Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Моделирование динамики изменения фильтрационных и электрических свойств околоскважинной зоны с целью оценки ее загрязнения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Моделирование динамики изменения фильтрационных и электрических свойств околоскважинной зоны с целью оценки ее загрязнения"

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

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

16 СЕН 2015

Москва 2015

005562282

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина» (ФГБОУВПО РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина).

Научный Мищенко Игорь Тихонович

руководитель: доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», ФГБОУВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина»

Официальные Индрупский Илья Михайлович

оппоненты: доктор технических наук, ведущий научный сотрудник, Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ФГБУН ИПНГ РАН)

Гайдуков Леонид Андреевич

кандидат технических наук, менеджер проекта департамента научно-технического развития и инноваций, Открытое акционерное общество «Нефтяная компания «Роснефть»» (ОАО НК «Роснефть»)

Ведущая ОАО «ВНИИнефть им. академика А.П.Крылова»

организация:

Защита диссертации состоится « 14 » октября 2015 г. в _[5 часов на заседании диссертационного совета Д.002.076.01 ИПНГ РАН по адресу: 119333, г. Москва, ул. Губкина, д. 3, ИПНГ РАН.

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря диссертационного совета ИПНГ РАН. Автореферат размещен на интернет-сайте ИПНГ РАН (www.ipng.ru) и Министерства образования и науки Российской Федерации (www.vak.ed.gov.ru). Отзывы на автореферат можно присылать по адресу: 119333, г. Москва, ул. Губкина, д. 3, ИПНГ РАН.

Автореферат разослан «_2_» сентября 2015 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, кандидат технических наук

Марина Николаевна Баганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность

Изменение свойств околоскважинной зоны пласта (ОЗП) может происходить в процессе технологических операций, начиная с первичного вскрытия пласта, когда имеет место 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 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 разрушаются 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", также часто используется термин "загрязнение ОЗП".

В результате ухудшения фильтрационно-емкостных свойств ОЗП может происходить значительное снижение продуктивности скважины. Наличие зоны с 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: лабораторные (воздействие бурового раствора на образцы керна), гидродинамические, 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 программные 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 гидродинамических симуляторов. Однако вопрос о создании математической модели, которая бы детально учитывала дифференциальный вклад отдельных механизмов, происходящих в ОЗП, все еще открыт.

С этой целью в Московском научно-исследовательском Центре технологической компании «Шлюмберже» (Schlumberger Moscow Research Center) разработана общая математическая модель изменения физических свойств пласта в ОЗП [Theuveny В., Mikhailov D., Spesivtsev P., 2013, Патент РФ № 2013135670], основанная на лабораторных исследованиях керна [Михайлов Д.Н., Рыжиков Н.И., 2015] и учитывающая дифференциальный вклад отдельных механизмов, происходящих в ОЗП. Актуальной задачей является исследование влияния различных факторов на процессы повреждения, очистки

ОЗП и продуктивность скважины с использованием вышеупомянутой математической модели изменения свойств ОЗП. Возникает также необходимость разработки модели для учета влияния изменения свойств ОЗП на показания промыслово-геофизических методов и методики учета показаний данных методов при оценке параметров повреждения ОЗП.

Цель настоящей работы состоит в моделировании и исследовании нестационарных процессов проникновения и удаления фаз бурового раствора в ОЗП, их влияния на фильтрационные и электрические свойства ОЗП и на динамику очистки и продуктивность скважины, а также в 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 данные электрокаротажа;

• Разработка методики определения механизмов повреждения ОЗП и оценки степени изменения свойств околоскважинного пространства по результатам геофизического и гидродинамического моделирования.

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 раствора на электрические свойства околоскважинной зоны.

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 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 влияние на динамику очистки и продуктивность 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 методика расчета изменения фильтрационно - емкостных свойств околоскважинной зоны пласта из-за проникновения фаз бурового раствора, которая позволяет прогнозировать коэффициенты продуктивности и механизмы повреждения пласта.

2. Создан вычислительный модуль, позволяющий рассчитывать изменение электрических свойств околоскважинной зоны из-за проникновения фаз бурового раствора и уточнять 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 продуктивность.

4. Полученная количественная оценка свойств околоскважинной зоны может быть использована для принятия обоснованного решения о возможных и эффективных методах обработки призабойной зоны и для корректировки показателей геофизических приборов и испытателей пластов.

