв.Фаза+Природные частицы 0 2 250 УЭС, Ом*м 0.8 В Б 1 Относительное снижение проницаемости, k/k0 Водонасыщенность А 2.5 0 0.5 1 1.5 Расстояние от скважины, м 2 0 0.5 1 1.5 Расстояние от скважины, м 2 Рисунок 4.1.2 - Распределение после бурения (Δp = 30 атм; υбур = 20 м/ч; Cpart = 10 %): водонасыщенности (А); относительного снижения проницаемости (Б); УЭС продуктивного пласта (В) А 0.2 2 20 КС, Ом*м 200 КС, Ом*м Б 0.2 1530 1530 1531 1531 2 20 200 Тв.Фаза+Природные частицы Твердая Фаза A 1532 A О 1532 M A2.0M0.5N 1533 1534 N A0.5M2.0N Глубина, м Глубина, м 1533 M 1534 N 1535 1535 1536 1536 1537 О 1537 Твердая Фаза 1538 Тв.Фаза+Природные частицы 1538 Рисунок 4.1.3 - Кажущееся сопротивление после вскрытия пластов (a=1; m=2; n=2) буровым раствором (ρmf=1 Ом*м): потенциал-зонда (А); градиенд-зонда (Б) 98 0.8 0.3 Sw 0.6 0.25 0.4 0.2 Твердая Фаза 0.2 Тв.Фаза+Природные частицы 0 0 Б 40 Дебит, м3/сут 0.35 k/k0 Водонасыщенность Относительное снижение проницаемости, k/k0 А 1 30 2 27% Нефть Фильтрат S2=7.5 20 10 0 0.01 0.15 0.5 1 1.5 Расстояние от скважины, м S1=2.2 0.1 1 Время, ч 10 100 Рисунок 4.1.4 - Результаты расчетов в процессе освоения: водонасыщенность и относительное снижение проницаемости (А); дебит флюидов (Б) Методология диагности повреждения свойств ОЗП, представлена в виде блок-схемы на рисунке 4.1.5. Данная методология заключается в том, что реальные потери фильтрата бурового раствора сравниваются с расчитанными на околоскважинном гидродинамическом симуляторе, математический аппарат которого описан в главе 2. При их несоответствии проводится вариация наиболее чувствительных параметров модели (метод анализа чувствительности описан во втором разделе главы 2). Вследствие большого количества варьируемых параметров, данная задача может иметь не единственное решение. Для сужения области возможных решений проводится сопоставление данных трехслойных палеток с рассчитанными показаниями КС, подтвержденными фактическими показаниями электрического каротажа. В случае несоответствия численных и реальных показаний проводится адаптация модели (корректировка входных переменных для решения задачи электрокаротажа). По результатам сопоставления численных и данных палеток возможно определить механизмы повреждения пласта. После чего проводится сравнение результатов расчетов освоения скважины с полевыми данными. Результаты моделирования представленного могут быть гидродинамического использованы для и геофизического определения возможных механизмов повреждения пласта и степени изменения свойств ОЗП, а также 99 обоснования выбора оптимального метода обработки ОЗП и прогнозировать последующую добычу углеводородов. Лабораторные исследования керна: Исходные данные : • • • Свойства пласта Свойства флюидов Параметры бурения Воздействие бурового раствора на керн Околоскважинный гидродинамический симулятор Результаты расчетов после бурения: S w (r); Csres(r); m(r ); k(r); Вариация наиболее Нет чувствительных параметров Qlossрасч Реальные потери бурового раствора (Qloss) Дополнительные данные Qloss =Qlossрасч ? Да Результаты расчетов после очистки: • Дебит qo(t), qw(t) • Давление на устье и глубинных манометрах Нет Полевые данные Сравнение Расчет показаний электрического каротажа Реальные КС (ρк ) Распределение КС (ρкрасч) для зондов заданного размера 3-х слойные палетки (ρкпалетки ) Да Нет ρкрасч > ρкпалетки Да Вывод: • Определение механизма изменения свойств ОЗП • Рекомендации для метода обработки ОЗП Вывод: •Капиллярное расформирование •Миграция мелкодисперсных частиц Вывод: •Окаймляющая зона •Неверные реальные Qloss Рисунок 4.1.5 – Схема методологии диагностики механизмов повреждения ОЗП 4.2. Практическое применение методологии Использование методики продемонстрировано на примере обработки литературных данных для скважины [169], пробуренной на месторождении Ближнего Востока. С помощью сопоставления рассчитанных гидродинамических и полевых данных, а также рассчитанных показаний электрокаротажа и реального КС уточнены глубины проникновения и механизмы поражения пластов. Исходные данные для модели были взяты с соответствием работы [169]. Пористость и водонасыщенность (рисунок 4.2.1.) для данного интервала были получены из интерпретации промыслово-геофизических данных. На рисунке 4.2.1. зеленым выделен интервал, на котором проводились ГДИС с помощью пробоотборника MDT. На рисунке 4.2.2. и в таблице 4.2.1. представлены исходные данные для гидродинамической модели ОЗП. ОФП были взяты из работы [169]. 