Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Кинетика поражения коллекторских свойств пласта и ее влияние на показатели разработки нефтяных залежей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Кинетика поражения коллекторских свойств пласта и ее влияние на показатели разработки нефтяных залежей"

На правах докописи

.001.5:517.977.5

ЧИРКОВ МАКСИМ ВИКТОРОВИЧ

Кинетика поражения коллекторских свойств пласта и учет ее влияния на показатели разработки нефтяных залежей

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

2 4 СЕН 2009

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2009

003477420

Работа выполнена в Учреждении Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Михайлов Николай Нилович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Закиров Эрнест Сумбатович

кандидат геолого-минерологических наук, ведущий научный сотрудник Максимов Михаил Михайлович

Ведущая организация ОАО "ЦГЭ"

Защита состоится 21 октября 2009 г. в 15:00 часов

на заседапии диссертационного совета Д.002.076.01 Учреждения Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН, 119333, г. Москва, ул. Губкина, д.З

С диссертацией можно ознакомиться в диссертационном совете Учреждения Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН

Автореферат разослан «21» сентября 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета к.т.н. Баганова М.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность работы. При разработке нефтяных месторождений в око-лоскважинной части пласта и межскважинном пространстве происходят техногенные изменения природных фильтрационных свойств и формируются пораженные зоны пласта. Поражение пласта обусловливает значительные потери пластовой энергии и снижение продуктивности по отношению к природному состоянию пласта. Для увеличения продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов разработан широкий набор методов и технологий воздействия на пласт. Однако, эти технологии не учитывают комплексный механизм поражения пласта и изменений состояний дренируемых зон в различных геолого-технологических условиях, что и обусловливает их низкую эффективность на целом ряде месторождений.

Традиционно при проектировании и анализе разработки месторождений проницаемость рассматривалась, как параметр, зависящий от геологического строения пласта и природы фильтрующихся флюидов. Однако, эксперименты показывают, что проницаемость по целевому флюиду не может быть описана фиксированными коэффициентами, поскольку они меняются в процессе фильтрации флюидов. Следовательно, необходимо рассматривать кинетику поражения пласта. Существующие зависимости падения дебитов скважин в процессе разработки связываются в основном с истощением залежей без учета кинетики проницаемости. Такой подход не является в полной мере научно обоснованным, поскольку не учитывает постоянно действующие механизмы поражения пласта и различия этих механизмов. Поэтому создание способов учета кинетики поражения пласта позволит более обосновано проводить анализ разработки месторождений. Понимание кинетики поражения необходимо при обосновании и выборе технологии повышения производительности скважин за счет согласования процессов поражения и улучшения фильтрационных свойств пласта. Учет кинетики поражения обеспечит более точное прогнозирование показателей разработки. Это и определяет актуальность диссертационной работы.

Цель работы. Количественный и качественный анализ иучет влияния кинетики поражения пласта на показатели разработки залежи и производительности добывающих и нагнетательных скважин.

Объекты исследования: Нефтесодержащие пласты, претерпевающие техногенные изменения природных фильтрационно-емкостных свойств при разработке залежей, в том числе сложно построенный заглинизированный нефтяной пласт АВ 1(1-2) Самотлорского месторождения (Западная Сибирь). Основные задачи исследования

1. Анализ и обобщение существующих представлений о закономерностях изменения природных фильтрационных свойств дренируемых зон и способах учета этих закономерностей при гидродинамическом моделировании

2. Изучение совместного и индивидуального влияния различных механизмов изменения фильтрационных свойств пласта на производительность добывающих и нагнетательных скважин.

3. Создание обобщенной гидродинамической модели влияния поражения пласта на производительность скважин.

4. Разработка количественных и качественных критериев влияния поражения пласта на показатели разработки месторождений.

5. Обоснование методики учета кинетики поражения пласта в современных гидродинамических симуляторах и ее использование при моделировании процесса разработки пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения.

Методы исследования

Для решения поставленных задач использовались методы физики нефтяного и газового пласта, нефтегазовой подземной гидродинамики и результаты промысловых гидродинамических исследований скважин, результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта.

Научная новизна

1. Выявлен характер изменения проницаемости пласта в процессе разработки и получена обобщенная модель кинетики поражения

2. Предложена методика учета поражения коллекторских свойств пласта применительно к современным гидродинамическим симуляторам, как инструмент адаптации 30 гидродинамических моделей и прогнозирования показателей разработки.

3. Получены формулы производительности скважин, учитывающие кинетику поражения коллекторских свойств пласта

4. Выполненное моделирование процесса разработки заглинизированного пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения с учетом кинетики его поражения, позволило спрогнозировать более реальные изменения показателей работы скважин при их дальнейшей эксплуатации. Практическая значимость

1. Установленные закономерности влияния кинетики поражения свойств пласта позволят избежать завышенных показателей при гидродинамических расчетах производительности скважин.

2. Обобщенная модель кинетики поражения позволяет прогнозировать производительность скважин при различных геолого-технологических условиях.

3. Предложенная методика учета поражения пласта может служить обоснованным инструментом адаптации 30 компьютерных гидродинамических моделей и использоваться при прогнозировании показателей разработки с помощью современных симуляторов.

4. Установленные закономерности влияния кинетики поражения свойств пласта на производительность скважин позволят обоснованно выбирать технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи в зависимости от степени и размеров зон поражения.

5. Полученные параметры поражения пласта позволят проводить корректное сравнение эффективности различных технологических операций как

при заканчивая™, интенсификации добычи и капитальном ремонте скважин, а также при анализе вариантов разработки.

6. Учет кинетики поражения свойств пласта обеспечил более корректный прогноз показателей разработки заглинизированного пласта AB 1(1-2) Самотлорского месторождения. Защищаемые положения

1. Обобщенная модель кинетики поражения, в которой проницаемость изменяется в зависимости от времени фильтрации и от радиуса удаления от скважины.

2. Методика моделирования поражения пласта на основе современных гидродинамических программных комплексов, позволяющая получать корректные показатели работы скважин и залежи в целом на объектах склонных к поражению.

3. Результаты моделирования показателей разработки в условиях сложно построенного заглинизированного нефтяного пласта АВ1(1-2). Апробация работы

Основное содержание работы докладывалось на

1. Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 18-19 сентября 2007)

2. VII международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудно-извлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи (Москва, 18-20 марта 2008)

3. 1 Ith European Conference on the Mathematics of Oil Recovery (Bergen, Nonvay, 8-11 сентября 2008)

4. Научно-практической конференции «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы» (РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 27-28 ноября 2008)

5. II Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 15-16 сентября

2009)

6. Научных семинарах в ИПНГ РАН 2005-2009 гг.

Объем работы. Работа содержит введение, 5 глав текста, заключение, приложение и список используемой литературы. Общий объем работы составляет 159 страниц, в том числе 81 рисунок, 8 таблиц и список литературы из 169 наименований.

Работа выполнена в ИПНГ РАН. Автор выражг"? глубокую признательность зам. директора по научной работе проф. Максимову В.М. за поддержку работы и к.т.н. Зайцеву М. В. за помощь в проведении гидродинамических расчетов. Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю д.т.н., действительному члену РАЕН, проф. Михайлову H.H. за постоянное внимание к данной работе. Автор так же признателен ведущим специалистам ИПНГ РАН докторам технических наук Э. С. Закирову, А. М. Свалову, В. А. Черных за ценные замечания, сделанные на этапе апробации работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении показана актуальность, цели, взаимосвязь с предыдущими исследованиями, новизна и практическая значимость работы.

Глава 1. В данной главе приводится аналитический обзор по явлениям поражения пласта. В работе представлено общее описание различных механизмов поражений, с последующим разбором происхождения этих поражений, возникающих как по естественным, так и техногенным причинам.

Под поражением пласта (Formation Damage) будем понимать ухудшение коллекторских свойств пласта в процессе разработки, в результате чего ухудшаются показатели работы скважин и разработки нефтяной залежи в целом.

Проблемами, связанными со снижением продуктивности скважин занимались многие ученые, среди которых следует отметить В. И. Азаматова, В. А. Амияна, О. К. Ангелопуло, А. Т. Горбунова, В. М. Добрынина, Г. И. Баренб-латта, Ю. П. Желтова, М. М. Иванову, Ф. И. Котяхова, М. Р. Мавлютова, У. Д.

Мамаджанова, А. X. Мирзаджанзаде, И. Т. Мищенко, H.H. Михайлова, Г. Т. Овнатанова, Э. М. Симкина, А. Я. Хавкина, С. А. Христиановича и др., а также иностранных специалистов Barkham, Davidson, Piot, Lietard, Amaefule, Bennion, Tomas, Civan, Fogler, Ohen, Liu и др.

Опираясь на эти исследования, все условия, влияющие на поражение пласта, можно разделить на следующие 4 группы: 1) тип, морфология и локализация минералов; 2) состав пластовых и посторонних флюидов, 3) пластовые термобарические условия и свойства продуктивного пласта; 4) особенности разработки и эксплуатации месторождения

К основным факторам, влияющим на поражение пласта, относятся следующие: 1) проникновение посторонних флюидов, таких как вода, химикаты для увеличения нефтеотдачи, проникновение бурового раствора и жидкостей глушения; 2) проникновение посторонних частиц и мобилизация пластовых частиц, таких как песок, частицы бурового шлама, бактерии, обломки породы; 3) условия эксплуатации, такие как депрессия на пласт, температура и давление околоскважинной зоны; 4) свойства пластовых флюидов и пористой среды.

Механизмы поражения пласта связаны с несовместимостью флюидов, несовместимостью породы и флюида, проникновением твердых частиц и мелкодисперсной миграцией, захватом и блокированием фаз, адсорбцией и изменением смачиваемости, жизнедеятельностью бактерий.

В главе проводится анализ и обзор источников поражения пласта. Выполненный анализ показал, что поражение пласта возникает практически на всех этапах разработки месторождения. В промысловой практике принято считать, что источники поражения локализуются лишь в околоскважинной зоне. Однако, в процессе нагнетания и при добыче нефти изменение проницаемости происходит и в межскважинном пространстве, в масштабах всего пласта.

Глава 2. Изучение кинетики поражения пласта. Традиционно при проектировании и анализе разработки месторождений проницаемость рассматривалась, как параметр, зависящий от геологического строения пласта и природы фильтрующихся флюидов, но, как отмечено выше, проницаемость изменяется в процессе фильтрации флюидов [2, 7]. Следовательно, необходимо рассматривать кинетику поражения пласта при разработке. Под кинетикой проницаемости понимается характер ее изменения в процессе фильтрации в результате различных причин, таких как миграция и отложение частиц в пласте, взаимодействие фильтрующихся фаз со скелетом, деформация горной породы, формирование осадка и изменение формы пор и капилляров в результате химических реакций, различных способов обработки, адсорбции смоло-асфальтеновых компонентов, термических напряжений и др.

Для изучения кинетики поражения проанализировано более 120 отечественных и зарубежных экспериментов по фильтрации флюидов через искусственные и естественные образцы керна. Рассмотрены эксперименты по поражению пласта с различными фильтрационно-емкостными свойствами, минералогическим составом, различными свойствами флюидов и взвешенными частицами.

В качестве основных факторов, определяющих кинетику поражения, отмечены минералогический состав коллекторов, тип фильтруемой жидкости, концентрация солей, размеры частиц и пор, скорость потока, термобарические условия. Если поражение пласта встречается в многофазном потоке, то могут иметь место дополнительные факторы, такие как присутствие органических материалов, смачиваемость частиц и породы, капиллярное давление (Liu и Civan, 1995).

Анализ лабораторных экспериментов кроме многообразия факторов, влияющих на кинетику, указывает на существенную значимость временного фактора. Он может проявляться в сотнях прокаченных поровых объемов (сотнях и даже тысячах суток), что сопоставимо с периодом разработки участков залежи. Это предопределяет необходимость учета кинетики проницаемости при анализе и прогнозировании показателей разработки. Поэтому следующим этапом стало изучение кинетики проницаемости по промысловым наблюдениям.

Почти во всех случаях конечным результатом поражения пласта является изменение внутрипорового пространства. И как следствие - изменение проницаемости пласта в функции времени и некоторой совокупности различных параметров поражения.

где К] - фактор скорости отложения мелких частиц на поверхности пор; к2 - фактор высвобождения частиц; к3 - фактор скорости уноса мелких частиц; К4 - фактор скорости адсорбции жидкости; к5 - фактор разбухания; к6 - фактор скорости изменения размеров пор; к7 - фактор закупорки поровых каналов; к8 - минералогический состава пористой среды; к9 - концентрация солей; к!0 - смачиваемость породы; кп - смачиваемость дисперсных частиц; к,2 - депрессия на пласт; к13 -температура и т.д.

С инженерной точки зрения модель с учетом всех факторов построить проблематично. Поэтому мы обратились к обобщению разнородных экспериментальных данных с использованием относительных показателей проницаемости и времени фильтрации. Обобщение проводилось в нормированных координатах

Здесь ко - начальная проницаемость, к, - проницаемость в момент времени t, к» - конечная проницаемость в момент времени г, г - момент времени, когда проницаемость перестает изменяться.

0<к' <1и 0<//г< 1 (2) В итоге получена типичная зависимость проницаемости от времени фильтрации (или количества прокаченных поровых объемов) (рис 1).

Кинетика поражения, представленная в относительных координатах * , характеризуется общностью, не смотря на различные механизмы поражения, и

*"('/0>ГДе

(1)

может быть описана всего двумя параметрами: к» и т. В общем случае нормированные зависимости близки к экспоненциальным с различными показателями экспоненты. Исходя из этого, зависимость проницаемости от времени может быть представлена в виде

К = К + (К -£ш)ехРН/О (3)

Рис. 1 - Типичная зависимость проницаемости от времени фильтрации

Далее проводится изучение профиля поражения пласта. Анализ экспериментов показывает, что основным механизмом поражения является кальматация пор дисперсными частицами. В работе использовалась структурная схема строения зоны кальматации, полученная из экспериментов по поражению керна во время фильтрации (H.H. Михайлов, 1987). Важным следствием этой схемы является то, что пораженный пласт имеет зону свободного кальматанта и зону кальматирующей среды. При этом необходимо отметить, что свободный кальматант переходит в кальматирующую среду постепенно, что соответствует кинетике проницаемости.

Если пронормировать изменение проницаемости на размеры зоны кальматации, то получаем устойчивую форму профиля проницаемости (рис.2а). Кинетика поражения, в свою очередь, обусловливает формирование профиля проницаемости, который меняется не только по радиусу пораженной зоны, но и во времени фильтрации (рис.2б).

Таким образом, из вышесказанного можно сделать вывод, что радиальный профиль проницаемости зависит от времени и определяется устойчивым видом зависимости в пронормированных координатах.

# а Профиль к0 проницаемости 1' Приведенная Trii^^^g^^äas коЩёнЩрацйя 1 0.8 о06 ^0.4 0.2 п

час У^ОС^У —«™3 часа --f-Fj- ■ ■ «Чг-------------------------------------—*-<7-часоз f fj iß у * -г*-14часов / // / ВртЯ..............--*-18часов ■ ——32 часа

а0 0.S 1 x/h эк б 0 2 R,CM4 6 8

Рис. 2 - а) Радиальный профиль проницаемости зоны кальматации; шифр кривых -исходная газопроницаемость (H.H. Михайлов, 1987); б) Радиальный профиль изменения проницаемости в зависимости от времени фильтрации (А. Ohen и F. Civan, 1990)

Глава 3. Моделирование влияния кинетики поражения на показатели разработки. В данной главе предлагается комплексная модель влияния поражения пласта на продуктивность скважин. Ранее проведенные исследования показали, что проницаемость в околоскважинной зоне меняется в радиальном направлении и в результате изменения давления. Такой подход не учитывал кинетики, и для учета кинетики рассмотрим изменение проницаемости как функцию радиуса и времени, опираясь на характер изменения профиля проницаемости (рис.2). Проницаемость в околоскважинной зоне можно представит в виде

k = k0A(r,t)f(p) (4)

где A(r, t) - функция (поражения) изменения проницаемости в зависимости от радиуса и времени, f(p) - функция влияния фильтрационного уплотнения скелета на проницаемость (под действием депрессии).

В отличие от существующих моделей поражение A(r, t) рассматривается как функция времени в соответствии с кинетикой (3).

Исходя из экспериментальных данных в работе функция A(r, t) описывается следующим апроксимационным соотношением

A{r,t) =

sm{ctrlrc+ P(t)) + \r''

,r,<r<rd

(5)

где а,у - эмпирические коэффициенты; P(t) - параметр, изменяемый в пределах до 2л; гс - радиус скважины; г, - радиус, внутри которого A(r, t) постоянна и принимает свое минимальное значение; rd - радиус поражения.

В итоге обосновывается комплексная модель, позволяющая получить функцию поражения проницаемости, динамику изменения рагиуса поражения и профиль изменения проницаемости в зависимости от радиуса и времени (рис.3).

Время

50 /....................

о :-----------------

10 20 Время

В

50 100 ISO 200 250 300

Радиус

Рис. 3 - а) Функция поражения проницаемости; б) Радиус поражения; в) Профиль проницаемости в момент времени Ь, tэ

Основываясь на выше сказанном, было получено уравнение для дебита

2nhka Ф(рс,рк)

(6),

где ЬТ7Гг О и Ф(А.Р,) = |/(Р)Ф

(8)

1А{г,1)г

Относительное изменение дебита во времени по отношению к начальному ^о) определяется следующей формулой

.ЧЧге>г,,0)

<?/<7о =

V(rc,rk,t)

(9)

Таким образом, была решена задача об изменении во времени дебита скважины в результате поражения пласта. При этом решение задачи дает зависимость дебита от времени при постоянном значении депрессии на пласт.

Пусть нам известен характер падения дебита, например, в экспоненциальном виде (10), или с учетом кинетики = +(Яо-&,)ехр(-//г) (11).

Тогда, используя предложенную модель, можно получить характерное время поражения т, исходя из следующих соображений.

Проницаемость вблизи скважины меняется по закону (3). С изменением проницаемости у забоя скважины меняется функция радиального распределения проницаемости или размеры зоны А(г)=А(г,1). Пространственно-временное изменение проницаемости определяется формулой

к = кс{1)А{г,1) (12)

Функция А(г); выглядит, как показано на рис.4, где кс(1) - значение проницаемости у забоя скважины в момент времени 1, ко=кс(0)

Рис. 4 - Распределение функции А(г, в околоскважинной зоне Тогда и выражение для дебита имеет вид

<7(0 =

с учетом (3) получаем

2яй Ар

2лккс(0 Ар

(13)

(14)

м Ч(гс>гк>0

В общем случае для нахождения г вычисляется функцию радиального изменения проницаемости, после чего из полученного уравнения (14) находится т. Для практически важных случаев уравнение 14 может быть упрощено.

Пусть À - среднее значение функции поражения проницаемости А(г) в загрязненной зоне радиуса гю. (Под средним значением имеется в виду выполнение соотношения 4'(гс, ги, t) = ln(rB3/rc)/ Â(t), вне этой зоны функция А(г) -Ч). Так как сама функция А зависит от времени, то и ее срсднсс значение изменяется от времени À=Â(t).

Данное осреднение вводится таким образом, чтобы дебит скважины с функцией загрязнения А(г) равнялся дебиту скважины со ступенчатой функцией загрязнения и ее значением в околоскважинной зоне равным Â.

Тогда, выражение для VF удается записать в следуют«.■>. виде

xwr г ,) = "Г dr = ) dr , УГ= 1 ]пГ" ] In ^

¡A(r,t)r Jj(r,t)r ¿r A(0 rc re3 O5)

При достаточно большом радиусе контура пласта можно считать, что функция lF практически не зависит от времени, т.е.

УСы,0) .

Тогда, раскрыв выражение 14, получим

. ч lîth. Ар . , . г2лй 7 Ар

<7(0 «-К + ехр(-Г / г) {-к0 -

M 4(rc,rt) ¡л ^{гс,гк)

2лк, Ар (17)

M У(гс,гк)

Или, разделив на начальный дебит, имеем

9(0 < Чо = 9»1 9о + 0 - 9«, / 9о) ехРН / г) (1В)

Исходя из (15), тот же результат будет получен в случае малой загрязненности околоскважинной зоны, т.е. при небольшом радиусе загрязнения или малом изменении функции A(r, t) во времени в ней (Â(t)/Â0(t)=l).

Приведенные результаты отражают содержательную часть предлогаемой комплексной модели влияния поражения пласта на продуктивность скважин.

Глава 4. Компьютерное моделирование кинетики поражения пласта

В настоящее время для анализа и прогнозирования показателей разработки нефтяных и газовых месторождений широкое распространение получило компьютерное гидродинамическое моделирование с использованием современных симуля-торов (Tempest More, Eclipse и т.д.)

Нами [3] предложена методика и алгоритм учета кинетики проницаемости при моделировании процессов разработки пласта на современных гидродинамических симуляторах (рис. 5).

Профиль проницаемости

Коэффициенты изменения проницаемости в зависимости от времени и удаления от скважины

Показатели эксплуатации скважины

a)6ез учета кинетики

b) с учетом кинетики

2004 200S 2008 2010

Профиль проницаемости

i

0.8

Снижение проницаемости

Приемистость скважины

1 Радиус

Рис. 5 - Схема учета кинетики проницаемости на современных гидродинамических симуляторах

Методика заключается в следующем.

1) Определяется профиль проницаемости, который рассчитывается, исходя из зависимости дебита от времени (10) и закона изменения проницаемости по радиусу (5).

2) Полученный профиль проницаемости преобразуется в коэффициенты изменения проницаемости в зависимости от расстояния от ствола скважины и времени. В таком виде профиль проницаемости может быть введен в современный гидродинамический симулятор (например, Tempest More, Roxar, в котором есть опция модификации проницаемости на интересующий момент времени)

3) Далее проводится расчет показателей разработки с учетом кинетики поражения коллекторских свойств.

С целью анализа влияния кинетики поражения на "оказатели разработки, в четвертой главе исследованы модельные примеры (6 случаев) с различной локализацией пораженных зон и различной кинетикой поражения. Расчеты проводились на простейшей 3D секторной модели. Случай 1 - моделировалась ситуация без поражения пласта в процессе фильтрации. Случай 2 - моделировалось поражение проницаемости по всему объему модели, согласно кинетике, показанной на рис. 7. Случай 3 - моделировалась ситуация, аналогичная случаю 2. Отличие состояло в том, что кинетика поражения характеризовалась более резкими темпами падения (рис. 2). Случай 4 - Кинетика поражения аналогична случаю 3, с той разницей, что пласт разбивается на 2 пропластка одинаковой мощности, и поражению подвернут только нижний пропласток. Случай 5 - Моделировалось поражение линзы в межскважинном пространстве. Кинетика поражения аналогична случаю 3. Случай 6 - Моделировалось поражение 2-ух линз в межскважинном пространстве. Линзы направлены перпендикулярно друг к другу. Кинетика поражения аналогична случаю 3.

На рис.6 показан общий вид модели. Горизонтальная проницаемость равна 10 мД, вертикальная проницаемость равна 0.1 мД, пористость составляет 14%. В модели рассматривается случай однофазной фильтрации. Отбор флюида производится с помощью одной добывающей скважины. Поддержание пластового давления осуществляется одной нагнетательной скважиной.

В главе приводятся примеры влияния кинетики (рис.7) на дебиты (рис. 8) и приемистости скважин, накопленную добычу (рис.9) и накопленную закачку,

депрессии на пласт и пластовые давления, а также распределение линий тока (рис.10). Согласно графикам, обширность поражения и его кинетика явно влияют на скважинные показатели разработки. Неучет кинетики поражения может приводить к значительным погрешностям при прогнозировании показателей разработки.

Рис. 6 - Общий вид модели Рис. 7 - Примеры кинетики проницаемости

Кинетика поражения

-МЛ—(./¡учай 2 Случай 3 -

Дебит жидкости

250 200 150 100 50 0

20 Мес.

-Случай! -Случай 2 -Случай 3 -Случай 4 -Случай5 -Случайб

Рис. 8 - Дебит жидкости с учетом кинетики поражения (случаи 1-6)

Накопленная добыча жидкости

10

20 Мес.

30

40

-Случай! -Случай 2 -Случай 3 -Случай 4 -Случай 5 -Случай 6

Рис. 9 - Накопленная добыча жидкости (случаи 1-6)

Сравнение линий тока на момент максимального поражения пласта, показывает, что их распределение зависит в большей степени от площади пораженной зоны и в меньшей степени от кинетики поражения. Если поражение пласта неоднородно по площади, то наблюдается переориентация линий тока, а, следовательно, и перераспределение потоков в пласте.

Рис. 10 - Распределение линий тока в зависимости от геометрии поражения (прямоугольниками показаны пораженные зоны)

Глава 5. Учет кинетики поражения пласта при моделировании разработки пласта АВ1(1-2) типа «Рябчик». Данная глава посвящена использованию полученных закономерностей и решений по кинетике поражения на реальном эксплуатационном объекте - нефтяном пласте АВ1(1-2) типа «Рябчик». Необходимость учета кинетики поражения пласта АВ1(1-2) следует из следующих геологических особенностей.

• Хаотическое слоисто-линзовидное чередование глинистых и песчано-алевролитовых пород.

• Неравномерное распределение глинистого цемента в песчано-алевролитовых прослоях.

• Тип цементации, в основном, плёночный и поровый, редко базальный.

• Среднее значение глинистости составляет 27,4%.

• Более 43% глин приходится на хлорит и монтмориллонит, которые отличаются высокой набухаемостью в пресной и слабоминерализованной воде. В состав цемента также входит каолинит.

• С опесчаниванием "рябчика" содержание гидрослюды уменьшается, а содержание каолинита и хлорита увеличивается.

• Средняя проницаемость 14,2 мд, пористость 21,4-27,6%

В главе проанализированы особенности разработки пласта АВ1(1-2) «Рябчик». Из анализа можно сделать вывод, что дебиты и приемистости скважин характеризуются значительными темпами падения (рис.11).

Подобная динамика показателей эксплуатации скважин связана с процессами поражения пласта.

Основным мероприятием по увеличению нефтеотдачи пласта АВ1(1-2) является гидроразрыв. Скважины без ГРП могут работать продолжительное время, но в силу низких дебитов эксплуатация скважин не является рентабельной. После ГРП дебиты скважин увеличиваются до 5 раз. Однако, срок их эксплуатации в среднем составляет 4-5 лет, скважины характеризуются резким падением дебитов и ростом обводненности. Причины связаны с тем, что трещины ГРП уходят вниз за пределы целевого пласта АВ1(1-2) Рябчик и попадают в обводненный пласт АВ1(3). Пресная вода от закачки в пласт АВ1(3), попадая в Рябчик, приводит к диспергированию и разбуханию глинистых минералов Рябчика. Поскольку ее минерализация отлична от собственной воды Рябчика. Это одна из причин низкой продуктивности скважин пласта АВ 1(1-2) Рябчик. Следующая причина связана с низким пластовым

давлением. В настоящее время в рамках существующей системы ППД в пласт закачивается 90% пресной воды и 10 % попутно добываемой. Закачка пресной воды опять же является причиной поражения пласта и является не вполне эффективной.

Также в данной главе проанализированы лабораторные эксперименты по изменению проницаемости при фильтрации различных флюидов через образцы породы пласта АВ 1(1-2), которые показали сильное поражение пласта.

Проведенный анализ подчеркивает целесообразность учета кинетики поражения пласта АВ1(1-2) Рябчик при прогнозировании показателей разработки в зависимости от проводимых геолого-технических мероприятий.

В рамках данной работы была построена секторная гидродинамическая модель пластов группы АВ (АВ1(1-2) Рябчик, АВ1(3), АВ2-3). Адаптация расчетных показателей к фактическим проводилась по предлагаемой методике учета кинетики поражения пласта (главе 4). Ниже приводится сравнение фактических и расчетных показателей по скважинам (рис.12).

Расчеты с учетом поражения показали хорошее совпадение с фактическими показателями, что позволяет использовать предложенную методику учета поражения для адаптации гидродинамических моделей, а также для прогнозирования показателей разработки. Так, например, кинетика поражения использовалась для обоснования бурения скважин на пласт АВ 1(1-2). При этом степень падения дебитов проектной скважины оценивалась по коэффициентам падения дебитов окружающих фактических скважин (рис.13)

Рис. 12 - а) Дебит жидкости скважины пласта АВ1(1-2) Рябчик после ГРП с учетом кинетики поражения, б) Сравнение забойного давления скважины пласта АВЦ1-2) после ГРП с учетом и без учета кинетики поражения пласта

Показатели работы проектной скважины с учетом кинетики поражения пласта АВ 1(1-2) показаны на рис.14 Полученные результаты на основе технико-экономических расчетах позволяют сделать выводы о целесообразности бурения скважины.

мента разработки

б)накопленмая добыча

Далее зная, причины поражения пласта АВ1(1-2) были проанализированы возможности увеличения его нефтеотдачи, главным образом направленные на предотвращение диспергирования и разбухания глинистых минералов. Для увеличения эффективности системы ППД необходимо использовать соответствующие агенты закачки. Для этого использованы результаты лабораторных экспериментов по влиянию минерализации раствора на проницаемость образцов породы Рябчика (Закиров И. С., 2006) (рис.15). Согласно экспериментам большинство агентов закачки снижает проницаемость пласта АВ1(1-2), за исключением 5%-го водного раствора СаС12.

Для увеличения эффективности работы скважин после ГРП необходимо пре-.; ивратить приток воды из нижних обводнившихся пластов. Поэтому нельзя ^пускать распространение трещины ГРП ниже пласта АВ1(1-2).

Чтобы оптимизировать процесс разработки ведущие специалисты ТНК-ВР предложили проводить ремонтно-изоляционные работы (РИР) перед ГРП. Суть предлагаемой технологии РИР заключается в установке блокирующего экрана '„ис.16). В качестве основного водоизолирующего состава предлагается применить дцкое стекло с добавлением струк-гурообразователей, таких как эфиры и амиды : -рбоновых кислот (данные составы успешно применяют; 1 в России для проведе-тя РИР). Применение технологии РИР снизит риск поражения пласта в результате ¡збухания глинистых минералов и позволит производить более массивные ГРП . 3 ухода трещины за пределы разрабатываемого пласта.

Также необходимо устранять негативные последствия мелкодисперсной ми-ации в условиях пласта АВ1(1-2). Миграция мелких фракций связана с отслаивавшем частиц каолинита и их транспортировкой в пласте, что приводит к закупорке ^овых каналов; это негативное явление устраняется при изменении направления штоков.

Реализация указанных мероприятий позволит обеспечить достижение про-.тных показателей разработки пласта АВ1(1-2) и предупредить возможные „гложнения, обусловленные особенностями геологического строения объекта.

кко

±==

. , р»

-

ЩафЩЩва да

\

■ ■

1%КСН

5% КС!'

3

Т,

Рис. 15 - Изменение проницаемости образцов породы рябчика в зависимости от минерализации прокачиваемого раствора

Основные выводы и результаты работы

1. Проницаемость в зависимости от свойств пласта и фильтрующихся флюидов не является постоянной величиной, а меняется в процессе разработки. Изменение проницаемости может протекать в течение длительного времени. Характер кинетики проницаемости описывается убывающей экспоненциальной зависимостью, как правило, с выходом на постоянное значение проницаемости.

2. Нормированные зависимости снижения проницаемости, несмотря на разнообразие поражающих механизмов, характеризуются общностью и близки к экспоненциальным. Установлен характерный вид профиля изменения проницаемости в зависимости от радиуса и времени процесса фильтрации.

3. Обоснована обобщенная модель кинетики поражения свойств пласта в процессе разработки залежи. Кинетика проницаемости зависит от промысловых операций и условий взаимодействия скелета пласта и флюидов

4. Для корректного прогнозирования показателей разработки необходимо учитывать кинетику проницаемости. Предлагаемая новая модель поражения пласта учитывает ее влияние на продуктивность скважин.

5. Предложена методика учета кинетики проницаемости, которая может использоваться при прогнозировании показателей разработки с помощью компьютерных гидродинамических симуляторов (Tempest More, Roxar). Эту методику целесо-

разно использовать при адаптации гидродинамических моделей. Методика аптации и прогнозирования показателей разработки применена на реальном ъекте разработки - пласт АВ 1( 1-2)

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Михайлов Н. Н., Чирков М. В. Кинетика поражения пласта в процессе разработки залежи //Нефтяное хозяйство, 2009, №7.-с.100-104

2. Михайлов Н. Н., Чирков М. В. Обобщенная модель кинетики поражения пласта в процессе разработки залежи //Бурение и нефть, 2009, №2.-с.32-33

3. Михайлов Н. Н., Чирков М. В. Моделирование е.г.л.шия кинетики поражения пласта на показатели разработки месторождений //Вестник ЦКР Рос-недра, 2009, №9.- с.10-14

4. Михайлов Н. Н., Чирков М. В. Кинетика поражения пласта и ее влияние на показатели разработки. «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов»: Мат. меадунар. науч. Симпозиума. В 2т. -Т.2 -М.: ОАО «Всерос.Нефтегаз. науч.-исслед. институт», 2009. -с.91-97

5. Михайлов Н. Н., Чирков М. В. Влияние кинетики изменения проницаемости при разработке сложнопостроенных заглинизированных пластов. «Новые технологии освоения и разработки трудно-извлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи»: Труды VII международного технологического симпозиума. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2008. -с.2 86-295

6. М. Chirkov Effect of Kinetics of Permeability Alteration on Development of Clayey Oil Formation. 11th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, September 2008, P09

7. Чирков M. В., Михайлов H. H. Учет кинетики изменения проницаемости при разработке заглинизированного пласта АВ10-2) («Рябчик») Самотлор-ского месторождения. Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Мат. междунар. науч. Симпозиума. В 2т. - Т.2 - М.: ОАО «Всерос.Нефтегаз. на-уч.-исслед. институт», 2007. -с.315-322

8. Чирков М.В. Особенности моделирования сложно-построенных коллекторов на примере отложений АВ1(1-2) - «Рябчик». Научно-практическая конференция «Геофизические исследования скважин», посвященная 100-летию промысловой геофизики, тезисы докладов, Москва, 2006.

9. Чирков М. В., Михайлов Н. Н. Учет кинетики изменения проницаемости при разработке заглинизированного пласта АВ1(1-2) («Рябчик») Самотлор-ского месторождения. Тезисы доклада Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». - М.: ОАО «Всерос.Нефтегаз. науч.-исслед. институт», 2007. -

с.72

Соискатель

Чирков М.В. mvchirkov@mail .ru

e-mail

Подписано в печать: 15.09.2009

Заказ № 2492 Тираж -150 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Чирков, Максим Викторович

Список иллюстраций.

Список таблиц.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА

ЯВЛЕНИЕ ПОРАЖЕНИЯ ПЛАСТА.

1.1 Общие проблемы, факторы и механизмы поражения продуктивного пласта.

1.2 Виды поражений продуктивного пласта.

1.2.1 Миграция мелких частиц.

1.2.2 Закупорка инородными частицами.

1.2.3 Разбухающие глины.

1.2.4 Солеобразование.

1.2.5 Органические отложения.

1.2.6 Смешанные отложения.

1.2.7 Эмульсии.

1.2.8 Изменение смачиваемости.

1.2.9 Кислотные реакции и их побочные продукты.

1.2.10 Бактерии.

1.2.11 Образование водного барьера.

1.2.12 Буровые жидкости на углеводородной основе.

1.3 Источники поражения продуктивного пласта.

1.3.1 Поражение пласта при бурении и заканчивании скважины.

1.3.2 Поражение пласта во время и после интенсификации добычи.

1.3.3 Поражение пласта при добыче и нагнетании.

ГЛАВА

ИЗУЧЕНИЕ КИНЕТИКИ ПОРАЖЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА.

2.1 Факторы, влияющие на кинетику поражения пласта.

2.1.1 Влияние типов моделей пласта.

2.1.2 Влияние минералогии.

2.1.3 Влияние соотношения размеров мелких частиц и пор.

2.1.4 Влияние концентрации взвешенных частиц.

2.1.5 Влияние мобилизирующих и удерживающих сил.

2.1.6 Влияние концентрации солей.

2.1.7 Влияние скорости потока.

2.1.8 Влияние порового давления.

2.1.9 Влияние температуры.

2.1.10 Влияние присутствия органических материалов.

2.1.11 Влияние смачиваемости.

2.1.12 Влияние типа фильтруемого флюида.

2.1.13 Влияние капиллярного давления.

2.1.14 Кинетика поражения в промысловых условиях.

2.2 Обобщенная модель кинетики поражения пласта.

2.3 Диапазон изменения параметров кинетики поражения Ксо/К0 и т.

2.4 Профиль поражения пласта.

ГЛАВА

МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ КИНЕТИКИ

ПОРАЖЕНИЯ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ.

3.1 Примеры зависимостей падения дебита и их применение.

3.2 Оценки, выполняемые на основе кривых падения дебита.

3.3 Интерпретация кривых изменения дебита.

3.4 Разработка комплексной модели влияния поражения пласта на продуктивность скважин.

ГЛАВА

КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ КИНЕТИКИ ПОРАЖНИЯ ПЛАСТА

4.1 Современные рамки моделирования явлений поражения пласта.

4.2 Метод учета кинетики поражения пласта в компьютерном моделировании.

4.3 Моделирование примеров влияния кинетики поражения пласта на показатели разработки.

ГЛАВА

МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА АВ1(1-2) ТИПА «Рябчик».

5.1 Геологические особенности пласта АВ1(1-2) типа Рябчик.

5.2 Особенности разработки пласта АВ 1(1-2) типа Рябчик.

5.3 Использование методики учета кинетики поражения для пласта АВ1(1-2) типа «Рябчик».

5.4 Повышение нефтеотдачи пласта АВ1(1-2) типа «Рябчик» с учетом кинетики его поражения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Кинетика поражения коллекторских свойств пласта и ее влияние на показатели разработки нефтяных залежей"

Актуальность работы. При разработке нефтяных месторождений в околоскважинной части пласта и межскважинном пространстве происходят техногенные изменения природных фильтрационных свойств и формируются пораженные зоны пласта. Поражение пласта обуславливает значительные потери пластовой энергии и снижение продуктивности по отношению к природному состоянию пласта - без пораженных зон. Для увеличения продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов разработан широкий набор методов и технологий воздействия на пласт. Однако эти технологии не учитывают комплексный механизм поражения пласта и изменение состояний дренируемых зон в различных геолого-технологических условиях, что и обуславливает их низкую эффективность на целом ряде месторождений.

Традиционно при проектировании и анализе разработки месторождений проницаемость рассматривалась как параметр, зависящий от геологического строения пласта и природы фильтрационных флюидов. Однако, эксперименты показывают, что проницаемость не может быть описана фиксированными коэффициентами, поскольку они меняются в процессе фильтрации флюидов. Следовательно, необходимо рассматривать кинетику поражения пласта во времени. Существующие зависимости падения дебитов скважин, в основном, связываются с истощением залежей без учета кинетики проницаемости. Такой подход не является в полной мере научно обоснованным, поскольку не учитывает постоянно действующие механизмы поражения пласта и различия этих механизмов. Поэтому разработка способов учета кинетики поражения пласта позволит проводить обоснованный анализ разработки месторождений. Понимание кинетики поражения необходимо при обосновании и выборе технологии повышения производительности скважин за счет согласования процессов поражения и улучшения фильтрационных свойств пласта. Учет кинетики поражения обеспечит более точное прогнозирование показателей разработки. Что и предопределяет актуальность диссертационной работы.

Цель работы. Количественный и качественный анализ влияния кинетики поражения пласта на показатели разработки залежи и производительности эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Объекты исследования: Нефтесодержащие пласты, претерпевающие техногенные изменения природных фильтрационно-емкостных свойств при разработке залежей, в том числе сложно построенный заглинизированный нефтяной пласт AB 1 (1-2) Самотлорского месторождения (Западная сибирь).

Основные задачи исследования

1. Анализ и обобщение существующих представлений о закономерностях изменений природных фильтрационных свойств дренируемых зон и способах учета этих закономерностей при гидродинамическом моделировании.

2. Изучение совместного и индивидуального влияния различных механизмов изменения фильтрационных свойств пласта на производительность добывающих и нагнетательных скважин.

3. Разработка обобщенной гидродинамической модели влияния поражения пласта на производительность скважин.

4. Разработка количественных и качественных критериев влияния поражения пласта на показатели разработки месторождений.

5. Разработка методики учета кинетики поражения пласта в современных гидродинамических симуляторах и их использование при моделировании разработки пласта AB 1(1-2) Самотлорского месторождения.

Методы исследования.

Для решения поставленных задач использовались методы физики нефтяного и газового пласта, нефтегазовой подземной гидродинамики и результаты промысловых гидродинамических исследований, результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта.

Научная новизна.

1. Получены формулы производительности скважин, учитывающие кинетику поражения пласта

2. Предложена методика учета поражения пласта в современных гидродинамических симуляторах, как инструмент адаптации 3D гидродинамических моделей и прогнозирования показателей разработки.

3. Показаны изменения проницаемости пласта и получена обобщенная модель кинетики поражения в процессе фильтрации.

4. Проведено моделирование разработки заглинизированного пласта AB 1(1-2) Самотлорского месторождения с учетом кинетики его поражения, которое позволило получить изменение показателей работы скважин.

Практическая значимость.

1. Установленные закономерности влияния кинетики поражения пласта позволят избежать завышенных показателей при гидродинамических расчетах производительности скважин во времени.

2. Обобщенная модель кинетики поражения позволяет проводить расчеты производительности скважин в различных геолого-технологических условиях.

3. Предложенная методика учета поражения пласта может служить обоснованным инструментом адаптации 3D компьютерных гидродинамических моделей и использоваться при прогнозировании показателей разработки с помощью современных симуляторов.

4. Установленные закономерности влияния кинетики поражения пласта на производительность скважин позволят обоснованно выбирать технологии повышения нефтеотдачи пластов, а также интенсификации добычи в зависимости от степени и размеров зон поражения.

5. Полученные параметры поражения пласта позволят проводить корректное сравнение эффективности различных технологических операций как при заканчивании, интенсификации добычи и капитальном ремонте скважин так, и анализе вариантов разработки.

6. Учет кинетики поражения пласта позволит корректно прогнозировать показатели разработки заглинизированного пласта AB 1(1-2) Самотлорского месторождения и др. месторождений, склонных к поражению.

Защищаемые положения

1. Обобщенная модель кинетики поражения, в которой проницаемость изменяется в зависимости от времени фильтрации и от радиуса удаления от скважины

2. Методика моделирования поражения пласта на основе современных гидродинамических симуляторов, позволяющая получать корректные показатели работы скважин и залежи в целом на объектах, склонных к поражению.

3. Результаты моделирования показателей разработки в условиях сложно построенного заглинизированного нефтяного пласта AB 1(1-2).

