RU2807536C1 - Способ оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2807536C1 RU2807536C1 RU2023105260A RU2023105260A RU2807536C1 RU 2807536 C1 RU2807536 C1 RU 2807536C1 RU 2023105260 A RU2023105260 A RU 2023105260A RU 2023105260 A RU2023105260 A RU 2023105260A RU 2807536 C1 RU2807536 C1 RU 2807536C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- formation
- rock
- drilling
- filtration
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 103
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 81
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 35
- 230000008859 change Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 165
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 86
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 75
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 60
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 55
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 23
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 15
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 10
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 8
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 6
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 6
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 2
- 239000006101 laboratory sample Substances 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 2
- 239000011162 core material Substances 0.000 abstract description 18
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 12
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 11
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 63
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может использоваться при разработке и эксплуатации месторождений, при мониторинге добычи скважинной продукции, проектировании и создании рецептур буровых растворов и технологических жидкостей, используемых в области строительства и ремонта добывающих скважин углеводородного сырья. Способ оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта заключается в создании физической фильтрационной модели призабойной зоны пласта с использованием кернового материала и проб пластового флюида, бурового раствора или технологических жидкостей и последующего проведения с помощью специальной фильтрационной установки оценки коэффициента изменения проницаемости горной породы по общеизвестному закону линейной фильтрации Дарси вследствие загрязнения порового пространства после их воздействия по указанной зависимости (1). Техническим результатом является повышение достоверности оценки изменения проницаемости горных пород при воздействии буровых растворов и технологических жидкостей, используемых при строительстве и ремонте скважин. 3 табл., 6 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, и может использоваться при разработке и эксплуатации месторождений при мониторинге добычи скважинной продукции, проектировании и создании рецептур буровых растворов и технологических жидкостей, используемых в области строительства и ремонта добывающих скважин углеводородного сырья.
Достоверная оценка воздействия технологических жидкостей (буровые растворы, жидкости перфорации, жидкости глушения, деструктурированные гели гидроразрыва пласта и др.) на проницаемость горных пород позволяет получать эксплуатационные характеристики призабойной зоны, необходимые для экономически эффективной разработки месторождений углеводородов путем:
- оптимального выбора применяемых буровых растворов и технологических жидкостей для осуществления строительства и ремонта скважин по результатам проведения фильтрационных лабораторных исследований;
- последующего выбора технологии бурения и ремонта скважины;
- получения промышленных дебитов добывающих скважин.
Известен способ определения восстановления проницаемости горных пород, предложенный авторами патента [RU 2224105 С1, МПК Е21В 49/02, G01N 15/08, опубл. 2004]. В данном патенте изложен способ лабораторного определения снижения проницаемости трещинных образцов горных пород после воздействия на них кольматирующих технологических жидкостей, используемых при строительстве скважин. Также приведен подбор специальных жидкостей, не кольматирующих трещинный и трещинно-поровый коллекторы, применение которых не ухудшает фильтрационную характеристику коллектора. Данный способ не уточняет каким образцом осуществляется моделирование воздействия кольматирующей жидкостью на образец горной породы, в течение какого времени осуществляется моделирование и какие параметры контролируются при данном процессе, а также данный способ применим для выполнения исследований только на образцах с искусственно созданной трещинной.
Известен способ оценки восстановления проницаемости терригенных коллекторов при моделировании процессов глушения [Журнал Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 322. №1. Авторы Д.Н. Мезенцев, Н.Г. Квеско]. Авторы оценивали эффективность наиболее широко применяемых жидкостей глушения добывающих скважин на территории Тоской области путем проведения лабораторных фильтрационных исследований кернового материала.
Моделирование процессов глушения в пластовых условиях проводилось на специальных фильтрационных установках. Образец горной породы экстрагировался, выветривался от очищающего агента, обессоливался в дистиллированной воде и высушивался. Далее определялась газопроницаемость, открытая пористость насыщением моделью пластовой воды методом Преображенского и остаточная водонасыщенность методом центрифугирования или в групповом мембранном капилляриметре. Затем образец насыщался очищенным керосином.