100 Пористость 0.2 0.25 Водонасыщенность Б 0.3 0 5020 5020 5025 5025 Глубина, фунты Глубина, фунты А 5030 5035 0.2 0.4 0.6 0.8 5030 5035 5040 5040 5045 5045 Рисунок 4.2.1 - Инвертированные данные каротажа: пористость (А); начальная водонасыщенность (Б) А 0.2 Пористость 0.25 0.3 5040 Б Начальная водонасыщенность 0.35 0.55 5040 Инверсия данных каротажа Гидродинамический симулятор 5041 Инверсия данных каротажа Гидродинамический симулятор 5041 5042 1 Глубина, фунты Глубина, фунты 1 5042 2 2 3 3 5043 5043 4 4 5 5 5044 5044 Рисунок 4.2.2 - Инвертированные данные каротажа и исходные данные гидродинамической модели: пористость (А); начальная водонасыщенность (Б) Параметры бурения задавались таким образом, чтобы соответствовать фактическим потерям бурового раствора, в противном случае проводилась вариация наиболее чувствительных параметров модели (метод анализа 101 чувствительности описан во втором разделе главы 2). Время бурения интересующего интервала соотавляло 5 ч, а репрессия на пласт 23 % от пластового давления. Таблица 4.2.1 – Исходные данные Свойства пласта kh 7.35 мД Кровля 1524 м Свойства флюидов ρo 784.9 кг/м3 ρw 1073.2 кг/м3 µo 0.4 сПз µw 0.38 сПз Параметры скважины rw 0.108 м pref 170.99 бар href 1535.8 м Параметры бурения hinv 0.9 м Qmud_loss 0.0868 м3/сут Qmud_loss / hinv 0.093 м3/сут/м После бурения распределение нефтенасыщенности в ОЗП представлено на рисунке 4.2.3.А, что соответствует результатам исследования [169]. Далее проводилось сравнение фактического и рассчитанного КС для заданного интервала глубин. Параметры, входящие в формулу Дахнова-Арчи (3.1.2) были взяты из [169] и равны: а = 1, n = 1.6, m = 2.0. Электропроводность фильтрата бурового раствора и пластовой воды равнялись 14.7 и 37.0 См-1 соответственно. Результаты сравнения фактического (сплошная кривая) и рассчитанного КС (пунктирная кривая) приведены на рисунке 4.2.3.Б. После проводилось сопоставление результатов расчетов динамики очистки скважины с полевыми данными дебитов флюидов и обводненности продукции (рисунок 4.2.4.), полученными с помощью теста MDT в течение 2.3 ч. 102 Наблюдается небольшое расхождение полевых данных и расчитанных результатов из-за того, что гидродинамическая модель рассматривает радиальное течение, а в результате MDT теста наблюдается сферическое течение. В результате проведенной методики диагностики механизмов повреждения пласта были уточнены глубины проникновения и повреждения ОЗП, которые варировались в пределах до 50 см, что характеризуется скин-фактором 5. A Глубина, фунты 0.1 5020 5022 5024 Б 1 10 Глина КС, Ом*м 100 1000 10 дюймов 20 дюймов 30 дюймов 5026 5028 5030 5032 Нефтенасыщенный пласт 5034 5036 5038 5040 5042 Пакированный интервал 5044 5046 5048 Водонасыщенный пласт 5050 Рисунок 4.2.3 - Распределение нефтенасыщенности в ОЗП после бурения (А); Сравнение фактического (сплошная кривая) и рассчитанного КС (пунктирная кривая) (Б) 103 Полевые данные (MDT пакера) Гидродинамический симулятор 3 Фильтрат Нефть 2 1 0 Б Обводненность Дебит флюидов, м3/сут А 4 1 0.8 0.6 0.4 0.2 Полевые данные (MDT пакера) Гидродинамический симулятор 0 0 1000 2000 Время, с 3000 0 1000 2000 Время, с 3000 Рисунок 4.2.4 - Сравнение полевых (пунктирная кривая) и рассчитанных данных (сплошная): дебит флюидов (А); обводненность (Б) 4.3. Заключение к главе 1. Предложена комплексная методика моделирования изменения фильтрационно – емкостных свойств ОЗП из-за проникновения фаз бурового раствора, позволяющая определить степень изменения свойств ОЗП и прогнозировать последующую добычу углеводородов. 2. Разработана методика комплексирования геофизических и гидродинамических данных, которая позволяет уточнить параметры зоны проникновения. 3. Приведены модельные разработанных и программ, практические примеры подтверждающие методики оценки степени повреждения ОЗП. применения работоспособность 104 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Предложена комплексная методика моделирования изменения фильтрационно – емкостных свойств ОЗП из-за проникновения фаз бурового раствора, позволяющая определить степень изменения свойств ОЗП и прогнозировать последующую добычу углеводородов. Создана математическая модель для расчета показаний электрических зондов с учетом изменения физических свойств ОЗП для уточнения механизмов повреждения пласта. Показано существенное влияние концентрации и кольматирующих свойств твердой фазы бурового раствора, а также миграции природных мелкодисперсных частиц и изменение ОФП под воздействием проникших компонент бурового раствора на показатели повреждения, очистки ОЗП, а также на показания электрокаротажа. Разработана методика