Апробация работы

Основное содержание работы докладывалось на следующих конференциях:

1. Междунанародный научный симпозум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 18-19 сентября 2007)

2. VII международный технологический симпозиум «Новые технологии освоения и разработки трудно-извлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи (Москва, 18-20 марта 2008) th

3. ECMORXI(ll European Conference on the Mathematics of Oil Recovery), Bergen 8-11 September 2008

4. Научно практическая конференция «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы» (РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 27-28 ноября 2008)

5. II Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 15-16 сентября 2009)

Также работа обсуждалась на семинаре в ИПНГ РАН, декабрь 2008 Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, включая 2 работы в журналах, рекомендуемых ВАК. Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, выводов и рекомендаций, а также списка литературы. Объем диссертационной работы составляет 160 страниц, в том числе 81 рисунок, 8 таблиц, библиографический список использованной литературы из 157 наименований.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Чирков, Максим Викторович, Москва

1. Formation Damage: Origin, Diagnosis and Treatment Strategy, Donald G. Hill, Olivier M. Liétard and Bernard M. Piot, Schlumberger Dowell, George E. King, BP Amoco

2. Reservoir Formation Damage / Faruk Civan. 2nd ed., 2007

3. Anderson, G.W., "Wettability Literature Survey Part 1: Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability", J.P.T., October 1986, pp. 1125-44.

4. Bridley, G.W., "Structure and Chemical Composition of Clay Minerals", Chapter 1 in Clays and the Resource Geologist edited by F. J. Longstaffe, Minera-logical Association of Canada, May 1981, pp. 1-19 .

5. Almon, W.R. and Davies, D. K., "Formation Damage and the Crystal Che-mestry of Clays", Chapter 5 in Clays and the Resource Geologist edited by F. J. Longstaffe, Mineralogical Association of Canada, May 1981, pp. 81-103.

6. Михайлов H.H. Проницаемость пластовых систем: учеб. пособие. M.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006.- 186с.

7. Xinghui Liu, Faruk Civan, "Formation Damage and Skin Factor Due to Filter Cake Formation and and Fines Migration in the Near-Wellbore Region", paper SPE 27364, SPE Intl. Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Luisiana, 710 February 1994

8. Permeability Damage Due to Asphaltene Deposition: Experimental and Modeling Aspects. L. Minssieux, L. Nabzar, G. Chauveteau and D. Longeron, Institut français du pétrole, R. Bensalem, Sonatrach, 1998

9. С. Roque, G. Chauveteau, M. Renard, G. Thibault, M. Boutega, J. Rochon, "Mechanisms of Formation Damage by Retention of Particles Suspended in Injection Water", SPE 30110, 1995

10. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в около-скважинных зонах. М.: Недра, 1987. - 152 с.

11. Mukul М. Sharma, Shutong Pang, К.Е. Wennberg, L.N. Morgenthaler "In-jectivity Decline in Water-Injection Wells: An Offshore Gulf of Mexico Case Study", SPE Prod. & Facilities, Vol. 15, No. 1, February 2000

12. Михайлов H. H., Чирков M.B. Обобщенная модель кинетики поражения пласта в процессе разработки залежи. // Бурение и нефть. — 2009. №2. -с.32-33

13. A. Ohen, F. Civan, "Simulation of formation Damage in Petroleum Reservoirs", paper SPE 19420, SPE Advanced Technology Series, Vol. 1, No. 1, 1990

14. П.М. Огибалов, A.X. Мирзаджанзаде Механика физических процессов. М.: изд-во Моск. Ун-та, 1976. - 370с.

15. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины. //Нефтяное хозяйство. 2004. - №1.- с.64-66

16. Arps J.J. Analysis of Decline Curves. Trans AIME (1945) 160. p. 228-247

17. Fetkovich M.J. Decline Curve Analysis Using Type Curves. Paper SPE 4629, 1980.

18. Hurst R., Unsteady flow of Fluids in Oil Reservoirs. Physics (Jan, 1934) 5,20.

19. Fetkovich M.J., Vienot M.E., Bradley M.D., Kiesov U.G. Decline Curve Analysis Using Type Curves- Case Histories. Paper SPE 13169, 1987.

20. Лим E. Ю. Геолого-промысловое моделирование слоисто-неоднородных объектов на примере пласта АВ 1(1-2) Самотлорского месторождения: Дис. . канд. г.-м. наук / Академия Нефти и Газа им. И. М. Губкина. -М., 1995.- 133 с.

21. Хавкин А.Я., Табакеева JI.C. Влияние глинистого цемента на проницаемость нефтяных коллекторов// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998 -№8 - С. 27-31

22. Практическая оценка коэффициента конечного нефтеизвлечения разрабатываемых залежей в зависимости от глинистости / Ю.В.Коноплев, Обухов O.K. и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 2000 -№9 С. 38-41

23. Регулирование процесса набухания глин в условиях заводняемого нефтяного пласта /А. Г. Телин, Т. И. Зайнетдинов, М. М. Хасанов и др.// Нефтепромысловое дело. 1997. - №12. - С. 11-18.

24. Булыгин Д. В., Булыгин В. Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1996. - 382 с.

25. Гидрофобизация призабойной зоны гидрофильных коллекторов / Р. Н. Фхретдинов, Ю. В. Земцов и др. //Нефт. хоз-во. 1999. - №4. - С.29-30.

26. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / Пер. с румынского. — М.:Недра, 1985. -184 с.

27. Применение кислотных составов с добавлением взаимного раствори-теляпри обработке ПЗП низкопроницаемых юрских отложений месторождений Нижневартовского района /В. В. Мазаев, И. В. Шпуров и др. //Изв. вузов. Нефть и газ.-2002. №3. - С.42-46.

28. Закиров И. С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. — 356 с.

29. Хузин Р. А. «Новая технология РИР на скважинах перед проведением ГРП», Нижневартовск, 2006

30. Faruc Civan, "A Multi-purpose Formation damage Model", paper SPE 31101,1996

31. P. G. Bedrikovetsky, R. P. Lopes Jr., F. F. Rosario, M. C. Bezerra, E. A. Lima, "Oilfieldscaling — Part I: Mathematical and Laboratory modeling", paper SPE 81127,2003

32. Zhihong (John) Zhou, Shauna Cameron, Bernice Kadatz, William D. Gunter, Clay Swelling Diagrams: Their Applications in Formation Damage Control, SPE 31123, 1997

33. L.Nabzar, G.Chauveteau "Permeability Damage by Deposition of Colloidal Particles", SPE 38160, Eropean Formation Damage Conference, The Hague, 2-3 June 1997.

34. L. Minssieux, L. Nabzar, G. Chauveteau, D. Longeron, R. Bensalem "Permeability Damage Due to Asphaltene Deposition: Experimental and Modeling Aspects", Revue de L'institut Francais du Petrole, VOL. 53, №3, Mai-Juin, 1998

35. Anup T. Hunnur "Smectite to Illite Transformation: Relevence to Pore Pressure in the Subsurface" // Master of Science Thesis, University of Aklohoma, 2006.

36. Krueger, Roland F., An Overview of Formation Damage and Well Productivity in Oilfield Operations, SPE 10029-PA, 1986

37. Porter, Kenneth E., An Overview of Formation Damage, SPE 19894-PA 1989

38. Creative Task Force Attack on Profit Loss Due to Formation Damage Allen, T.O., Oil and Gas Consultants International, Inc., SPE 4658-MS 1973

39. Good Communications, A Tool for the Prevention of Formation DamageAuthor Sands Jr., Edward E., Union Oil Co. of California, SPE 4657-MS 1973

40. Formation Damage Control in Sand Control and Stimulation Work Author Christian, W.W., Ayres, Hugh J., Halliburton Services, SPE 4775-MS 1974

41. Better Performance of Gulf Coast Wells, Bruist, E.H., Shell Oil Co., SPE 4777-MS 197447. "Clean Fluids Lead to Better Completions", Shaw, Raymond C., Rugg, Fred E., Completion Services, SPE 4778-MS 1974

42. Soluble Fluid-Loss Additives Can Reduce Well Productivities and Prevent Complete Gravel Placement, D.D. Sparlin, R.W. Hagen Jr., International Completion Consultants Inc., SPE 14817-PA, 1988

43. The Miller Field: Appraisal and Development Formation Damage Experiences, Adair, Paul, Smith, P.S., BP Exploration Operating Co. Ltd., SPE 27406-MS, 1994

44. The Heidrun Field Challenges in Resetvoir Development and Production, B. E. Reid, AAPG, Conoco; L. A. Hland, SPE, S. R. Olsen, SPE, and O. Petterson, MPG, Statoil, OTC 8085-MS , 1996

45. Measuring Water Quality and Predicting Well Impairment, Barkman, J.H., Shell Oil Co.; Davidson, D.H., Shell Development Co., SPE 3543-PA , 1972

46. Acid Reactions and Damage Removal in Sandstones: A Model for Selecting the Acid Formulation, Perthuis, H., Touboul, E., Piot, B., Dowell Schlumberger, SPE 18469-MS , 1989

47. Understanding Formation Damage Processes: An Essential Ingridient for Improved Measurement and Interpritation of Relative Permeability Data, Amaefule, Jude O., Ajufo, A., Peterson, E., Durst, K., Litton, SPE 16232-MS, 1987

48. In-Situ Combustion Process Study With a Combined Experimental/Analytical Approach, Sibbald, L.R., Moore, R.G., Bennion, D.W., U. of Calgary, SPE 18074-PA, 1991

49. Development and Evaluation of Paraffin Technology: Current Status, F. Brent Thomas, D. Brant Bennion, Hycal Energy Research Laboratories Ltd., SPE 50561-MS, 1999

50. The Experimental Investigation of Formation Damage Due to the Induced Flocculation of Clays Within a Sandstone Pore Structure by a High Salinity Brine, Bishop, Simon R., BP Exploration, SPE 38156-MS , 1997

51. Underbalanced Drilling of Horizontal Wells: Does It Really Eliminate Formation Damage, D.B. Bennion, F.B. Thomas, Hycal Energy Research Laboratories Ltd., SPE 27352-MS , 1994

52. Almon, W.R. and Davies, D.K., "Formation Damage and the Crystal Chemistry of Clays", Chapter 5 in Claw and the Resource Geolo~ist edited by F.J. Longstaffe, Mineralogical Association of Canada, May 1981, pp. 81-103.

53. Gray, D.H. and Rex, R.W., "Formation Damage in Sandstones Caused by Clay Dispersion and Migration", Proc. 14th Natl. Conference on Clays and Clay Minerals, 1966, pp. 355-66.

54. Water Sensitivity of Sandstones, Kartic C. Khilar, H. Scott Fogler, U. of Michigan, SPE 10103-PA, 1983

55. Barna, Bruce A., Patton, John T., Permeability Damage from Drilling Fluid Additives, SPE 3830-MS, 1972

56. Sloan, J.P., Brooks, J.P., Dear III, S.F. A New, Nondamaging, Acid-Soluble Weighting Material, SPE 4782-PA, 1975

57. Rike, James L.,The Relationship Between CleanFluid and Effective Completions, SPE 9426-MS, 1980

58. Clean Fluids Improve Completion Results, Rike, J.L., Pledger, T.M., SPE 9752-MS, 1981

59. New Nondamaging and Acid-Degradable Drilling and Completion Fluids, Tuttle, R.N., Barkman, J.H., SPE 4791-PA, 1974

60. Walsh, Mark P.; Lake, Larry W.; Schechter, Robert S.,A Description of Chemical Precipitation Mechanisms and Their Role in Formation Damage During Stimulation by Hydrofluoric Acid, SPE 10625-PA, 1982

61. An Analysis of Reservoir Chemical Treatments Dria, M.A.; Schechter, R.S.; Lake, L.W., SPE 13551-PA, 1988

62. Evaluation of Agents for Preventing Precipitation of Ferric Hydroxide From Spent Treating Acid, Crowe, C.W., SPE 12497-PA, 1985

63. Single-Stage Chemical Treatment Provides Stimulation and Clay Control in Sandstone Formations, Thomas, R.L., Crowe, C.W., SPE 7124-MS, 1978

64. Bertaux, J. Treatment-Fluid Selection for Sandstone Acidizing: Permeability Impairment in Potassic Mineral Sandstones, SPE 15884-PA, 1989

65. B.G. Sharma, M.M. Sharma, Polymerizable Ultra-Thin Films: A New Technique for Fines Stabilization, SPE 27345-MS, 1994

66. Azari, M.; Leimkuhler, J. Completion Fluid Invasion Simulation and Permeability Restoration by Sodium- and Potassium-Based Brines, SPE 19431-MS, 1990

67. Influence of Chemical Composition of Water on Clay Blocking of Permeability, Jones Jr., Frank O., SPE 631-PA, 1964

68. Permeability Reduction Through Changes in pH and Salinity, Mungan, N., SPE 1283-PA, 1965

69. Sharma, M.M., Yortsos, Y.C., Handy, L.L., Release and Deposition of Clays in Sandstones, SPE 13562-MS, 1985

70. Priisholm, S.; Nielsen, B.L.; Haslund, O., "Fines Migration, Blocking, and Clay Swelling of Potential Geothermal Sandstone Reservoirs, Denmark", SPE 15199-PA, 1987

71. Weintritt, D.J., Cowan, J.C. Title Unique Characteristics of Barium Sulfate Scale Deposition, SPE 1523-PA, 1967

72. Van T. Lieu, Samuel G. Miller, Steve Miller "A Laboratory Study of Chemical Reactions With Reservoir Sand in the Recovery of Petroleum by Alkaline Flooding", SPE 12561-PA, 1985

73. Reed, M.G., Gravel Pack and Formation Sandstone Dissolution During Steam Injection, SPE 8424-PA, 1980

74. Study of Reservoir Damage Produced in Heavy Oil Formations Due to Steam Injection, McCorriston, Lois L., Demby, Richard A., Pease, Eric C., SPE 10077-MS, 1981

75. Steam Condensate: Formation Damage and Chemical Treatments for Injec-tivity Improvement, Amaefule, J.O., Padilla, P.C., McCaffery, F.G., Teal, S.L., SPE 12499-MS, 1984

76. The Prediction, Evaluation, and Treatment of Formation Damage Caused by Organic Deposition Houchin, L.R., Hudson, L.M., BJ-Titan Services, SPE 14818-MS, 1986

77. Leontaritis, K.J., Asphaltene Deposition: A Comprehensive Description of Problem Manifestations and Modeling Approaches, SPE 18892-MS, 1989

78. Leontaritis, K.J., Mansoori, G.A. "Asphaltene Flocculation During Oil Production and Processing: A Thermodynamic Collodial Model", SPE 16258-MS, 1987

79. Tuttle, Robert N. "High-Pour-Point and Asphaltic Crude Oils and Condensates", SPE 10004-PA, 1983

80. Newberry, M.E., Barker, K.M. Formation Damage Prevention Through the Control of Paraffin and Asphaltene Deposition, SPE 13796-MS, 1985

81. Addison, G.E. Identification and Treating of Downhole Organic Deposits, SPE 18894-MS, 1989

82. Effect of Ultrasonic Irradiation on Coalescense and Separation of Crude Oil-Water Emulsions, Schoeppel, R.J., The U. of Tulsa; Howard, A.W., Marathon Oil Co., SPE 1507-MS, 1966

83. Prevention of Central Terminal Upsets Related to Stimulation and Consolidated Treatments, Gidley, John L., Hanson, H.R., Exxon Co. U.S.A., SPE 4551-MS, 1973

84. Factors Causing Emulsion Upsets in Surface Facilities Following Acid Stimulation, Coppel, C.P., Chevron Oil Field Research Co., SPE 5154-PA, 1975

85. R.H. Hausler, Methodology for Charging Autoclaves at High Pressures and Temperatures with Acid Gases, NACE, 1998

86. Diagnosis and Prevention of Norm at Eugene Island 341-A, Shuler, P.J.; Baudoin, D.A.; Weintritt, D.J., SPE 29711-MS, 1995

87. New Treating Technique to Remove Bacterial Residues From Water-Injection Wells, Crow, C.W., SPE 2132-PA, 1968

88. Microbial Flora in a Number of Oilfield Water-Injection Systems, V. Carlson and E.O. Bennett, U. of Houston, and J.A. Rowe Jr., Gulf Oil Corp., SPE 1553-G,1961

89. A Study of Formation Plugging With Bacteria, Raleigh, J.T., Flock, D.L., The U. of Alberta, SPE 1009-PA, 1965

90. The Role of Cores and Core Analysis in Evaluation of Formation Damage, Keelan, D.K., Core Laboratories, Inc.; Koepf, E.H., Core Laboratories, Inc., SPE 5696-PA, 1977

91. Influence of Clays on the Production of Hydrocarbons, Hower, Wayne F., Halliburton Services, SPE 4785-MS, 1974

92. Scanning Electron Microscope Pictures of Reservoir Rocks Reveal Ways to Increase Oil Production, Holub, R.W., Maly, G.P.; Noel, R.P., Weinbrandt, R.M., Union Oil Company of California, SPE 4787-MS, 1974

93. Formation Fines and Factors Controlling Their Movement in Porous Media, Muecke, T.W., Exxon Production Research Co., SPE 7007-PA, 1979