По завершении подготовительных этапов образец выдерживался в течение 16-24 часов при пластовых условиях в фильтрационной установке. После выдержки определялась начальная проницаемость К0 i образца по нефти при прямой фильтрации по нефти при перепадах давления 0,5; 1 и 3 атм. Следующим этапом выполнялось моделирование воздействия жидкости глушения, которая фильтровалась в обратном направлении при постоянном расходе 0,1 см3/мин в количестве не менее 3 поровых объемов составной колонки керна и максимальном давлении не более 3 МПа. Затем горная порода выдерживалась не менее 24 часов, после чего вновь определялась проницаемость по нефти К1 i по нефти при прямой фильтрации на перепадах давления 0,5; 1 и 3 атм. Коэффициент восстановления проницаемости Квосст. рассчитывался по формуле:
где К1 i - проницаемость по нефти после воздействия жидкости глушения, мкм2,
К0 i - проницаемость по нефти до воздействия жидкости глушения, мкм2.
Далее представлялась информация о результатах тестирования различных жидкостей глушения с различными добавками, применяемых при глушении нефтяных добывающих скважин. Описанный способ не уточняет, каким образцом осуществлялось моделирование вызова притока после воздействия жидкости глушения на исследуемые образцы горных пород.
Лаборатории, выполняющие оценку изменения проницаемости горных пород, используют отличающиеся друг от друга способы в части подготовки образцов к исследованиям, принципам и времени физического моделирования воздействия технологических жидкостей, а также моделирования процесса освоения скважины (очистки порового пространства).
Все вышеизложенное вносит неопределенность в получаемые результаты оценки проницаемости горных пород после воздействия на них технологическими жидкостями, что может приводить к неверно принятым решениям по их использованию для достижения показателей, минимально загрязняющих продуктивный пласт.
Решаемой технической проблемой является оценка изменения фильтрационных свойств горной породы.
Техническим результатом является повышение достоверности оценки изменения проницаемости горных пород при воздействии буровых растворов и технологических жидкостей, используемых при строительстве и ремонте скважин, путем создания физической фильтрационной модели призабойной зоны пласта по критериям подобия.
Указанный результат достигается тем, что предлагаемый способ оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта предполагает использование:
- общеизвестного закона линейной фильтрации Дарси;
- общеизвестных технологий бурения, ремонта и эксплуатации скважин;
- методов лабораторного изучения фильтрационных процессов на образцах горных пород;
- общеизвестных технических устройств, изучающих повреждение пласта;
- естественного кернового материала, отобранного из изучаемого углеводородного пласта, и технологических жидкостей, используемых при строительстве и ремонте скважин;
- критериев подобия с реальными процессами, происходящими при строительстве и ремонте скважин.
Сущность предлагаемого способа заключается в создании физической фильтрационной модели призабойной зоны пласта с использованием кернового материала и проб пластового флюида, бурового раствора или технологических жидкостей и последующего проведения с помощью специальной фильтрационной установки оценки изменения проницаемости горной породы по общеизвестному закону линейной фильтрации Дарси вследствие загрязнения порового пространства после их воздействия. Созданной физической фильтрационной моделью совокупно рассматриваются/моделируются происходящие процессы в призабойной зоне пласта и на стенке скважины, а именно:
- образование на стенке скважины корки бурового раствора и кольматационного слоя при строительстве скважины;
- проникновение фильтрата бурового раствора и технологических жидкостей в поровое пространство призабойной зоны пласта со стороны скважины в направлении пласта при строительстве и ремонте скважин;
- изменение толщины и структуры корки бурового раствора и кольматационного слоя на стенке скважины при ее замещении и воздействии технологических жидкостей в процессе технологических операций при строительстве скважин;
- вытеснение из порового пространства фильтрата бурового раствора или технологических жидкостей пластовым флюидом со стороны пласта в направлении скважины в процессе очистки призабойной зоны пласта и вызова притока углеводородного флюида.