5. Созданные симулятор и пакет программ используются сотрудниками ООО «Технологическая компания Шлюмберже» для моделирования динамики дебитов 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».

Методы научного исследования

Для решения поставленных задач в научном исследовании использовались следующие методы: анализ результатов теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению свойств

околоскважинной зоны пласта; математическое моделирование; аналитические и численные решения прямой задачи электрокаротажа; разработка оригинального программного модуля в С++; результаты промысловых гидродинамических и геофизических исследований скважин.

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 механизмов повреждения пласта и степени изменения свойств ОЗП из-за проникновения фаз бурового раствора.

Соответствие тематики диссертации паспорту специальности

Диссертационное исследование соответствует следующим пунктам паспорта специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: 2 - «Геолого - физические и физико - химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа»; 5 - «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно - техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого - технологических процессов».

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 БРЕ г. Будапеште 2015 г.; 17-й научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2015» в г. Геленджик. Всего автор принял участие в 6 научных конференциях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списков сокращения и использованной литературы из 172 наименований. Общий объем диссертации составляет 122 страниц, на которых размещено 54 рисунка и 15 таблицы.

Благодарности

Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю д.т.н., профессору Мищенко И.Т., заведующему кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» Российского государственного университета 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., доценту кафедры «Геофизические информационные системы» Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина, за ценные советы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлено обоснование актуальности темы диссертации, сформулированы цель, задачи исследований. Дается характеристика научной новизны и практической ценности полученных результатов. Приведены сведения о личном вкладе автора и апробации результатов диссертационной работы.

Первая глава представленной работы посвящена обзору существующих теоретических и научно-практических подходов к исследованию измененных свойств ОЗП и физических процессов, происходящих в ней.

В начале приведен обзор литературы, выполненный на основании российских и зарубежных публикаций, по классификации механизмов повреждения пласта и структуре ОЗП, образовавшейся при первичном вскрытии.

Для широкого класса растворов, применяемых в процессе бурения, используют термины для характеристики струкруты ОЗП, 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/зона кольматации» (ЗК), формируемая частицами бурового раствора, проникающими в пластовые породы, и мобилизовавшимися природными мелкодисперстными частицами; и зона проникновения фильтрата бурового раствора. Наличие поврежденной

зоны обуславливает значительные потери пластовой энергии и снижение продуктивности по отношению к природному состоянию пласта.

В первой главе представлены свойства каждой из зон и рассмотрены научно-практические методы их исследования. Эти методы можно подразделить на: лабораторные, гидродинамические, геофизические и математическое моделирование.

Изучению процессов изменения физических свойств пластов в ОЗП посвящены работы многих отраслевых, академических и вузовских специалистов и ученных Азаматова В.И., Ангелопуло O.K., Гайдукова Л.А., Горбунова А.Т., Баренблатта Г.И., Бермана Л.Б., Желтова Ю.П., Иванова М.М., Котяхова Ф.И., Мавлютова М.Р., Мамаджанова У.Д., Михайлова H.H., Мищенко И.Т., Орлова Л.И., Свалова A.M., Ручкина А.Б., Свихнушина Н.М., Хавкина А.Я., Христановича С.А., Эпова М.И., Яремийчука P.C. и др., зарубежом - Abrams A., Bennion В., Bedrikovetsky P.G., 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.

Лабораторные фильтрационные исследования керна, в основном, направлены на изучение динамики образования ЗК и роста внешней 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. 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 возникают сложности в интерпретации геофизических и гидродинамических данных в связи с отсутствием надежных динамических связей физических свойств с процессами, происходящими в ОЗП.

В то же время, достигнутый уровень знаний по математическому моделированию динамики изменения свойств ОЗП позволил создать ряд методик и исследовательских гидродинамических симуляторов при учете следующих процессов:

1) Фильтрация через внешнюю фильтрационную корку с постоянной толщиной - University of Houston [Navarro D., Lui R., Mohanty K.];

2) Рост внешней фильтрационной корки с/без циркуляцей бурового раствора в стволе скважины: Институт гидродинамики и Институт геофизики, г.Новосибирск [Кашеваров A.A., Эпов М.И., Ельцов И.Н.]; The University of Texas at Austin [Torres-Verdin C., Angeles R., Alpak F.];

3) Учет роста внешней фильтрационной корки и формирования ЗК с помощью эмпирических зависимостей из обобщения результатов лабораторных экспериментов - Патент, Institut Français du Pétrole [Ding Y., Longeron D., Renard].