94. Fines Migration and Formation Damage: Influence of pH and Ion Exchange, R.N. Valdya, H.S. Fogler, SPE 19413-PA, 1992

95. The onset of Sand Influx from Gas-Producing Friable Sandstone Formations, Antheunis, D., Luque, Fernandez R., van der Vlis, A.C., Vriezen, P.B., SPE 8031-MS, 1979

96. Deformation of Chalk Under Confining Pressure and Pore Pressure, Thomas Lindsay Blanton III, SPE, Science Applications Inc., SPE 8076-PA, 1981

97. Permeability Loss in Depletion of Reservoir, Marek, Ben F., SPE 8433-MS, 1979

98. Reservoir Compaction and Surface Subcidence in the Central Luconia Gas Bearing Carbonates, Offshore Sarawak, East Malaysia, van Ditzhuijzen, P.J.D., de Waal, J.A, SPE 12400-MS, 1984

99. The Effect of Water Chemistry on the Laboratory Compression and Permeability Characteristics of Some North Sea Chalks, Newman, George H., Chevron Oil Field Research Co., SPE 10203-PA, 1983

100. Reasons for Production Decline in the Diatomite, Belridge Oil Field: A Rock Mechanics View Strickland, Frank G., SPE 10773-PA, 1985

101. Control of Paraffin Deposition in Production Operations, McClaflin, G.G., Whitfill, D.L., Conoco Inc., SPE 12204-PA, 1984

102. Asphaltene Deposition: Development and Application of Polymeric Asphaltene Di, SPErsants, Schantz, S.S., Stephenson, W.K., Nalco Chemical Co., SPE 22783-MS, 1991

103. Designing and Selecting Wax Crystal Modifier for Optimum Field Performance Based on Crude Oil Composition, Singhal, H.K., Sahai, G.C., Pundeer, G.S., Chandra, K., Oil and Natural Gas Commission, SPE 22784-MS, 1991

104. A Systematic Approach for the Prevention and Treatment of Formation Damage Caused by Asphaltene Deposition, K.J. Leontaritis, J.O. Amaefule, R.E. Charles, Core Laboratories, SPE 23810-PA, 1994

105. Prediction of Asphaltene Deposition During Production Model description and Experimental Details, Takhar, S., Ravenscroft, P.D., Nicoll, D.C.A., BP Exploration Operating Company Limited, SPE 30108-MS, 1995

106. Asphaltene Adsorption Onto Formation Rock: An Approach to Asphaltene Formation Damage Prevention, Piro, G., Canonico, L. Barberis, Galbariggi, G., ENIRICERCHE SpA; Bertero, L., Carniani, C„ AGIP SpA, SPE 30109-PA, 1996

107. Successful Well Stimulation Program Has Revitalized a California Oil Field, Rogers Jr., E.B., Standard Oil Co. of California, SPE 5699-PA, 1976

108. Analysis of and Solutions to the CaC03 and CaS04 Scaling Problems Encountered in Wells Offshore Indonesia, Oddo, J.E., Rice U.; Smith, J.P., MAXUS Southeast Sumatra Inc.; Tomson, M.B., Rice U., SPE 22782-MS, 1991

109. On the Production of Hydrogen Sulfide-Sulfur Mixtures from Deep Formations, Kuo, C.H., Mississippi State U., SPE 3838-PA, 1972

110. An Unusual Case of Salt Plugging in a High-Pressure Sour Gas Well Place Jr., M.C., Smith, J.T., Shell Oil Co., SPE 13246-MS, 1984

111. Kinetics of BaS04 Crystal Growth and Effect in Formation Damage, Wat, R.M.S., Sorbie, K.S., Todd, A.C., Ping, Chen, Ping, Jiang, Heriot-Watt U., SPE 23814-MS, 1992

112. Evaluation and Treatment of Organic and Inorganic Damage in an Unconsolidated Asphaltic Crude Reservoir, Efthim, F.P., Garner, J.J., Bilden, D.M., BJ-Titan Services; Kovacevich, S.T., Pence, T.C., Oryx Energy Co., SPE 19412-MS, 1990

113. Removal of Asphalt Deposits by Cosolvent Squeeze: Mechanisms and Screening, Minssieux, L., Institut Francais du Petrole, SPE 39447-MS, 1998

114. Physical Aspects of Formation Damage in Linear Flooding Experiments, Eleri, O.O., Ursin, J-R., Rogaland U., SPE 23784-MS, 1992

115. Herzig, J. P., Leclerc, D.M. and LeGoff, P., "Flow of Suspensions through Porous Media — Application to Deep Bed Filtration", Industrial« and Engineering Chemistry, Vol. 62, No. 5, 1970, pp. 8-35.

116. Gruesbeck, C. and Collins, R.E., "Entrainment and Deposition of Fines Particles in Porous Media", SPEJ, Dec. 1982, pp. 847-856.

117. Gabriel, G.A. and Inamdar, G.R., "An Experimental Investigation of Fines Migration in Porous Media", paper SPE 12168, presented at 58th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Francisco, CA, Oct. 5-8, 1983.

118. Fatt, I. and D.H. Davis, "Reduction of Permeability with Overburden Pressure", Trans., AIME, 195, 1952, pp. 329.

119. Fatt, I., "Effect of Overburden and Reservoir Pressure on Electric Logging Formation Factor", AAPG Bulletin, vol. 41, 1957, pp. 2456-2466.

120. Precipitation Sealing and Diagenesis: 1) Experimental Results Eric A. Tenthorey Christopher H. Scholz Albert Léger* Einat Aharonov Lamont-DohertyEarth Observatory of Columbia University, NY, * American Museum of Natural History, NY

121. Требин А. Ф. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. ГОСТОПТЕХИЗДАТ, Москва 1945 Ленинград.

122. Temperature Sensitivity of Formation Damage in Petroleum Reservoirs, Anuj Gupta, Faruk Civan, U. of Oklahoma, SPE 27368-MS, 1994

123. Гольдберг B.M., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. М.: Недра, 1986.

124. Mungan, N., "Permeability Reduction through Changes in PH and Salinity", J. P.T., Dec. 1965, pp. 1449-53.

125. Clementz, D.M., "Clay Stabilization in Sandstones through Adsorption of Petroleum Heavy Ends", J. P.T., Sept. 1977, pp. 1061-66.

126. Sarkar, A.K. and Sharma, M.M., "Fines Migration in Two-Phase Flow", J. P. Т., May 1990, pp. 646-52.

127. Muecke, T.W., "Formation Fines and Factors Controlling Their Movement in Porous Media", J. P. Т., Feb. 1979, pp. 144-50.

128. Хавкин А. Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. — М.: МО МАНПО, 2000.- 525с.

129. Табакаева Л. С. Экспериментальные исследования особенностей воздействия на низкопроницаемые глиносодержащие нефтяные пласты растворами полиэлектролитов: дис. канд. тех. наук: 25.00.17. М., 2007. - 174 с.

130. Хавкин А. Я., Петраков А. М., Сорокин А. В., Табакаева Л. С. Современные технологии регулирования свойств глинистых минералов в призабой-ной зоне / Международный технологический симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов». Москва, — 2002. - с. 215-217.

131. Хавкин А. Я. Влияние минерализации закачиваемой воды на показатели разработки низкопроницаемых пластов // Учебное пособие РГУ НГ им. И. М. Губкина. М.: Нефть и газ 1998. 127с.

132. Хавкин А. Я., Табакаева JI. С., Сорокин А. В., Влияние рН закачиваемой воды на особенности применения глиностабилзаторов //Естественные и тенические науки. 2003. № 6. - с. 136-144.

133. Di Jiao, M. M. Sharma, "Formation Damage Due to Static and Dynamic Filtration of Water-Based Muds", SPE 23823, 1992.

134. K. P. Saripalli, M.M. Sharma, S.L. Bryant "Modeling injection well performance during deep-well injection of liquid wastes, Journal of Hydrology 227 (2000)41-55.

135. S.Y. Baghdikian, M.M. Sharma, L.L. Handy, "Flow of Clay Suspensions Through Porous Media", SPE 16257, 1987

136. Tianfu Xu, Karsten Pruess, "Numerical Simulation of Injectivity Effects of Mineral Scaling and Clay Swelling in a Fractured Geotermal Reservoir", CA 94720, 2003

137. H. Menouar, A. A. Al-Majed, S. Z. Jilani, M. A. Khan, "Mechanisms of Formation Damage in Horizontal Wells", 1996

138. K. Prasad Saripalli, Phani B. Gadde, Steven L. Bryant and Mukul M. Sharma, "Role of Fracture Face and Formation Plugging in Injection Well Fracturing and Injectivity Decline, SPE 52731, 1999

139. Shutong Pang, Mukul M. Sharma, "Evaluating the Performance of Open-hole, Perforated and Fractured Water Injection Wells, SPE 30127, 1995