Моделирование призабойной зоны проводится по выбранным критериям подобия свойствам и характеристикам реального пласта и скважины. Критериями подобия моделирования призабойной зоны пласта являются:
- использование естественного кернового материала, отобранного из конкретной углеводородной залежи;
- создание термобарических условий залегания конкретной углеводородной залежи;
- создание флюидонасыщенности порового пространства конкретной углеводородной залежи на подготовленных цилиндрических образцах горной породы создается в соответствии с ГОСТ 26450.0-85, ГОСТ 26450.2-85, ГОСТ 26450.1-85 и ОСТ-39-204-86;
- соблюдение направления и скорости фильтрации пластовых флюидов.
Критериями подобия моделирования фильтрационных процессов, происходящих на забое скважины, являются:
- использование проб буровых растворов и технологических жидкостей, планируемых или используемых при строительстве или ремонте скважин для воссоздания реального воздействия на исследуемую горную породу;
- соблюдение/создание термобарических параметров скважины;
- моделирование динамического или статического воздействия буровых растворов и технологических жидкостей на стенку скважины с заданными перепадами давления, расхода и времени.
Способ поясняется иллюстрированными материалами, где на фиг. 1 представлено изображение сформированной физической фильтрационной модели при лабораторном определении коэффициента изменения проницаемости горной породы в призабойной зоне пласта до и после воздействия буровых растворов или технологических жидкостей, на фиг. 2 показан процесс формирования физической фильтрационной модели по движению флюидов при измерении характеристик незагрязненной буровым раствором или технологической жидкостью горной породы, на фиг. 3 показан процесс формирования физической фильтрационной модели при динамической фильтрации бурового раствора в стволе скважины, на фиг. 4 показан процесс формирования физической фильтрационной модели при статической фильтрации технологических жидкостей в стволе скважины, на фиг. 5 показан процесс формирования физической фильтрационной модели при вызове притока пластового флюида и очистки призабойной зоны пласта, на фиг. 6 показан процесс формирования физической фильтрационной модели по движению флюидов при измерении характеристик очищенной от бурового раствора или технологической жидкости горной породы.
Созданная модель представлена на фиг. 1 и включает следующие элементы/области:
- поровое пространство образца рассматривается элементом призабойной зоны пласта;
- пространство перед торцом образца рассматривается зоной скважинного пространства.
Задаваемыми и контролируемыми параметрами в процессе выполнения лабораторной оценки изменения проницаемости горных пород являются: пластовое Рпл. и горное Ргорн. давления, температура пласта Тпл., расход пластового флюида Qпл., забойное давление Рзаб., расход бурового раствора или технологической жидкости Qзаб., перепад давления на измерительном участке колонки керна ΔР.
После создания с использованием физической фильтрационной модели призабойной зоны пласта загрязнения и очистки ее порового пространства осуществляется оценка коэффициента изменения проницаемости горной породы на основании зависимости:
где: Кизмен. - коэффициент изменения проницаемости горной породы после воздействия буровых растворов или технологических жидкостей относительно незагрязненного порового пространства, %;
Qвосст. - объемный расход жидкости через керн, определенный после моделирования воздействия на него технологических жидкостей и процесса освоения, м3/с;
Qнач. - объемный расход жидкости через незагрязненный керн, определенный до воздействия на него технологических жидкостей, м3/с;
ΔРнач. - перепад давления на незагрязненном керне, определенный до воздействия на него технологических жидкостей, Па;
ΔРвосст. - перепад давления на керне, определенный после моделирования воздействия на него технологических жидкостей и процесса освоения.