Из результатов выполненного литературного обзора следует вывод о целесообразности использования математической модели, опубликованной в работе [Theuveny В. et. al., 2013]. Она учитывает дифференциальный вклад отдельных механизмов загрязнения пласта с использованием данных лабораторных исследований для разных комбинаций буровых растворов и образцов пород. Корректное математическое моделирование нестационарного процесса проникновения фаз бурового раствора и сопутствующей динамики изменения свойств ОЗП служит основой для диагностики, оценки, предупреждения и контроля за повреждением пласта в нефтяных и газовых резервуарах.

Во второй главе описана математическая модель динамики проникновения фаз бурового раствора в ОЗП и представлены результаты исследования влияния изменения свойств ОЗП на показатели повреждения, очистки и добычи. В структурном плане первая глава представлена тремя разделами.

В первом разделе главы 2 представлена использованная автором математическая модель ОЗП [Theuveny В. и др., 2013], учитывающая динамику формирования внутренней и внешней фильтрационных корок и образование зоны проникновения, а также капиллярные эффекты, изменение смачиваемости породы и миграцию мелкодисперсных природных частиц, разработанная сотрудниками Московского научно-исследовательского Центра технологической компании «Шлюмберже» и реализованная ими в исследовательском прототипе.

Под буровым раствором в рамках модели понимается смесь жидкой основы ("фильтрат бурового раствора") и нескольких компонент, в качестве которых могут выступать твердые частицы, глина, полимеры. Фильтрат и буровой раствор - это 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 намного выше скорости диффузионного обмена со связанной водой. Под пластовым флюидом далее подразумевается либо нефть, либо газ.

Рассмотренная модель представляет собой набор одномерных радиальных моделей пластов. Для описания процессов в ОЗП к модели двухфазной фильтрации, включающей уравнения массового баланса для пластового флюида и фильтрата бурового раствора (2.1), добавлены уравнения переноса (2.2) и захвата/мобилизации нерастворимых фаз бурового раствора в пористой среде (2.3), которое можно рассматривать как обобщение уравнений, рассматриваемых ранее другими авторами (например [Civan F., 2007]).

д_ et

5_

et

[™feW*]+-T[r л ]=0

г аг

)

[rC, w„J=-«?, ,

г дг

(2.1)

(2.2)

(2.3)

где г - расстояние от скважины; t - время; Л - насыщающая фаза (пластовый флюид "rf', буровой раствор "mud' / фильтрат бурового раствора "от/' - фаза с/без наличия в составе нерастворимых компонент, т.е. используемое обозначение зависит от стадии процесса); т{5г) - пористость; 5Z - доля объема пористой среды, занимаемая всеми захваченными компонентами бурового раствора; рл - плотность насыщающей фазы Л; sA - насыщенность порового пространства фазой Л; wA - скорость фильтрации фазы Л; i - номер (тип) компоненты, содержащейся в буровом растворе; С, - объемная концентрация мобильных компонент г'-го типа в буровом растворе; - доля объема пористой среды, занимаемая захваченными компонентами г'-го типа; q.: - интенсивность захвата/срыва компонент /-го типа в породе пласта; о""" - максимальная доля объема пористой среды, в котором могут адсорбироваться компоненты бурового раствора; 0(wA-wJ=(ivA-wJ при wA>wcrll и 0 = Опри wA<wcr„.

Уравнение захвата/мобилизации (2.3) учитывает два механизма удержания твердых компонент бурового раствора в поровом пространстве: захват в поровых сужениях (первый член уравнения, коэффициент захвата Л*) и осаждение/адсорбция на поверхности пор (второй член уравнения, коэффициент адсорбции Л," ). При превышении скорости потока wA некоторой критической величины wcrlt возможна мобилизация ранее удержанных твердых компонентов, что описывается третьим членом уравнения {Хт - коэффициент мобилизации).

Скорости фильтрации пластового флюида и бурового раствора определяются согласно обобщенному закону Дарси (2.4), а фильтрата бурового раствора - исходя их баланса расходов. Относительная фазовая проницаемость (ОФП) и капиллярное давление, используемые в расчетах, аппроксимировались по корреляции Corey (2.5) [Corey А.Т., 1954]:

Wa = - ^ ->VpAt = (1-Q )Wmdt (2.4)

К* Л = , (2.5)

1 Smf Srf Sw_¡r

где krA - относительная фазовая проницаемость фазы Л; рс - капиллярное

давление; s*mf, s*f и sH. t - остаточные насыщенности фильтрата бурового

раствора и пластового флюида, а также связанная водонасыщенность; Л, Л/л и

D - эмпирические параметры.

Захват твердых компонент бурового раствора в поровых сужениях приводит к значительному снижению проницаемости породы к. В рамках данной работы рассматривается соотношение следующего вида [Ives и др., 1965; Herzig и др., 1970]:

b-Jl-ЛУ (2.6)

К У MJ

где к0 и »у, - начальная проницаемость и пористость породы; М и ß -эмпирические параметры.

Предполагается, что при снижении пористости до критической величины твердые частицы бурового раствора перестают проникать в породу, и начинается формирование внешней фильтрационной корки. Рост последней описывается первым членом уравнения (2.7), основанном на балансе массы частиц и фильтрата (например [Outmans, 1963; Chin, 1995; Dewan, Chenevert, 2001]), а ее эрозия из-за циркуляции бурового раствора в скважине - вторым членом уравнения (2.7). Скорость фильтрации через фильтрационную корку соответствует закону Дарен (2.8).

dhmc__Q_i i

dt ~ Г Vcirc , (2.7)

_КМЛ АР^ (2.8)

Ц„/ h„,C

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); к,„с и т,„с -проницаемость и пористость внешней фильтрационной корки соответственно;

15

Артс - перепад давления на внешней фильтрационной корке; ис!гс - скорость циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве; у - эмпирический параметр.

Общая математическая модель для описания динамики очистки скважины [ТЬеиуепу В. и др., 2013] включает как изложенную выше модель повреждения ОЗП, так и модель притока к перфорационным каналам и нестационарного многофазного течения в скважине (является общепринятой моделью дрейфа).

Во втором разделе главы 2 приведены результаты выполненного автором анализа чувствительности показателей загрязнения, очистки и добычи к параметрам модели. 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 рассматриваемой задаче заключается в оценке величины изменения ключевых показателей загрязнения (потери бурового раствора; глубина проникновения бурового раствора; радиус ЗК и степень снижения пронизаемости и др.), очистки (отношение объема извлеченного фильтрата к потерям; время прихода первой нефти на поверхность и др.) и добычи (установившаяся продуктивность) при изменении одного из входных параметров модели. Под очисткой скважины в рамках данной работы понимается этап вызова притока при освоении скважины, когда буровой раствор в стволе замещен более легкой жидкостью и приток вызывается созданием депрессии на пласт.

Была исследована чувствительность к ряду параметров:

1. Пласта (гидропроводность кИ/// и относительная вязкость пластового флюида //,/«„,);

2. Техническим (параметры перфорации - отношение длины перфорационного канала к радиусу ЗК Ьрег//1Л,т и скин-фактору перфорационного канала 5СГ);

3. Технологическим (свойств бурового раствора, влияющие на):

• Зону кольматации и проникновения (Л,; А,„; М; С;

• Внешнюю фильтрационную корку (С;

Базовый случай (к = 0.15 мкм2; /////„, = 0.94; С = 5 %; Ы„ = 2; =

2.5) выбирался с учетом данных, полученных в предыдущих исследованиях, и в соответствии с полевыми, а также лабораторными данными. Отклонение перечисленных параметров относительно базовых лежали в пределах ±5%. Было проведено большое количество расчетов, результаты которых оформлены в виде Торнадо-графиков (рисунок 2.1 и 2.2), где вдоль оси абсцисс откладывалось процентное изменение основных показателей загрязнения, очистки и добычи при изменении одного из перечисленных выше параметров. Рассматривалось два типа заканчивания скважин: открытый и перфорированный забой.

Показано существенное влияние концентрации и кольматирующих свойств твердой фазы бурового раствора на показатели загрязнения, очистки (рисунок 2.1) и добычи для скважины с открытым забоем (рисунок 2.2 А).