комплексирования геофизических и гидродинамических данных, которая позволяет уточнить параметры зоны проникновения. Приведены модельные и практические примеры применения разработанных программ, подтверждающие работоспособность методики оценки степени повреждения ОЗП. 105 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ АК – акустический каротаж. БКЗ – боковое каротажное зондирование. ВДМ – волновой диэлектричесских метод. ВИКИЗ – высокочастотный индукционный метод. ГДИС – гидродинамические исследования скважин. ГИС – геофизические исследования скважин. ГК – глинистая корка. ДИМ – диэлектрический индукционный метод. ЗК – зона кольматации. ИК – индукционный каротаж. ИПК – испытатель пласта на кабеле. ИПТ – испытатель пласта на трубах. КС – кажущееся сопротивление. ОЗП – околоскважинная зона пласта. УВ – углеводороды. УЭС – удельное электрическое сопротивление. ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства. 106 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Альпин Л.М. К теории электрического каротажа буровых скважин. – М.: ОНТИ НКШ СССР. – 1938. – 88 с. 2. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. – М.: Недра. – 1976. – 216 с. 3. Ангелопуло O.K., Джабаров К.А. Новая концепция повышения качества цементирования скважин. //Информ. сб. ВНИИЭГазпром. – 1990. – № 10. – С. 11-13. 4. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. – М.: Недра. – 1988. – 135 с. 5. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра. – 1984. – 207 с. 6. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2000. - 670 с. 7. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2001. 679 с. 8. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. М.: Недра. – 2003. – 479 с. 9. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра. – 1993. – 416 с. 10.Белаш П.М., Дахнов В.Н. Нейман Е.А. Электромоделирование задач промысловой геофизики. //Нефтяное хозяйство. – 1953. – №7. 107 11.Берман Л.Б., Нейман В.С. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. – М.: Недра. – 1972. – 216 с. 12.Афанасьева А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания.- М.: Недра. – 1975. 215 с. 13.Валиуллин Р.А., Л.Е. Кнеллер. Геофизические исследования и работы в скважинах. Том 1: Промысловая геофизика. – Уфа: Информреклама. – 2010. – 172 с. 14.Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. – М.: Недра. – 1978. – 318 с. 15.Геофизисеские исследования скважин. Сервисный каталог Shlumberger. 2004. – 53 с. 16.Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. – 1982. – 317 с. 17.Грей Д. Р., Дарли Г. С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). – М.: Недра. – 1985. – 509 с. 18.Григоращенко Г.И. et al. Применение полимеров в добыче нефти. – М.: Недра. – 1978. – 213 с. 19.Дахнов B.H. Промысловая геофизика. – М.: Гостоптехиздат. – 1959. – 697 с. 20.Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. – М.: Недра – 1982. – 448 с. 21.Дмитриев Н. М., Максимов В. М. Определяющие уравнения двухфазной фильтрации в анизотропных пористых средах //Механика жидкости и газа. – 1998. – №. 2. – С. 87-94. 22.Дмитриев В.И., Захаров Е.В. Метод интегральных уравнений в вычислительной электродинамике. – М.: МАКС Пресс. – 2008. – 316 с. 108 23.Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика. – М.: Нефть и газ. – 2004. – 400 с. 24.Друскин В.Л. Разработка методов интерпретации бокового каротажного зондирования в неоднородных осесимметричных средах. М.: МГУ. – 1984. – 121 с. 25.Друскин В.Л., Книжнерман Л.А. Метод решения прямых задач электрокаротажа и электроразведки на постоянном токе // Физика Земли. – 1987. – № 4. – с. 63-71. 26.Друскин В.Л., Тамарченко Т.В. Быстрый вариант метода частичных областей для решения задачи индукционного каротажа // Геология и геофизика. – 1988. – № 3. – с. 120-126. 27.Желтов Ю.П. Разработка нефтянных месторождений. – М.: Недра. – 1986. – 333 с. 28.Ельцов И.Н. Автоматизированная интерпретация зондирований становлением поля в горизонтально-слоистых средах //Новосибирск: Изд. ИГиГ СО АН СССР. – 1990. – 16 с. 29.Ельцов И.Н. Интерпретация данных каротажа на основе комплексной геофизических и гидродинамических моделей. – Новосибирск. – 2004. – 329 с. 30.Ельцов И.Н. Интегрированная обработка и интерпретация измерений в скважинах. – Н.: Новосибирский государственный университет. – 2012. – 240 с. 31.Езевский Д., Вишневская И., Тухтаев Р., Латыпов А., Чарупа М., Вейнхебер П. Комплексный подход к изучению вложных коллекторов Покурской свиты на примере исследований, проведенных на одном из месторождений Западной Сибири. – SPE 166825. – 2013. 