Для использования зависимости (1) в физической фильтрационной модели проводятся общеизвестными методами измерения перепада давлений и объемных расходов пластового флюида на измерительном участке, представленном на фигурах 2 и 6. Измерения рассматриваемых величин проводятся до и после воздействия буровых растворов или технологических жидкостей на поровое пространство модели призабойной зоны пласта.
На основе представленной сущности способ реализуется последовательностью выполняемых действий:
а) формирование массива исходных данных, включающего сведения:
- об образце горной породы для лабораторного измерения проницаемости, общие сведения о стандартном цилиндрическом образце горной породы, включающие по меньшей мере, лабораторный номер образца, его длину, диаметр, литологическое описание, фильтрационно-емкостные свойства, и величину остаточной водонасыщенности, а также общие сведения об условиях залегания продуктивного пласта, включающие, по меньшей мере, наименование лицензионного участка, обозначение пласта, глубину отбора керна, величину пластового и горного давления, пластовой температуры, модель пластового флюида и его динамическую вязкость, минерализацию пластовой воды, тип пластового флюида (углеводородный газ или углеводородная жидкость), термобарические условия залегания пласта (пластовое давление (Рпл.), горное давление (Ргорн.), пластовую температуру (Тпл.));
- о применяемом буровом растворе и технологической жидкости, включающий общие сведения о буровом растворе или технологической жидкости, содержащие их наименование, дата отбора со скважины или дата изготовления модели в лаборатории, место отбора/изготовления, состав, общие сведения о технологических параметрах бурового раствора или технологической жидкости, содержащие величины плотности, динамического напряжения сдвига, статического напряжения сдвига, водородного показателя, условной вязкости, пластической вязкости, фильтрации;
- о параметрах бурового раствора или технологической жидкости для осуществления динамического и статического воздействия на горную породу при моделировании лабораторного воздействия, содержащие величины создаваемого перепада давления на образце горной породы, объемного расхода и времени воздействия при осуществлении динамической и статической фильтрации, тип воздействия буровым раствором или технологической жидкостью на модель призабойной зоны пласта (динамическое или статическое воздействие);
- перепад давления (ΔPнач.) между сторонами «пласт» и «скважина» при моделировании фильтрации пластового флюида через незагрязненное и загрязненное поровое пространство буровым раствором или технологической жидкостью должен составлять 0,1 МПа при длине модели 1 м при условии Рпл.>Рзаб.;
- перепад давления (ΔР) между сторонами «пласт» и «скважина» при моделировании воздействия буровым раствором или технологической жидкостью на модель призабойной зоны пласта должен соответствовать условию Рзаб.≥1,05Рпл. при динамическом или статическом воздействии согласно требования Приказа Федеральной службы по экологическому и атомному надзору от 15.12.2020 №534 об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» п. 387);
- перепад давления (ΔР) между сторонами «пласт» и «скважина» при моделировании вызова притока и очистки порового пространства должен соответствовать условию Рзаб.≤Рпл., но не ≥0,7 Рпл.;
- время воздействия принимают равным 4 часа при моделировании обработки буровым раствором модели призабойной зоны пласта и время, необходимое для прокачки сквозь поровое пространство 5 Vпор горной породы, принимают при моделировании обработки технологической жидкостью;
б) загрузку в специальную фильтрационную установку, например, установка для исследования нарушений продуктивных свойств пласта модель «FDS-350», производитель VINCHI YECHNOLOGIES, Франция; установка для оценки повреждения пласта флюидам, буровыми растворами модель «ПИК-ОФП-FD», производитель АО «Геологика», Россия; установка оценки степени повреждений продуктивных пластов модель «FDES-645», производитель Coretest System Corporation, США, (далее также - специальная фильтрационная установка, фильтрационная установка) подготовленных цилиндрических образцов керна, бурового раствора и технологической жидкости с последующим созданием и стабилизацией пластовых термобарических условий и создание с применением указанной специальной фильтрационной установки на естественном керновом материале модели фильтрации пластового флюида незагрязненной буровым раствором или технологической жидкостью по представленной на фиг. 2 схеме путем выполнения условия Рпл.>Рзаб.. на величину, указанную в пункте а);