С КЬ/ц М к

с

Ый-КЬ/ц М XI Хгп

Ьрег1711с1ат Эсг

-5 -2.5 0 2.5 5 -2 -1 0 1 2

Рисунок 2.1 — Чувствительность основных показателей: А - загрязнения (потери фильтрата бурового раствора), Б - очистки (отношение извлеченного фильтрата бурового раствора к потерям)

Lperf/hdam Ho/|iw Kh/ц Scr Nw It km С M

-12

12

Рисунок 2.2 — Чувствительность показателя добычи (продуктивности на установившемся режиме) для скважины с: А - открытым, Б -перфорированным забоем

Для скважины с перфорированным забоем, если длина перфорационного канала превышает радиус зоны кольматации более чем на 20 %, на основные показатели добычи значительное влияние оказывают параметры перфорации (рисунок 2.2 Б).

В третьем разделе главы 2 приведены результаты моделирования динамики изменения фильтрационно-емкостных свойств ОЗП за счет капиллярных эффектов, изменения ОФП под воздействием проникших компонент бурового раствора (например, поверхностно-активных веществ, полимеров и др.) и миграции природных мелкодисперсных частиц.

Воздействие проникших компонент бурового раствора может приводить к изменению характера смачиваемости породы коллектора, что отражается на форме ОФП. Изменение ОФП учтено модификацией коэффициентов в аппроксимации Corey (2.5) в зависимости от количества адсорбированного компонента:

где 8а - количество адсорбированного компонента; верхним индексом "0" обозначены исходные параметры ОФП, а индексом "*" - параметры, соответствующие измененным ("модифицированным") ОФП. Возможное снижение абсолютной проницаемости околоскважинной зоны пласта не учитывается.

Для математического описания процесса миграции природных мелкодисперсных частиц уравнения (2.2) и (2.3) модифицированы введением двух стационарных состояний природных частиц: прикрепленные к поверхности пор ("естественное состояние") и захваченные в поровых сужениях. Кинетика срыва природных частиц с поверхности пор описывается уравнением кинетики (2.10), а захват в поровых сужениях - уравнением (2.11).

А = ЛСЧИЛ >

(2.10) (2.11)

где \|/ - соленость фильтрата; - доля объема пористой среды, занимаемая природными частицами, прикрепленными к поверхности пор; 8, - доля объема пористой среды, занимаемая захваченными природными частицами в поровых сужениях; 1, - коэффициент захвата в поровых сужениях; Г'1 (щ) - коэффициент срыва природных частиц с поверхности пор, причем 0//) = 0 если V > \|/сп-,.

Эмпирические коэффициенты в уравнениях (2.10) и (2.11), описывающие захват и мобилизацию мелкодисперсных частиц, были подобраны таким образом, чтобы воспроизвести лабораторные данные относительного снижения проницаемости для образца песчаника Вегеа (рисунок 2.3).

1

Мобильные природные частицы у* Захваченные | "^-0.75

=г .....' "

;—Расчет ► Эксперимент (КЫ!аг, Род!ег; 1983)

о «

5 3 0.5

а §0.25

о а.'

X —

в

„2.5 .5 . 7.5 10

Прокачанный поровыи объем

Прикрепленные к попсрхностп пор

IKhilar.19S3.SPE 10103]

Рисунок 2.3 — Сравнение рассчитанного относительного снижения проницаемости и экспериментально установленного для образца песчаника Вегеа при прокачке низкоминерализованной воды [КЫ1аг, 1983. 5РЕ 10103]

На рисунке 2.4. представлены результаты расчетов с учетом миграции мелкодисперсных природных частиц: радиальное распределение снижения

проницаемости в ОЗП и динамика отношения извлеченного бурового раствора к его потерям.

Результаты расчетов показали, что изменение ОФП и мобилизация природных частиц может значительно увеличить скин-фактор (в 5 и 10 раз соответственно) и время прихода первой нефти на поверхность на 2 сут.

■ - Фил-т

-Фил-т+Твер.Фаза

-Фил-т+Прир.Частицы

—~Фил-т+Твер .Фаза+Прир.Частицы

0.2 0.4 0.6

Расстояние от скважины, м

Рисунок 2.4 — Результаты расчетов с учетом миграции мелкодисперсных природных частиц: А - относительное снижение проницаемости в ОЗП, Б -отношение извлеченного бурового раствора к потерям

В третьей главе описана разработанная математическая модель для расчета показаний электрического каротажа при учете изменения свойств ОЗП, приведены результаты расчетов и верификации модели.

Прямая задача электрокаротажа рассматривается в двумерной постановке и цилиндрической системе координат г, г, а источник тока g находится на оси скважины. Основное уравнение для задачи осесимметричного электрокаротажа выглядит следующим образом:

1 д( яи д( _ Я£/У| £ ,„ ,ч

где а - электропроводимость, и - потенциал электрического поля.