32.Еремин Н.А., Золотухин А.Б., Назарова Л.Н., Черников О.А. Выбор метода воздействия на нефтяную залежь / Под ред. И.Т. Мищенко. – М.: ГАНГ. – 1995. – 190 с. 109 33.Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Васильев И.В., Северинов Э.В., Гайдуков Л.А., Родионов А.Е., Лачугин Д.С., Цаган-Манджиев Т.Н. Проведение исследований по определению функций ОФП для нефти и воды в пластовых условиях. // SPE - 162011RU – 2012. – 9 с. 34.Закиров Э.С., Индрупский И.М., Закиров С.Н., Васильев И.В., Аникеев Д.П., Цаган-Манджиев Т.Н. Алгоритм решения задач по специальному мониторингу процесса исследования нагнетательных скважин с целью получения достоверной информации для 3В компьютерного моделирования. // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика» - 2014. - №1(9). – 17 с. 35.Золоева Г.М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения по ГИС. – М.: Недра. – 1995. – 212 с. 36.Иванов Т.И. Методы решения прямых и обратных задач электрокаротажа. – М.:Наука. – 1983. – 143с. 37.Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизики. – М.: ГАНГ. – 1997. – 229 с. 38.Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизические методы контроля разработки месторождений нефти и газа. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2012. – 373 с. 39.Кадет В.В. Методы теории перколяции в подземной гидромехание. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз. – 2008. – 96 с. 40.Касперский Б.В. Проникновение твердой фазы буровых растворов в пористую среду //Нефтяное хозяйство. –1971. – №9. – С. 30-32. 41.Кашеваров А.А., Ельцов И.Н., Эпов М.И. Гидродинамическая модель формирования зоны проиникновения при бурении скважин// Прикланданя механика и техническая физика. – 2003. – Т.44. – № 6. – C. 148-157. 110 42.Кнеллер Л.Е. Потапов А.П. Решение прямой и обратной задач электрокаротажа в радиально-неоднородных средах. //Геология и геофизика. – 1989. – №1. – С. 88-96. 43.Кнеллер Л.Е. Определение удельного электрического сопротивления горных пород по данным электрокаротажа на ЭВМ. //Нефтегазовая геология геофизика. – 1981. – № 9. – С. 26 - 30. 44.Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. – М.: Недра. – 1977. – 287с. 45.Кочина И.Н., Михайлов Н.Н. Гидродинамическое исследование изменения физических свойств в системе глинистая корка – пласт. //Изв. Вузов. Сер. Нефть и газ. – 1979. – № 2. – C. 45-50. 46.Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промысловотехнологические исследования скважин. – М.: Макс пресс. – 2008. – 476 с. 47.Кронрод А.С. Беседы о программировании. – М.: Труды Института системного анализа РАН. – 2006. – 248 с. 48.Крылов В.И., Крецул В.В. Методическое указание по выбору промывочных жидкости для вскрытия продуктивных пластов. – М.: РГУ нефти и газа им. Губкина. – 2002. – 45 с. 49.Кучук Ф., Зейбек М., Ма Ш. Интеграция петрофизики и гидродинамики для улучшения геологической модели и описания продуктивного пласта // Геология и геофизика. – 2014. – С. 33-39. 50.Латышова М.Г., Венделыптейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. - М.: Недра. - 1975. - 272 с. 51.Леонтьев Н.Е. Основы теории фильтрации. – М.: Изд-во ЦПИ при механико-математическом факультете МГУ. – 2009. – С. 24-29. – 88 с. 52.Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. Технология бурения глубоких скважин. М.: Недра. - 1982. - 287 с. 111 53.Макарова А.А., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Моделирование влияния на динамику начальной стадии добычи измененных фильтрационных свойств околоскважинной зоны при первичном вскрытии. //Геофизические исследования. - 2014. - Том 15. - № 1. 54.Макарова А.А., Михайлов Д.Н., Шако В.В. моделирование динамики изменения Гидродинамическое фильтрационных свойств околоскважинной зоны при первичном вскрытии и очистке скважины с открытым стволом. //Технологии нефти и газа. - 2014. - № 3. 55.Макарова А.А., Мищенко И.Т., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Анализ чувствительности динамики очистки скважины и околоскважинной зоны к параметрам пласта, перфорации и свойствам бурового раствора. //Нефтяное Хозяйство. - 2015. - № 3. 56.Макарова А.А., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Моделирование влияния динамики изменения околоскважинной зоны на данные электрокаротажа //Геофизика. - 2015. - № 2. 57.Мамаджанов У.Д., Рахимов А.К., Т.А. Поляков и др. Заканчивание газовых скважин. – М.: Недра. – 1979. – 392 с. 58.Михайлов Д.Н., Рыжиков Н.И., Шако В.В. Комплексный экспериментальный подход к определению кинетики кольматации пористых сред. // Нефтяное Хозяйство. - 2015. - № 3. – С. 74-78. 59.Михайлов Н.Н. Гидродинамические модели в промысловой геофизике.//Известия РАН СССР, М.Ж.Г. - 1980. - №2. - 187 с. 60.Михайлов Д.Н., Николаевский В.Н. Динамика потока в пористых средах при нестационарных фазовых проницаемостях // Изв. РАН. МЖГ. - 2000. - № 5. - С. 103-113. 61.Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. - М.: Недра - 1987. - 152 с. 62.Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая околоскважинных зон. - М.: Недра. - 1996. - 348 с. геодинамика 112 63.Мирзаджанзаде А.Х., Ширинзаде С.А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. – М.:Недра. – 1986. – 278 с. 64.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: ФГУП Из-во Нефти и газ. – 2003. – 816 с. 65.Мищенко И.Т., Ибрагимов Л.Х., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука. – 2000. – 414 с. 66.Никаньшин Д.П. Никифоров А.И. Моделирование переноса частиц различного размера двухфазным фильтрационным потоком // ИФЖ, 2000. – T. 73. – № 3. – С. 497-500. 67.Никифоров А.И., Никаньшин Д.П. Моделирование переноса твердых частиц фильтрационным потоком // ИФЖ, 1998. – Т. 71. – № 6. – С. 971975. 68.Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. – М.: Недра, – 1996. – 447 с. 69.Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов Г.А. Механика пористых насыщенных сред. – М.: Недра. – 1970. – 335 с. 70.Номикосов Ю.П. Влияние скорости потока глинистого раствора на водопроницаемость и толщину глинистой корки. //НТЖ. Нефтяное хозяйство. - 1962. - С. 10-16. 71.Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. - М.: Недра. - 1970. - 312 с. 72.Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. - М.: Недра. - 1976. - 86 с. 73.Павлов Е.Ю. Каротаж в просецессе бурения применение LWD на примере пласта ЮВ1 Урьевского месторождения // М: Нефтегазовая Вертикаль. 2011. - №2. – С.74-77. 74.Патент РФ № 2013135670 «Способ прогнозирования изменения свойств призабойной зоны пласта под воздействием бурового раствора», выдан 30.05.2014. 113 75.Самарский А.А. Теория разностных схем. – М.: Наука. – 1977. – 656 с. 76.Свалов А.М., Ширинзаде С. А. Фильтрационные процессы в призабойной зоне скважины при бурении проницаемых пород// Нефтяное хозяйство. – 1990. - № 12. - C. 22-24. 77.Свалов А.М. Геомеханические процессы в призабойной зоне скважины, обусловленные взаимодействием бурового раствора с горной породой // Бурение и нефть. – 2002. - № 11. - C. 32-35. 78.Свалов А.М., Тарасюк В.Т., Элькинд А.Ф. Математическая модель процесса кольматации горных пород твердой фазой промывочной жидкости // Информационный сборник. – 1990. - № 12. - C. 13-15. 79.Свалов А.М. Теория моделирования процессов взаимодействия процессов взаимодействия промывочной жидкости с забоем скважины при бурении // Информационный сборник. – 1990. - № 11. - C. 13-19. 80.Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. – М.: Недра. – 1979. – 300 с. 81.Табаровский Л.А. Применение метода интегральных уравнений в задачах геоэлектрики. – Новосибирск: Наука. – 1975. – 140с. 82.Тамарченко Т.В. Математическое обеспечение решения прямых задач электрических и электромагнитных методов каротажа в двух- и трехслойной геометрии.– М.:МГРИ. – 1988. – 122 с. 83.Христианович С.А. Механика сплошной среды. - М.: Наука. - 1981. - 493 с. 84.Христианович С.А. Фильтрация газов и жидкостей через пористые среды // План научно-исследовательских РАН СССР на 1940 год. - М. - 1940. С.199-200. 85.Чаадаев Е.В., Гайдаш Л.Д., Санто K.Л. Трехэлектродный зонд бокового каротажа в анизотропной среде с цилиндрическими поверхностями раздела //Региональная, разведочная и промысловая геофизика (экспресоинформация). – 1975. – C.1-7. 114 86.Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Госнаучиздат нефтяной и горно-топливной литературы. – 1963. – 369 с. 87.Эпов М.И., Ельцов И.Н., Кашеваров А.А., Соболев А.Ю., Ульянов В.Н. Эволюция зоны проникновения по данным электромагнитного каротажа и гидродинамического моделирования // Геология и геофизика. – 2004. – № 8. – C. 1031-1042. 88.Яремийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. – Львов.: Вища школа. – 1982. — 152 с. 89.Abrams A. et al. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion //Journal of petroleum technology. – 1977. – Т. 29. – №. 05. – P. 586592. 90.Al-Abduwani F. A. H. et al. Filtration of micron-sized particles in granular media revealed by x-ray computed tomography //Review of scientific instruments. – 2005. – Т. 76. – №. 10. – P. 103-104. 91.Al-Abduwani F. A. H. et al. Formation Damage vs. Solid Particles Deposition Profile during Laboratory Simulated PWRI //SPE Journal. – 2005. – Т. 10. – №. 02. – P. 138-151. 92.Al-Khelaiwi F.T., Muradov K.M., Davies D.R., Olowoleru D.K. Advanced well flow control technologies can improve well cleanup. - SPE 122267. 2009. 93.Allen D., et al. Invasion Revised // Oilfield Review. - Summer, 1991. - p. 1023. 94.Alpak F.O., Dussan E.V., Habashy T.M., Torres-Verdin C. Numerical simulation of mud-filtrate invasion in horizontal wells and sensitivity analysis of array induction tools history // Petrophysics. - 2003. - №. 6. - p. 396-411. 95.Amaefule, J. O., Kersey D. G. Advances in Formation Damage Assessment and Control Strategies // CIM Paper № 88-39-65, Proceedings of the 39th Annual Technical Meeting of Petroleum Society of CIM and Canadian Gas Processors Association. - June, 1988. 115 96.Anderson B., Barber T., ELMOD – Putting Electromagnetic Modeling to work to improve resistivty log interpretation // SPWLA 30th Annual Logging Symposium. – June, 1989. 97.Anderson W.G. Wettability literature survey – part 5: The effect of wettability on relative permeability // Journal of Petroleum Technology. - 1987. – №11. P. 1453-1468. 98.Angeles R., Torres-Verdin C., Hadibeik A., Sepehrnoori K. Estimation of capillary pressure and relative permeability from formation-tester measurements using design of experiment and data-weighing inversion: synthetic and field examples // J. of petroleum science and engineering. - №75. – 2010. – P.19-32. 99.Archie G.E. The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics // Petroleum Transactions of the AIME. – 1942. - P. 54-62. 100. Arthur K.G., Peden J.M. The Evaluation of Drilling Fluid Filter Cake Properties and Their Influence on Fluid Loss. - SPE 17617. – 1988. 101. Barreau P., Bertin H. и др. Water control in producing wells: Influence of an adsorbed-polymer layer on relative permeabilities and capillary pressure // SPE 35447. - 1996. - P. 234-239. 102. Bennion B. Formation Damage-The Impairment of the Invisible, by the Inevitable and Uncontrollable, Resulting in an Indeterminate Reduction of the Unquantifiable! // Journal of Canadian Petroleum Technology. -38(2). February 1999. – P. 11–17. 103. Bennion D. B., Thomas F. B., Bennion D. W., and Bietz R. F. Underbalanced Drilling and Formation Damage—Is It a total solution? // Journal of Canadian Petroleum Technology. -34(9). - November 1995. – P. 34– 41. 104. Bezemer C., Havenaar I. Filtration Behavior of Circulating Drilling Fluids //Society of Petroleum Engineers Journal. – Dec., 1966. – P. 292. 116 105. Bishop S. R. The Experimental Investigation of Formation Damage Due to the Induced Flocculation of Clays Within a Sandstone Pore Structure by a High Salinity Brine. - SPE 38156 - June 2–3, 1997. – P. 123–143. 106. Boek E., Tardy P., Hall C. Deep bed filtration modelling of formation damage due to particulate invasion from drilling fluids // Springer Science and Business Media B.V. - 2011. – 479 p. 107. Bourgoyne A.T., Chenevert M.E., Millheim K.K., Young F.S. Applied drilling Engineering //SPE Textbook Series, Vol.2, 3rd edition, Society Petroleum Engineers, Richardson. - 1991. - 502 pp. 108. Brooks, J.E., 1997. A simple method for estimating well productivity. SPE 38148. – 1997. 109. Civan F. Reservoir Formation Damage. // Gulf Professional Publishing. 2007. - P. 1135. 110. Chin W.C. Formation invasion, with applications to measurement-whiledrilling, time-lapse analysis, and formation damage. // Houston: Gulf Publishing Company. - 1995. - P. 240. 111. Corey A.T. The Interrelation Between Gas and Oil Relative Permeabilities. //Prod. Monthly. - November 1954. - P. 38–41. 112. Chugunov N., Senel O., Ramakrishnan T.S. Reducing Uncertainty in Reservoir Model Predictions: from Plume Evolution to Tool Responses. // Energy Procedia. - ISSN 1876-6102. - 2013. - P. 3687-3698. 113. Darley H.C.H., Gray G.R. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids. — Houston, TX: Gulf Professional Publishing. -1988. — 643 p. 114. Darley H. C. H. Prevention of Productivity Impairment by Mud Solids //Petroleum Engineer. – September, 1975.- P. 102–110. 115. Dewan J.T. Chenevert M.E. A model for filtration of water-base mud during drilling: determination of mudcake parameters // Petrophysics. - 2001. №. 3. - P. 237-250. 117 116. Dewan, J. T. Holditch, S. A. Radial Response Functions for Borehole Logging Tools // Topical Report. Gas Research Institute. - January 1992. Contract № 5089-260-1861. 117. Dewan J. T., Chenevert, M. E. A Model for Filtration of Water-base Mud During Drilling: Determination of Mudcake Parameters // Petrophysics. 42(3). – 2001. – P. 237–250. 118. Ding Y., Longeron D., Renard G., Hayet A. Method of determining by numerical simulation the restoration conditions, by the fluids of a reservoir, of a complex well damaged by drilling operations. - Patent 7099811. - 2002. 119. Ding Y., Renard G. Modelling of near-wellbore formation damage for open hole horizontal wells in anisotropic media. - SPE 82255. - 2003. 120. Doll H.G. Introduction to induction logging and application to logging of wells drilled with oil based mud // JPT. - 1946. – №6. 121. Well logging and interpretation techniques //Dresser Atlas Inc. Dresser Industries, USA. - Chap. 3. - 1982. 122. Dullien F.A.L. Porous media: fluid transport and pore structure. // San Diego: Academic Press. – 1992. –574 p. 123. Earlougher R. C. Advances in Well Test Analysis. //Society of Petroleum Engineers Monograph. – № 5. – 1977. – p 39. 124. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation // 3-rd edition Prentice Hall. Eglewood Cliffs. NJ. - 2000. – 750 р. 125. Ferguson C. K., Klotz, J. A. Filtration of Mud during Drilling. // Petroleum Transactions of AIME. - № 201. - 1954. – p. 29. 126. Fisk, J. V., Shaffer, S. S., and Helmy, S., “The Use of Filtration Theory in Developing a Mechanism for Filter-Cake Deposition by Drilling Fluids in Laminar Flow // SPE Drilling Engineering. - 6(3) . - September 1991. – P. 196–202. 127. Fordham E. J., Ladva H. K., Hall C., Dynamic Filtration of Bentonite Muds under Different Flow Conditions. – SPE 18038. – 1988. 118 128. Fordham E. J., Allen D. F., Ladva H. K. J., The Principle of a Critical Invasion Rate and its Implications for Log Interpretation. – SPE 22539. – October, 1991. 129. Epov M., Yeltsov I., Glebocheva N., et al. Time Evolution of the Near Borehole Zone in Sandstone Reservoir through the Time-Lapse Data of HighFrequency Electromagnetic Logging // Petrophysics. – 2002. –No. 2. – P. 121122. 130. Hammond P.S. Invasion while drilling: results of second series of DTS experiments RFP. – 146 p. 131. Hammond P.S., Fordham E.J. Formation invasion: results of November WBS experiments. RFP. – 126. 132. Herzig J.P., Leclerc D.M., Le Goff P. Flow of Suspensions through Porous Media – Application to Deep Filtration // Industrial and Engineering Chemistry. 1970. – No. 5. – P. 8-35. 133. Holditch S. A., Dewan J. T., Chenevert M., Yao, C., Evaluation of Mud Filtrate Invasion During Drilling in Medium Permeability Gas Reservoirs //Proceedings of 1992 International Gas Research Conference, Orlando, Florida. – 1992. –185 p. 134. Ives K.J., Pienvichitr V. Kinetics of filtration of dilute suspensions // Chemical Engineering Science. – 1965. – No. 11. – P. 965-973. 135. Khilar K.C., Fogler H.S. Water Sensitivity of sandstones // SPE Prod Eng. – 1983. – P. 55-64. 136. Krueger, R. F., 1963, Evaluation of Drilling Fluid Filter Loss Additives under Dynamic Conditions //JPT.– P. 90. 137. Kuchuk F.J., Zhan L., Ma S.M., Al-Shahri A.M., Ramakrishnan T.S., Altundas B. Determination of in-situ two-phase flow properties through downhole fluid movement monitoring //SPE Reservoir Evaluation and Engineering. - №.1. – 2010. - P.575-587. 119 138. Kuchuk F.J., Zhan L., Ma S.M., Al-Shahri A.M., Ramakrishnan T.S., Altundas B. Characlerization of reservoir heterogeneily through fluid movement monitoring with deep electromagnetic and pressure measurements //SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - №. 3. - June 2010. - P.509-522. 139. Kuchuk F.J. Pressure Behavior of the MDT packer module and DSI in cossllow-multilayer reservoirs // Journal 0f Pelroleum Science and Engineering. - №. 2. - June l994. - P. 123-135. 140. Li S., Shen L.C. Dynamic invasion profiles and time-lapse electrical logs // SPWLA 44th Annual Logging Symposium. – June 22-25, 2003. 141. Lohne A., Han L., van der Zwaag C. Formation damage and well productivity simulation. - SPE 122241. - 2009. 142. Mikhailov D., Ryzhikov N., Makarova A., Shako V., Theuveny B., Burukhin A.. A method for determination of near-wellbore zone properties alteration during well drilling, completion and cleanup operations by combination of numerical simulations and special experimental technique SPE-174248-RU - 2015. 143. Navarro D., Li S., Liu R.C., Mohanty K.K. et. al. Invasion effects on timelapsed array induction logs // SPWLA 48th Annual Logging Symposium. – June 3-6, 2007. 144. Numerical Recipes: The Art of Scientific Computing. – Cambridge University Press. Third Edition. – 2007. – 1256 pp. 145. Outmans H.D. Mechanics of static and dynamic filtration in the borehole. //SPE 491-PA. – 1963. – P. 236-244. 146. Peden J. M., Arthur K. G., Avalos M. The Analysis of Filtration under Dynamic and Static Conditions. – SPE 12503. – February, 1984. 147. Peng S. J., and Peden J. M. Prediction of Filtration under Dynamic Conditions. – SPE 23824, – February 26–27, 1992. – P. 503–510. 120 148. Prigorovskaya Т.A. Sstatical analysis of PDC drill bits runnings and their longevity predictione // Electronic scientific journal “Oil and Gas Business”. – 2011. - № 3. 149. Prokop C. L., Radial Filtration of Drilling Mud // Petroleum Transactions of AIME. – 1952. – 5p. 150. Ramakrishnan T.S. Wilkinson D.J. Formation producibility and fractional flow curves from radial resistivity variation caused by drilling fluid invasion. // American Institute of Physics. – 1996. – P. 833–844. 151. Ramakrishnan T. S., Wilkinson D. J. Water-Cut and Fractional-Flow Logs from Array-Induction Measurements //SPE Reservoir Evaluation and Engineering Journal. – 2(1). – February, 1999. – P.85–94. 152. Saucier R. J. Successful Sand Control Design for High Rate Oil and Water Wells // Journal of Petroleum Technology. - 1969. – P.1193-1214. 153. Saucier R. J. Considerations in Gravel-Pack Design // Journal of Petroleum Technology. - 1974. – P. 205-231. 154. Sharma M. M., Yortsos Y. C.Transport of Particulate Suspensions in Porous Media: Model Formulation // AIChE Journal. - 33(10). - October 1987. - P. 1636–1643. 155. Sharma M. M., Yortsos Y. C., Fines Migration in Porous Media // AIChE Journal. - 33(10). - 1987. – P. 1654–1662. 156. Semmelbeck M. E., Dewan J.T., Holditch S. A. Invasion based method for estimating permeability from logs. – SPE 30581. – Oct. 1995. 157. Semmelbeck M. E., Holditch S. A. The Effects of Mud Filtrate Invasion on the Intrepretation of Induction Logs. – SPE 14491. – Nov. 1985. 158. Schlumberger Log Interpretation Charts // Schlumberger Educational Serviecs. – 2009. –92 p. 159. Sun D., Li B., Gladkikh M., Satti R. Comparison of skin factor for perforated completions calculated with computational-fluid-dynamics software 121 and the Karakas-Tariq Semianalytical model. //SPE drilling and completion. SPE 143663. – 2013. – P. 21-33. 160. Thomas F. B., Bennion D. B., Bennion D. W. Experimental and Theoretical Studies of Solids Precipitation from Reservoir Oil //The Journal of Canadian Petroleum Technology. – 31(1). – 1992. – P. 22–31. 161. Tobola D. P., Holditch S. A. Determination of Reservoir Permeability from Repeated Induction Logging. – SPE 19606. – SPE Annual Technical Meeting, San Antonio, Texas. – Oct. 1989. 162. Theuveny B., Mikhailov D., Spesivtsev P. et. аl. Integrated approach to simulation of near-wellbore and wellbore cleanup. – SPE 166509. – 2013. – 20 p. 163. Torres-Verdin C., Rohallah A., Sepehrnoori K. Quantifying wettability alteration during oil-base mud-filtrate invasion and corresponding effects on resistivity logs. //SPWLA 52nd Annual Logging Symposium. – 2001. – 15 p. 164. Vaussard A., Martin M., Konirsch O., Patroni J. M. An Experimental Study of Drilling Fluids Dynamic Filtration. – SPE 15412. – SPE Annual Technical Conference, New Orleans, Louisiana. – Oct. 1986. 165. Williams M., Cannon G. E. Evaluation of Filtration Properties of Drilling Mud //API Drilling and Production Practice. – 1935. – p 20. 166. Williams M. Radial Filtration of Drilling Muds //Transactions of AIME. – 1940. – P. 57. 167. Worthington P.F. The evolution of shaly-sand concepts in reservoir evaluation // The Log Analyst. – 26(1). – 1985. – 23–40. 168. Yeager V. J., Blauch M. E., Behenna F. R., Foh, S. E. Damage Mechanisms in Gas-Storage Wells. - SPE 38863. - October, 1997. – P. 477–486. 169. Zeybek M., Ramakrishnan T., Al-Otaibi S., Salamy S., Kuchuk F., Estimatiing multiphase-flow properties from dual-packer formation-tester interval tests and openhole array resisitivity measurrements // SPE 87474. – 2003. – P. 40-46. 122 170. Zhang J.H., Hu O., and Liu Z.H. Estimation of True Formation Resistivity and Water Saturation with a Time-Lapse Induction Logging Method //The Log Analyst. – 1999. – No. 2. – P. 138-148. 171. Zheng C.G. et. al Effects of polymer adsorption and flow behavior on twophase flow in porous media // SPE 39632. – 1998. – P. 293-306. 172. Zolotukhin A. Course of lectures "Performance of Oil and Gas Wells". - №. MPE 730. - University of Stavanger, Norway. – 1996. -2011.