в) измерение объемного расхода углеводородного флюида Qнач. и перепада давления ΔРнач. после достижения их стабилизации;
г) создание модели загрязнения порового пространства буровым раствором или технологической жидкостью при динамическом или статическом режимах воздействия, а именно:
- динамическое воздействие осуществляется при создании модели фильтрации бурового раствора путем омывания торца изучаемой горной породы в соответствии с представленной схемой на фиг. 3 при заданном проектом бурения расходе Qзаб., а также значениях забойного давления Рзаб. и времени воздействия t, указанных в этапе по пункту а);
- статическое воздействие осуществляется при создании модели фильтрации технологической жидкости путем ее прямой закачки в поровое пространство изучаемой горной породы в соответствии с представленной схемой на фиг. 4 при величинах забойного давления Рзаб., в объеме и в течение времени воздействия t, указанных в п. а), или выбирается в зависимости от типа технологической жидкости и существующих норм и правил их применения;
д) моделирование вызова притока и очистка призабойной зоны пласта от бурового раствора или технологической жидкости осуществляется в соответствии со схемой, представленной на фиг. 5 последовательностью выполняемых действий:
- вызов притока осуществляется путем создания со стороны скважины значения забойного давления Рзаб. из условия Рзаб.<Рпл., но не ≥0,7 Рпл. (при этом Рпл. поддерживается на постоянном значении с помощью системы создания пластовых условий);
- процесс очистки (фильтрации пластового флюида) призабойной зоны пласта продолжается при соблюдении указанных при вызове притока значений Рзаб. и Рпл. до полного удаления корки бурового раствора, фильтрата бурового раствора или технологической жидкости из порового пространства, что характеризуется стабилизацией перепада давления и объемного расхода углеводородного флюида;
е) по достижению стабилизации объемного расхода углеводородного флюида Qкон. и перепада давления ΔРкон., осуществляемого по представленной на фиг. 6 схеме, записываются их значения;
ж) расчет коэффициента изменения проницаемости горной породы Кизмен. после воздействия на нее буровым раствором или технологической жидкостью по полученным в ходе выполнения этапов по пунктам в) и е) данным расходов Qкон. и Qкон. и перепадов давления ΔРнач. и ΔРкон. по зависимости 1.
Определение проницаемости горной породы осуществляется на основе закона фильтрации Дарси до моделирования на нее воздействия бурового раствора или технологической жидкости, при этом фиксируются полученные значения перепада давления АРнач. и объемного расхода углеводородного флюида Qнач..
Моделирование воздействия на горную породу буровым раствором или технологической жидкостью осуществляется с помощью создания системы скважинных условий путем подачи воздействующих факторов на торец образца керна с созданием значений забойного давления Рзаб. и расхода Qзаб. в течение времени воздействия t, при этом при моделировании воздействия бурового раствора осуществляют динамическую, а затем статическую циркуляцию/фильтрацию по торцу образца керна со стороны скважины, а давление, создаваемое буровым раствором, поддерживают на величину не менее 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервал от 0 до 1200 м) и 5% для интервалов после 1200 м по вертикали до проектной глубины, при моделировании обработки скважины технологической жидкостью соблюдают условия закачки бурового раствора по значению давления со стороны «скважина» (Рзаб.), а минимальный объем прокачки составляет не менее 5 объемов порового пространства образца горной породы с последующей выстойкой в течение 15-24 часов, при моделировании вызова притока и очистки призабойной зоны пласта со стороны призабойной зоны пласта в сторону скважины с помощью системы задания скважинных условий производят постепенное снижение забойного давления Рзаб. из условия Рзаб.<Рпл., но не ≥0,7Рпл., а процесс фильтрации углеводородного флюида через поровое пространство горной породы продолжают до полного удаления корки бурового раствора, фильтрата бурового раствора или технологической жидкости из порового пространства, в случае отсутствия притока увеличивают значение депрессии в области призабойной зоны пласта - кратковременного снижения забойного давления до значения 50% от величины Рпл.