Распределение электрического сопротивления каждого пласта рассчитывается на основе результатов гидродинамического моделирования проникновения бурового раствора в пласт и обмена соленостью между фильтратом и пластовой водой. Для моделирования солепереноса используется уравнение переноса пассивной примеси (3.2) [КатаклвИпап Т.З., 1999.], но, в отличие от указанной работы, с переменной пористостью (3.2). Для

20

определения УЭС воды используется эмпирическая формула (3.3) [Баг1еу, 1965]. УЭС флюидонасыщенной пористой среды рассчитывается через обобщенную формулу Дахнова-Арчи (3.4). Предполагается, что обмен солью между фильтратом бурового раствора и пластовой водой происходит мгновенно.

где - водонасыщенность; - остаточная водонасыщенность; С,„/ -концентрация соли в фильтрате бурового раствора; С - концентрация соли в пластовой воде; Т - пластовая температура; т - показатель степени цементации (или структурный показатель); п - показатель насыщения; /?„, -УЭС воды; а - эмпирический параметр. Уравнения (3.1) - (3.4) решаются с учетом изменения фильтрационных свойств ОЗП, полученных путем гидродинамического моделирования с использованием уравнений (2.1) - (2.7).

В результате решения уравнения (3.1) определяется поле потенциала, на основе которого рассчитывается распределение КС для идеальных потенциал- и градиент-зондов заданного размера. Для верификации исследовательского кода проводилось сопоставление численных расчетов с данными палеток для КС (рисунок 3.1) с учетом влияния скважины (А), конечной толщины пласта (Б) и наличия зоны проникновения фильтрата бурового раствора (В).

Палетки с учетом зоны проникновения основаны на ступенчатом распределении водонасыщенности (проникновение диаметром £>) и не учитывают гидродинамические процессы, происходящие в пласте.

(3.2)

(3.3)

(3.4)

Рисунок 3.1 — Сравнение результатов численного моделирования электрокаротажа и палеток потенциал-зонда: А - БЭЗ-1-ПЗ; Б - БЭЗ-ПЗ для пластов конечной мощности и высокого сопротивления (М4=10; р,„/=рС1ау); В -

БЭЗ-и-10-ПЗ (ЛЖ/=1)

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:

Сглаженный (рассчитанный) профиль водонасыщенности и наличие "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 (£>/У= 2; 4; 8; 16) на показания типичных зондов бокового каротажа (БКЗ). Алгоритм оценки отклонения КС от данных палеток приведен на примере повышающего проникновения и типичных потерь (£>/У = 8): расчет радиального распределения водонасыщенности и УЭС в ОЗП (рисунок 3.2. А и Б); сопоставление рассчитанного КС пласта /}/ффск~' с данными палеток (рисунок 3.2. В); расчет отклонения КС пласта по следующей формуле:

эффект

£(£>/сг) = ^-^*100% .

Рсгуп (35)

Результаты отклонения рассчитанных показаний электрических зондов от данных палеток представлены на рисунке 3.3, где Ь - размер зонда; с/ - диаметр

скважины; /)/ффект - КС зонда заданного размера с учетом определенного вышеупомянутого эффекта; рступ - КС зонда заданного размера при ступенчатом распределении водонасыщенности (которое соответствует данным палеток).

Результаты показали, что для типичных потерь (£>/с/ = 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.

Рисунок 3.2 — Рассчитанное радиальное распределение водонасыщенности (А) и УЭС в ОЗП (Б); Сопоставление рассчитанного КС пласта для типичных зондов БКЗ с данными палетки (В)

£,%

60 40 20 0 -20 -40 -60

I д I Влнянпе размывания фронта '—' + Окаймляющей зоны

I •—• 0/(1=4;

! Б/ё=8;

! 0/(1=16:1

----------------

...........

.....-.....- Ый

0

10

С, % 60 40 20 0 -20 -40 -60

Г^П Влияние капиллярной

8 V* 1 X * X X

X X X

х Ш1=2; х БМ=4; х 0/(1=8; , хОМ=16; ьм

20 £,% 100 75 50 25 О

-100

30 40

Влияние миграции природных

А д ' А ---------------------------------4 * *

А А А Г)/(1=2; А Dlй=A■ А ОМ=8; А 0/(1=16;

40

О 10 20 30 40 0 10 20 30

Рисунок 3.3 — Оценки отклонения показаний электрических зондов от результатов палеток из-за изменения свойств ОЗП: А - сглаженный профиль водонасыщенностн; Б — капиллярная пропитка; В - миграция мелкодисперсных

природных частиц

Четвертая глава посвящена разработке комплексной методики моделирования изменения свойств ОЗП и определению механизмов повреждения пласта. Представлен единый подход к гидродинамическому и геофизическому моделированию, блок-схема для диагностики механизмов изменения свойств ОЗП (рисунок 4.1), а также пример практического применения данной методики для исследования на полевом случае.

Данная комплексная методика заключается в том, что реальные потери фильтрата бурового раствора сравниваются с рассчитанными на околоскважинном гидродинамическом симуляторе, математический аппарат которого описан в первом разделе главы 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 дополнительно используются геофизические данные (КС). После чего проводится сравнение результатов расчетов процесса освоения скважины с полевыми данными.

Использование методики продемонстрировано на примере обработки литературных данных для скважины, пробуренной на месторождении Ближнего Востока [геуЬек М., КатаЫэЬпап Т. й. а1., 2003]. С помощью сопоставления рассчитанных гидродинамических и полевых данных, а также рассчитанных показаний электрокаротажа и реального кажущегося сопротивления уточнены глубины проникновения и механизмы повреждения пластов.

Результаты представленного гидродинамического и геофизического моделирования могут быть использованы для определения возможных механизмов повреждения пласта и степени изменения свойств ОЗП, а также обоснования выбора оптимального метода обработки ОЗП и прогноза последующей добычи углеводородов.

Рисунок 4.1 — Блок-схема для диагностики механизмов повреждения пласта

В заключении изложены основные выводы и рекомендации:

• 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.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Макарова A.A., 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. -С. 53 -65.

2. Макарова A.A., Михайлов Д.Н., Шако B.B. Гидродинамическое моделирование динамики изменения фильтрационных свойств околоскважинной зоны при первичном вскрытии и очистке скважины с открытым стволом. // Технологии нефти и газа. - 2014. -№ 3. — С. 53-62.

3. Макарова A.A., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Моделирование влияния динамики изменения околоскважинной зоны на данные электрокаротажа // Геофизика. - 2015. - № 2. - С. 9 - 15.

4. Макарова A.A., 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. - С. 79 - 83.

5. D.Mikhailov, N.Ryzhikov, A.Makarova, V.Shako, B.Theuveny, A.Burukhin. 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.

6. Макарова A.A., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Моделирование влияния измененных фильтрационных свойств околоскважинной зоны при первичном вскрытии на динамику начальной стадии добычи. // Тезисы докладов Балтийской школы-семииар «Петрофизическое моделирование осадочных пород». Санкт-Петербург, 2013. с. 4.

7. Макарова A.A., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Влияние фильтрационо-емкостных свойств залежи параметров бурення на зону повреждения пласта. // Тезисы докладов 68-ой международной молодежной научной конференции «Нефть и Газ - 2013». - Москва, РГУНГ им. И.М. Губкина, 2013.-е. 51.

8. Макарова A.A., Мищенко И.Т. Анализ параметров зоны повреждения при первичном вскрытии и их влияние на динамику начальной стадии добычи. // Тезисы докладов XX конференции

«Губкинские чтения». - Москва, РГУНГ им. И.М. Губкина, 2013. -с. 230.

9. Макарова A.A., Мищенко И.Т., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Моделирование динамики изменения свойств околоскважинной зоны при первичном вскрытии и начальной стадии добычи. // Тезисы докладов 68-ой международной молодежной научной конференции «Нефть и Газ - 2014». - Москва, РГУНГ им. И.М. Губкина, 2014.-с. 93.

10. Макарова A.A., Мищенко И.Т., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Моделирование влияния динамики изменения свойств околоскважинной зоны на данные электрокаротажа. // Тезисы докладов 69-ой международной молодежной научной конференции «Нефть и Газ - 2015». - Москва, РГУНГ им. И.М. Губкина, 2015. -с. 210.

Подписано в печать 03.08.2015 Бумага офсетная Тираж 100 экз.

Формат 60x90/16 Усл. п.л. 1,75 Заказ № 289

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: (499) 507 82 12