Ниже приведен пример расчета коэффициента изменения проницаемости призабойной зоны пласта после воздействия на нее буровым раствором при проведении лабораторной оценки.
Первым шагом осуществляется сбор массива исходных данных:
- о термобарических условиях залегания продуктивного пласта, типе пластового флюида и условии моделирования при вызове притока, пример которых указан в таблице 1;
- о типе, значениях расхода, забойного давления и времени воздействия буровым раствором на модель призабойной зоны пласта, пример которых указан в таблице 2;
Затем на основе исходных данных выполняется загрузка в типовую фильтрационную установку по оценке повреждения пласта подготовленных цилиндрических образцов керна, пластового флюида, бурового раствора с последующим созданием требуемых пластовых термобарических условий (пластовое давление Рпл=25,1 МПа, давление горное давление Ргорн=43,2 МПа и пластовая температура Т=60°С). Производится стабилизация заданных параметров пластовых условий.
Далее выполняются измерения объемного расхода керосина Qнач. при условии поддержания перепада давления ΔР=0,1 МПа при длине модели 1 метр горной породы, незагрязненной буровым раствором. Измеренные данные заносят в рабочий журнал, пример которого указан в таблице 3, (перепад давления на измерительном участке составил ΔРнач.=0,020 МПа, а объемный расход керосина Qнaч.=0,330⋅10-7 м3/с).
Далее выполняют моделирование загрязнения порового пространства горной породы буровым раствором при его динамическом воздействии. Движение бурового раствора осуществляют путем его подачи на торец образца керна с созданием значения забойного давления Рзаб.=26,36 МПа, обеспечивая значение перепада давления между забойным давлением и пластовым Рзаб.-Рпл.=1,26 МПа, то есть 1,05 Рпл. при расходе Qзаб.=0,011 м3/с в течение времени воздействия t=4 часа или 14400 с.
Затем производят моделирование вызова притока и очистка призабойной зоны пласта, которое осуществляют следующим образом: со стороны призабойной зоны пласта в сторону скважины с помощью системы задания скважинных условий производится постепенное снижение величины забойного давления Рзаб. до величины 0,70 Рпл, то есть до 17,57 МПа. Процесс фильтрации углеводородного флюида через поровое пространство горной породы при этом осуществляется путем работы системы задания пластовых условий и продолжается до полного удаления корки бурового раствора, фильтрата бурового раствора или технологической жидкости из порового пространства. Процесс фильтрации выполняется до прекращения выхода загрязняющих агентов, который характеризуется стабилизацией перепада давления на измерительном участке образца горной породы, фиксируемого в процессе проведения лабораторного эксперимента, при постоянном расходе пластового флюида.
На заключительном этапе выполняют измерения объемного расхода керосина Qкон. при условии поддержания перепада давления ΔР=0,1 МПа при длине модели 1 метр горной породы, загрязненной буровым раствором. Измеренные данные заносят в рабочий журнал, пример которого указан в таблице 3, (перепад давления на измерительном участке составил ΔРнач.=0,019 МПа, а объемный расход керосина
По полученным данным с использованием зависимости (1) производится расчет коэффициента изменения проницаемости горной породы Кизмен. после воздействия бурового раствора:
Чем ниже значение коэффициента изменения проницаемости горной породы, тем меньшее загрязняющее влияние на поровое пространство горной породы оказывает исследованный буровой раствор.
Claims (16)
- Способ оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта, включающий:
- - формирование массива исходных данных, содержащего, по меньшей мере, сведения:
- об образце горной породы для лабораторного измерения проницаемости, общие сведения о стандартном цилиндрическом образце горной породы, включающие, по меньшей мере, лабораторный номер образца, его длину, диаметр, литологическое описание, фильтрационно-емкостные свойства и величину остаточной водонасыщенности, а также общие сведения об условиях залегания продуктивного пласта, включающие, по меньшей мере, наименование лицензионного участка, обозначение пласта, глубину отбора керна, величину пластового и горного давления, пластовой температуры, модель пластового флюида и его динамическую вязкость, минерализацию пластовой воды, термобарические условия залегания пласта, такие как пластовое давление Рпл., горное давление Ргорн., пластовую температуру Тпл.,
- о применяемом буровом растворе и технологической жидкости, включающие общие сведения о буровом растворе или технологической жидкости, содержащие их наименование, дату отбора со скважины или дату изготовления модели в лаборатории, место отбора/изготовления, состав, общие сведения о технологических параметрах бурового раствора или технологической жидкости, содержащие величины плотности, динамического напряжения сдвига, статического напряжения сдвига, водородного показателя, условной вязкости, пластической вязкости, фильтрации, тип пластового флюида, углеводородный газ или углеводородная жидкость,
- о параметрах бурового раствора или технологической жидкости для осуществления динамического и статического воздействия на горную породу при моделировании лабораторного воздействия, содержащие величины создаваемого перепада давления на образце горной породы, объемного расхода и времени воздействия при осуществлении динамической и статической фильтрации, тип воздействия буровым раствором или технологической жидкостью на модель призабойной зоны пласта, а именно динамическое или статическое воздействие,
- - загрузку в специальную фильтрационную установку подготовленных цилиндрических образцов керна, бурового раствора и технологической жидкости с последующей стабилизацией пластовых термобарических условий и создание с применением указанной установки модели фильтрации пластового флюида, незагрязненной буровым раствором или технологической жидкостью,
- - определение проницаемости горной породы на основе закона фильтрации Дарси до моделирования на нее воздействия бурового раствора или технологической жидкости, при этом фиксируются полученные значения перепада давления ΔРнач. и объемного расхода углеводородного флюида Qнач.,
- - моделирование воздействия на горную породу буровым раствором или технологической жидкостью с помощью создания системы скважинных условий путем их подачи на торец образца керна с созданием значений забойного давления Рзаб. и расхода Qзаб. в течение времени воздействия t, при этом при моделировании воздействия бурового раствора осуществляют динамическую, а затем статическую циркуляцию/фильтрацию по торцу образца керна со стороны скважины, а давление, создаваемое буровым раствором, поддерживают на величину не менее 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервал от 0 до 1200 м) и 5% для интервалов после 1200 м по вертикали до проектной глубины, при моделировании обработки скважины технологической жидкостью соблюдают условия закачки бурового раствора по значению давления со стороны «скважина» (Рзаб.), а минимальный объем прокачки составляет не менее 5 объемов порового пространства образца горной породы с последующей выстойкой в течение 15-24 часов, при моделировании вызова притока и очистки призабойной зоны пласта со стороны призабойной зоны пласта в сторону скважины с помощью системы задания скважинных условий производят постепенное снижение забойного давления Рзаб. из условия Рзаб.<Рпл., но не ≥0,7Рпл., а процесс фильтрации углеводородного флюида через поровое пространство горной породы продолжают до полного удаления корки бурового раствора, фильтрата бурового раствора или технологической жидкости из порового пространства, в случае отсутствия притока увеличивают значение депрессии в области призабойной зоны пласта - кратковременного снижения забойного давления до значения 50% от величины Рпл.,
- - определение проницаемости горной породы на основе закона фильтрации Дарси после моделирования на нее воздействия бурового раствора или технологической жидкости, при этом фиксируют полученные значения перепада давления ΔРкон. и объемного расхода углеводородного флюида Qкон,,
- - оценку изменения проницаемости горной породы на основании зависимости:
-
- где: Кизмен. - коэффициент изменения проницаемости горной породы после воздействия буровых растворов или технологических жидкостей относительно незагрязненного порового пространства, %;
- Qвосст. - объемный расход жидкости через керн, определенный после моделирования воздействия на него технологических жидкостей и процесса освоения, м3/с;
- Qнач. - объемный расход жидкости через незагрязненный керн, определенный до воздействия на него технологических жидкостей, м3/с;
- ΔРнач. - перепад давления на незагрязненном керне, определенный до воздействия на него технологических жидкостей, Па;
- ΔРвосст. - перепад давления на керне, определенный после моделирования воздействия на него технологических жидкостей и процесса освоения.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2807536C1 true RU2807536C1 (ru) | 2023-11-16 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2235540A (en) * | 1989-08-31 | 1991-03-06 | Applied Geomechanics Inc | Evaluating properties of porous formation |
| RU2213864C2 (ru) * | 2001-12-06 | 2003-10-10 | Закиров Сумбат Набиевич | Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважин и пластов |
| RU2224105C1 (ru) * | 2002-08-30 | 2004-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ определения восстановления проницаемости горных пород |
| RU2482271C1 (ru) * | 2011-11-18 | 2013-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2235540A (en) * | 1989-08-31 | 1991-03-06 | Applied Geomechanics Inc | Evaluating properties of porous formation |
| RU2213864C2 (ru) * | 2001-12-06 | 2003-10-10 | Закиров Сумбат Набиевич | Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважин и пластов |
| RU2224105C1 (ru) * | 2002-08-30 | 2004-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ определения восстановления проницаемости горных пород |
| RU2482271C1 (ru) * | 2011-11-18 | 2013-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Barkman et al. | Measuring water quality and predicting well impairment | |
| Nelson | An experimental study of fracture permeability in porous rock | |
| EA015598B1 (ru) | Способ испытания скважин с нулевым выделением углеводородов | |
| US9898559B2 (en) | Method for predicting changes in properties of a formation in a near-wellbore area exposed to a drilling mud | |
| Ungemach | Reinjection of cooled geothermal brines into sandstone reservoirs | |
| Sergeev et al. | Experimental research of the colloidal systems with nanoparticles influence on filtration characteristics of hydraulic fractures | |
| CN107735668A (zh) | 用于确定低渗透率材料中的非常规液体渗吸的方法 | |
| WO2010134843A1 (ru) | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения | |
| Kumar et al. | Effect of depletion rate on gas mobility and solution gas drive in heavy oil | |
| Al-Abduwani et al. | External filter cake erosion: mathematical model and experimental study | |
| McCune | On-site testing to define injection-water quality requirements | |
| Yi et al. | A comprehensive model of fluid loss in hydraulic fracturing | |
| RU2807536C1 (ru) | Способ оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта | |
| Cho et al. | Water and Oil Relative Permeability of Middle Bakken Formation: Experiments and Numerical Modeling | |
| Hendrickson et al. | Engineered Guide for Planning Acidizing Treatments Based on Specific Reservoir Characteristics | |
| Guo | Effect of Stress Build-Up around SAGD Wellbores on the Slotted Liner Performance | |
| Cense et al. | SCAL for gas reservoirs: a contribution for better experiments | |
| RU2555975C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины | |
| RU2734358C1 (ru) | Способ определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта | |
| Hofsaess et al. | 30 Years of Predicting Injectivity after Barkman & Davidson: Where are we today? | |
| Bagherzadeh et al. | A proposed systematic approach for experimental asphaltene investigation: an oil-reservoir case study | |
| RU2165017C2 (ru) | Способ определения относительной фазовой проницаемости водонефтяного пласта | |
| Bazin et al. | Acid Filtration Under Dynamic Conditions To Evaluate Gelled Acid Efficiency in Acid Fracturing | |
| RU2768341C1 (ru) | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород | |
| RU2626491C1 (ru) | Способ разработки многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами |