СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ ЗА СЧЕТ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА ОБРАЗОВАНИЯ И РОСТА ГЛИНИСТОЙ КОРКИ Российский патент 2025 года по МПК G01N15/08 E21B47/00 

Изобретение относится к петрофизическим исследованиям керна и может быть использовано для повышения достоверности интерпретации данных геофизических исследований в скважинах (ГИС).

Глинистая корка, образующаяся при фильтрации бурового раствора в пласт, во многих современных публикациях рассматривается как важный элемент моделей формирования зоны проникновения бурового раствора в пласт, являясь индикатором его проницаемости [1, 2, 3, 4].

Для сравнения были рассмотрены многофизичные модели для трех типов бурового раствора. Многофизичная модель пласта была предложена в работах [1,2]. Она учитывает основные процессы, влияющие на эволюцию прискважинной зоны: нарушение исходного равновесного состояния пласта, многофазность движения флюидов, солеперенос, изменение напряженного состояния, вызванное природными и техногенными факторами. В число параметров многофизичной модели входят характеристики пластовых флюидов, бурового раствора, геомеханические модули и в том числе такие параметры глинистой корки, как ее пористость и проницаемость. Параметры глинистой корки для них приведены в таблице 1. Профили удельного электрического сопротивления для моделей, различающихся только типом бурового раствора при прочих совпадающих параметрах МФМ, приведены на фиг.1 (Легенда - номер бурового раствора в таблице 1). Минерализация пластовой воды- 30 г/л, нефтенасыщенность пласта 75%, пористость пласта- 17%.

Таблица 1 Параметры корки для разных буровых растворов

Буровой раствор Минерализация, г/л Проницаемость корки, мД Пористость корки, % 1 Глинистый 3.9 0.003 73 2 Полимерный калиевый 70 0.0002 62 3 Полимерный натриевый 67 0.004 76

Экспериментальные исследования по изучению процесса формирования внешней корки проводились российскими авторами Димовым С.В., Кузнецовым В.В., Рудяком В.Я. и Тропиным Н.М. в 2011-2013 годах [5] в Российском научном центре компании Baker Hughes. В работе использовались искусственные образцы (засыпка высокой проницаемости), в рабочий участок снизу подавалась суспензия и измерялся перепад давления. Измерения производились дифференциальными тензодатчиками давления, точность измерения составляла 1%. Перепады давления измерялись на трех участках: между входом и сечением, отстоящим от него на 4.5 см, и между сечениями, отстоящими от входа соответственно на 4.5 и 13 см, и на 13 и 19 см. Это позволило определить изменение проницаемости по длине образца. Фильтрация осуществлялась при заданном перепаде давления, который варьировался в очень узких пределах от 1200 до 1250 Па. Изменение объемного расхода суспензии фиксировалось видеокамерой по заполнению мерных цилиндров жидкостью на выходе рабочего участка. При обработке видеосъемки заполнения мерных цилиндров определялась зависимость прокачанного объема фильтрата от времени и тем самым скорость фильтрации суспензии. Схема используемой установки показана на фиг. 2. Цифрами обозначены: 1 - рабочий участок с засыпкой шаров, 2 - измерительный мерный цилиндр, 3 - дифференциальные датчики давления, 4 - компьютер, 5 - АЦП, 6 - бак постоянного уровня с мешалкой, 7, 8 - подводящая и отводящая трубки, 9 - веб-камера.

Существенным недостатком является то, что в установке не реализован процесс циркуляции бурового раствора, перепад давления значительно ниже, чем реальный в скважинах (более 1 МПа), однако влияние скорости циркуляции фильтрующейся жидкости и величины давления на петрофизические свойства получаемой глинистой корки существенно, как показано в работе [6]. Менее существенными недостатками является - использование вебкамеры для регистрации изменения объема фильтрата, что не позволяет автоматизировать контроль измерений в режиме реального времени и оперативную обработку данных, а также отсутствие учета температурных поправок для учета влияния температуры на вязкость используемого бурового раствора.

Эксперименты с образцами горных пород с определением параметров глинистой корки проводились в 2005-2018 гг. в Новосибирском технологическом центре Baker Hughes, в Институте теплофизики [5] и в компании Шлюмберже [7, 8]. В 2013-м году Михайловым Д.Н. предложен способ прогнозирования свойств призабойной зоны пласта под воздействием бурового раствора [9]. В упомянутом способе буровой раствор прокачивается через образец керна, регистрируется динамика перепада давления на образце и расхода истекающей из образца жидкости с помощью микротомографии определяется профиль концентрации проникших в образец твердых частиц бурового раствора, создается математическая модель роста внутренней и внешней глинистой корки, результатами являются - показатель, определяющий интенсивность снижения проницаемости породы с ростом доли удержанных в поровом пространстве частиц бурового раствора, коэффициент захвата частиц, коэффициент их мобилизации, критическая скорость мобилизации частиц и эмпирический коэффициент, зависящий от структуры порового пространства и механизма захвата частиц в порах. Во время эксперимента выделяются три стадии изменения проницаемости - быстрое падение, плавное снижение проницаемости и слабые изменения. После первого эксперимента авторы повторяют его с обратной прокачкой жидкости для восстановления свойств керна [7, 8]. В процессе эксперимента реализована нестационарная фильтрация с падением давления, однако в реальной скважине осуществляется контроль давления, и оно поддерживается постоянным, поэтому для повышения достоверности прогнозирования свойств призабойной зоны пласта под воздействием бурового раствора необходимо учитывать влияние еще одного параметра (давления) на результат (либо поддерживать давление в процессе эксперимента постоянным). Также к недостаткам экспериментальных работ можно отнести то, что в нем осуществляется медленная периодическая прокачка жидкости, в то время как в скважине происходит непрерывная циркуляция бурового раствора. Изменение проницаемости глинистой корки рассчитывается математически без определения по экспериментальным данным, не проводятся повторные измерения проницаемости образца без глинистой корки с целью определения проницаемости кольматированного образца. В работе не показана возможность реализации смешанного насыщения (вода + нефть). Микротомография, используемая для определения внутренней корки (зоны кольматации) показывает достоверный результат преимущественно при работе с крупнозернистыми образцами. Все это снижает точность определения петрофизических свойств глинистой корки, а значит понижает достоверность определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора, таких как пористость, проницаемость и нефтенасыщенность при интерпретации данных ГИС с учетом многофизичной модели пласта, так как свойства глинистой корки входят в число входных параметров модели.

Ряд экспериментальных работ с различными буровыми растворами и изучением их влияния на формирование зоны проникновения были проведены Fattah K.A. и Lashin A. [10] на образцах известняка с использованием глинистого бурового раствора на водной основе различной плотности, исследовано влияние плотности раствора на свойства корки, проводилось исследование методом электронной микроскопии для изучения внутренней глинистой корки, эксперимент проводился при постоянной температуре и давлении без циркуляции раствора, однако влияние скорости циркуляции фильтрующейся жидкости на петрофизические свойства получаемой глинистой корки существенно, как показано авторами в работе [6]. Проницаемость глинистой корки определяется в результате ее сдавливания, не рассматривается зона кольматации.

В работе [11] описана методика исследования действия брейкерных систем на полимер-минеральную фильтрационную корку в условиях высокого давления на фильтр-прессе HT-HP с целью ее разрушения и восстановления кольматационных свойств зоны проникновения. Для этого проводилась серия экспериментов с использованием керамического диска для измерения изменения его фильтрационно-емкостных свойств после прохождения бурового раствора (использовался полимерный раствор на водной основе) и после разрушения корки предложенными автором методами. Корка получалась посредством использования фильтр-пресса, как и в работе Кузнецова В.В., упомянутой выше, без создания циркуляции раствора под давлением, однако влияние скорости циркуляции фильтрующейся жидкости на петрофизические свойства получаемой глинистой корки существенно, как показано авторами в работе [6].

Ряд авторов [12] проводили исследования влияния изменения фильтрационно-емкостных свойств глинистой корки последовательным введением зависимости пористости и проницаемости от разности давлений на поверхности корки и на входе в образец.

В такой модели учитывается уменьшение дифференциального давления за счет уменьшения падения давления внутри корки при ее росте:

, (1)

, (2)

где m(t) - зависящая от времени t пористость глинистой корки; k(t) - зависящая от времени t проницаемость глинистой корки; P(t) - перепад давления в глинистой корке; n - показатель сжимаемости глинистой корки; d - коэффициент пропорциональности.

Сложность применения таких моделей обусловлена тем, что в них появляются дополнительные параметры m₀, k₀, n и d, которые нужно получить по единственной экспериментальной зависимости проницаемости системы «образец-корка» от времени в процессе эксперимента. Если параметры m₀, k₀, можно оценить, исследуя кривую k(t) в начальной стадии эксперимента, то для подбора показателя n и коэффициента d необходимы численные эксперименты. Также в этой работе не представляется возможным отделить процесс роста корки под давлением от процесса седиментации, так как не реализована циркуляция бурового раствора, а также его перемешивание, препятствующее осаждению глинистых частиц. Не измеряется проницаемость кольматированного образца.

Задачей, решаемой заявленным изобретением, является:

Повышение достоверности определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора (ФЕС), таких как пористость, проницаемость и нефтенасыщенность при интерпретации данных ГИС с учетом гидродинамической обстановки в окрестности скважины.

Технический результат - повышение достоверности определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при интерпретации данных ГИС на основе многофизичной модели пласта за счет учета параметров глинистой корки, таких как пористость, проницаемость и толщина, экспериментально определенных в условиях, приближенных к пластовым.

Заявленный технический результат достигается за счет учета параметров глинистой корки, таких как пористость, проницаемость и толщина, экспериментально определенных в условиях, приближенных к пластовым (реализация моделирования движения потока бурового раствора, имитирующего процесс циркуляции в скважине и стационарного режима фильтрации - исключение влияния падения давления) и измерения проницаемости кольматированного образца после проведения эксперимента для более достоверного определения петрофизических свойств глинистой корки.

Для повышения достоверности определения фильтрационно-емкостных свойств нефтяного коллектора таких как пористость, проницаемость и нефтенасыщенность при интерпретации данных ГИС на основе многофизичной модели предлагается алгоритм учета параметров глинистой корки при построении многофизичной модели пласта по данным ГИС, ГТИ и результатам исследования керна, представленный на фиг. 3:

- проводятся экспериментальные работы по формированию глинистой корки в условиях, приближенных к пластовым, на образцах керна с фильтрационно-емкостными свойствами, характерными для исследуемого пласта, с использованием оригинального бурового раствора или аналогичного ему;

- по данным эксперимента рассчитываются пористость и проницаемость глинистой корки;

- используются полученные значения из базы данных параметров глинистой корки при интерпретации данных ГИС на основе многофизичной модели пласта.

Моделирование процесса роста и образования глинистой корки, имитирующий условия бурения скважин, осуществляется с помощью доработанной установки для имитации процесса фильтрации бурового раствора с возможностью изменять такие параметры как давление и расход фильтрующейся жидкости [6]. В результате лабораторного эксперимента получается глинистая корка, в процессе измерений фиксируется изменение веса фильтрующейся жидкости, из которого рассчитывается проницаемость системы «образец - глинистая корка» и проницаемость корки. По окончанию эксперимента измеряется плотность корки и ее толщина, затем из плотности рассчитывается ее пористость. На фиг. 4 представлена схема установки для исследования процесса образования глинистой корки на образцах горных пород. Установка для исследования процесса образования глинистой корки включает в себя камеру, где циркулирует раствор 10; фланец 11; образец 12; резиновую манжету 13; корпус 14; проставка 15; капилляр, по которому проходит фильтрат 16; стакан 17; весы 18; циркуляционный насос 19; система трубопроводов 20; манометр 21; измерительная ячейка 22; регуляторы давления 23, 24; пневмостанция 25; датчик измерения скорости циркуляции 26; датчик измерения температуры 27.

Циркуляция фильтрующейся жидкости в системе обеспечивается за счет циркуляционного насоса. Поддержание давления в системе осуществляется с пользованием пневмостанции и регуляторов давления. Для измерения удельного электрического сопротивления используется LCR метр, требуемая погрешность измерений не более 2%. Для измерения веса образца и полученной глинистой корки используются весы 1 специального класса точности, погрешность 0.0001 г. Для измерения длины и диаметра образца, а также толщины образованной глинистой корки используется штангенциркуль (точность 0.1 мм). Для измерения скорости циркуляции, давления и температуры используются датчики, подключаемые к ПК с помощью платы Arduino Nano.

Запуск измерений, передача и визуализация экспериментальных данных осуществляется с помощью аппаратурно-программного комплекса, разработанного на основе пакета виртуального приборостроения Lab View фирмы National Instruments. Разработанный виртуальный прибор позволяет регистрировать, визуализировать и сохранять на ПК данные в процессе эксперимента автоматически без непосредственного участия экспериментатора. Измерительная часть построена с использованием микроконтроллера Arduino Nano со встроенным 8-канальным АЦП. Через COM Port к ПК подключаются весы. Расход фильтрующейся жидкости рассчитывается из числа оборотов датчика.

Порядок работы установки для моделирования процесса образования и роста глинистой корки:

1. Подготовка исследуемого образца. Проверка правильности геометрической формы керна. Его стороны должны быть перпендикулярны с точностью 0,05 мм на диаметр. Если точность не соблюдена, проводится шлифовка торцов образца на плоскошлифовальном станке. Керн насыщается раствором NaCl, моделирующим пластовую воду минерализацией 30 г/л. Образцы насыщаются под вакуумом (10-3 мм.рт.ст.) согласно ГОСТ 24594, для малопористых образцов проводится донасыщение образцов на установке под давлением до 50 атмосфер. Измеряется вес образца, его геометрические размеры и удельное электрическое сопротивление.

2. Образец помещается в резиновую манжету для герметизации боковой поверхности. Камера, в которой расположена манжета с образцом, соединяется с системой трубопроводов, подается обжимное давление 6 атмосфер.

3. Подготовка к измерению проницаемости чистого образца (без глинистых частиц) по воде. Система трубопроводов заполняется раствором NaCl с минерализацией 30 г/л, моделирующим пластовую воду, поддерживается давление (от 2 до 4.5 атмосфер) в системе циркуляции бурового раствора и скорость потока фильтрующейся жидкости (от 10 до 40 мл/с. Все датчики подключаются к ПК через плату Arduino Nano. На ПК задается частота проведения измерений (1 с), создается выходной файл для экспериментальных данных и запускается начало измерений.

4. Измерение проницаемости чистого образца (без глинистых частиц). Расход фильтрующейся через образец жидкости измеряется с частотой 1 с для определения проницаемости чистого (без глинистых частиц) образца по воде. Когда в стакане, расположенном на весах с точностью не менее 0.005 г., собирается более 5 г (экспериментальным путем установлено, что такого объема достаточно для корректного определения проницаемости образца), измерения останавливаются, данные автоматически сохраняются в выбранном выходном файле на ПК, прекращается подача давления в циркуляционную систему, останавливается процесс циркуляции.

5. Подготовка к проведению лабораторного эксперимента с буровым раствором. Циркулировавшая на предыдущем этапе жидкость сливается, система заполняется буровым раствором. Затем вновь подается давление (от 2 до 4.5 атмосфер), задается скорость циркуляции бурового раствора (от 10 до 40 мл/с), создается новый файл для выходных экспериментальных данных на ПК, выбирается частота измерений (первые полчаса 1 с, далее 10-20 с) и выполняются измерения.

6. Измерение проницаемости глинистой корки. Непрерывное измерение расхода фильтрующейся через образец жидкости для определения проницаемости системы «образец - глинистая корка». В процессе эксперимента в образце образуется зона кольматации и глинистая корка. Эксперимент завершается после стабилизации скорости потока фильтрата бурового раствора или УЭС фильтрата (экспериментально установлено, что необходимое время проведения эксперимента 3-4 часа).

7. После завершения эксперимента процесс циркуляции останавливается, прекращается подача бурового раствора в циркуляционную систему, сливается фильтровавшаяся в системе жидкость, образец извлекается из камеры. После завершения работ с использованием бурового раствора система трубопроводов промывается от осевших на стенках глинистых частиц.

8. Измеряется суммарный вес образца и корки. Корка счищается, измеряется вес и толщина образованной корки. Измеряется вес образца и его УЭС. Корка высушивается, после чего повторно измеряется ее вес.

9. На третьем этапе эксперимента определяется проницаемость кольматированного образца. Для этого вновь проводится эксперимент с фильтрацией раствора NaCl с минерализацией 30 г/л.

В процессе эксперимента регистрируются следующие параметры:

• Давление в системе циркуляции бурового раствора;

• Скорость потока бурового раствора;

• Вес фильтрата бурового раствора;

В процессе эксперимента определяются:

1. Изменение веса фильтрующейся жидкости;

2. УЭС фильтрата бурового раствора на выходе из образца;

После окончания эксперимента измеряются:

1. Итоговая толщина глинистой корки;

2. Вес глинистой корки.

3. Изменение УЭС образца и его веса.

Установка позволяет проводить повторные измерения с целью определения наличия зоны кольматации, тестировать различные буровые растворы на их кольматирующие свойства, а также получать параметры глинистой корки, которые могут быть в дальнейшем использованы при интерпретации данных геофизических исследований с учетом гидродинамической обстановки в окрестности скважины с помощью программного комплекса GEHM, разработанного ранее в ИНГГ СО РАН [13-16], что позволяет повысить достоверность определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Обработка экспериментальных данных:

1. Осуществляется оценка качества данных эксперимента. Удаляются некорректные данные измерения веса фильтрующейся жидкости, связанные с ошибками в передаче данных с весов на компьютер (ПК), а также корректировками значений давления и скорости циркуляции в начале эксперимента.

2. Рассчитывается зависимость вязкости фильтрующейся жидкости от температуры в системе, которая повышается в ходе эксперимента, по формуле:

(3)

где t - температура в °C [17]

3. Проницаемость системы «образец + глинистая корка» рассчитывается по закону Дарси [18]. Вес фильтрата бурового раствора пересчитывается в количество воды Q, фильтрующейся через образец в единицу времени, F - площадь сечения, - разность давлений на входе и выходе из образца, L - длина образца с коркой, - вязкость фильтрата бурового раствора.

Q = kF (4)

4. Плотность глинистой корки рассчитывается, исходя из ее толщины, веса и диаметра образца по известной формуле ρ = m/V, где m - вес корки, V - ее объем. Предполагается, что корка однородна по своим свойствам (пористости и проницаемости) по толщине.

5. Пористость глинистой корки рассчитывается, исходя из ее плотности при известной средней плотности глинистых частиц в растворе:

Kп =, (5)

где ρ_ck = средняя плотность твердых частиц в растворе, ρ_w =997 кг/м³ - средняя плотность воды при 20-27°С [19]. Для корректного расчета определяется минеральный состав бурового раствора и плотности твердых частиц.

6. Проницаемость глинистой корки рассчитывается, исходя из проницаемости системы «образец - корка» из условия аддитивности фильтрационного сопротивления:

Hкрс/Kпрс = Hпрк/Kпрк +Hпро/Кпро, (6)

где Kпрс - коэффициент проницаемости системы «образец - глинистая корка», Kпрк - коэффициент проницаемости глинистой корки, Kпро - коэффициент проницаемости кольматированного образца, Hкрс - длина образца плюс толщина корки, Hпрк - толщина корки, Hпро - длина образца [20, 21]. Рассматривается случай быстрого образования зоны кольматации в начале процесса фильтрации.

7. Изменение толщины корки во времени рассчитывается по изменению проницаемости корки во времени, а также значениям толщины глинистой корки и ее проницаемости в конце эксперимента (Кк/h = d Кк/dh).

8. Относительная погрешность определения коэффициента проницаемости глинистой корки складывается из погрешностей измеренных величин следующим образом [22]:

(7)

В результате лабораторного эксперимента и выполненных расчетов определяются проницаемость, пористость и толщина глинистой корки и их изменение в процессе эксперимента.

Полученные параметры глинистой корки приведены в таблице 2. Параметры используемых буровых растворов приведены в таблице 3. Работы проводились при давлении от 2 до 4.5 атмосфер, расходе фильтрующейся жидкости от 10 до 40 мл/с. Время проведения эксперимента с фильтрацией бурового раствора составило от 2 часов до 2 суток. Использованы образцы керна длиной от 35 до 47 мм, диаметром 29-30 мм, проницаемостью 0.2-100 мД (преимущественно 2-10 мД) и пористостью 8-21% (преимущественно 12-15%).

Экспериментальная установка была использована для выполнения работ с ПАО «Татнефть» в рамках договора № «0290/2021/6458» на выполнение НИОКР «Разработка методики интерпретации геолого-промысловых данных скважины на основе динамических моделей эволюции свойств коллектора при вскрытии его бурением», а также для создания базы База параметров глинистой корки, определенных экспериментально в ИНГГ СО РАН на коллекции керна с низкими фильтрационными свойствами с Тевлинско-Русскинского месторождения [23].

Таблица 2 Параметры глинистой корки, полученные в результате лабораторных измерений на образцах пород, для трех типов бурового раствора

№ обр. Тип бурового раствора Кпр по воде до экспер., мД Кпр по воде после экспер., мД Толщина корки, мм Проницаемость корки, мД Пористость корки, % 6238-3 Глинистый 8,62 2,75 2,3 0,003 73 6281-4 Глинистый 4,77 1,51 2,3 0,08 83 6254-3 Глинистый 1,35 0,47 2,1 0,01 74 6276-1 Биополимер-карбонатный KCl 5,66 0,34 0,7 0,00005 62 6288-3 Биополимер-карбонатный KCl 18,07 0,41 0,7 0,0002 76 6225-1 Полимер-карбонатный NaCl 0,10 0,03 3,7 0,004 95 6201-7 Полимер-карбонатный NaCl 0,51 0,12 2,8 0,001 96

Таблица 3 Параметры использованных в эксперименте буровых растворов

Буровой раствор Глинистый Биополимерный ингибированный карбонатный калиевый Биополимерный ингибированный карбонатный натриевый Минерализация, г/л 3,9 70 67 УЭС, Ом·м 1,33 0,5 0,5 Плотность, г/см³ 1,11 1,2 1,15 Минеральный состав твердой фазы монтмориллонит мраморная крошка мраморная крошка Кинематическая вязкость, мм²/с 1,13 1,2 1,2

Для работ на Тевлинско-Русскинском месторождении в скважине 134 был использован полимер-глинисто-карбонатный калиевый буровой раствор с УЭС 0.48 Ом⋅м, в скважине 133 глинистый буровой раствор с УЭС 0.2 Ом⋅м, а в скважине Русскинского месторождения глинистый буровой раствор с УЭС 2 Ом⋅м.

После проведения экспериментальных работ была проведена интерпретация данных ГИС с Тевлинско-Русскинского и Русскинского месторождений с учетом параметров глинистой корки, полученных в их результате: для скважины 133 Тевлинско-Русскинского месторождения и скважины 1 Русскинского месторождения проницаемость глинистой корки 3⋅10-3 мД, пористость - 73%, для скважины 134 Тевлинско-Русскинского месторождения проницаемость глинистой корки 2⋅10^-4 мД, пористость - 62%. Полученные ФЕС представлены на фиг. 5 (Коэффициент пористости, рассчитанный с учетом и без учета экспериментально определенных параметров глинистой корки, а также по результатам стандартной интерпретации данных (РИГИС)) и на фиг. 6 (Коэффициент нефтенасыщенности, рассчитанный с учетом и без учета экспериментально определенных параметров глинистой корки, а также по результатам стандартной интерпретации данных (РИГИС)) и в таблице 4.

Таблица 4 Фильтрационно-емкостные свойства коллектора ЮС₂

Скважина Кп, определенный без учета экспериментально полученных параметров, % Кп с учетом, % Кп по данным РИГИС, % Кн, определенный без учета экспериментально определенных параметров, % Кн с учетом, % Кн по данным РИГИС, % 134 (Тевлинско-Русскинское месторождение) 17 ± 1 16 ± 1 16,57 ± 0.01 75 ± 2 64 ± 2 61.5 ± 0.1 133 (Тевлинско-Русскинское месторождение) 19 ± 1 20 ± 1 19.8 ± 0.01 75 ± 2 78 ± 2 76 ± 0.1 1 (Русскинское месторождение) 17 ± 1 19 ± 1 19.3 ± 0.1 90 ± 2 93 ± 2 92.4 ± 0.1

Интерпретация данных ГИС без учета экспериментальных параметров глинистой корки приводит к занижению на 3-5% значения нефтенасыщенности для глинистого бурового раствора и завышению на 8% значения нефтенасыщенности для полимер-карбонатного бурового раствора. Значение пористости занижено на 1-2% для глинистого бурового раствора и завышено на 1% для полимер-карбонатного бурового раствора. Полученные в результате интерпретации данных ГИС с учетом экспериментально определенных параметров глинистой корки соответствуют полученных по результатам РИГИС с точностью до погрешности в 1% для пористости 2% для нефтенасыщенности.

Методика проведения лабораторного эксперимента по формированию глинистой корки также может быть использована для определения кольматационных свойств бурового раствора. Можно провести эксперимент с использованием необходимого для дальнейших работ бурового раствора и керна, соответствующего скважинам, где он будет использован. Будут получены параметры глинистой корки (пористость, проницаемость и толщина), соответствующей выбранному раствору, а также установлена контрастность зоны кольматации по сравнению с неизмененной частью пласта. Это поможет в выборе оптимального типа бурового раствора для дальнейших работ на месторождении.

Литература

1. Кашеваров А.А., Ельцов И.Н., Эпов М.И. (2003) Гидродинамическая модель формирования зоны проникновения при бурении скважин. ПМТФ. Т. 44, № 6. С. 148-157.

2. Ельцов И.Н., Нестерова Г.В., Кашеваров А.А. (2012) Моделирование зоны проникновения при использовании буровых растворов на водной и нефтяной основе. ПМТФ. Т. 53, № 4. С. 97-104.

3. Torres-Verdín C, Alpak F.O., Habashy T.M. (2006) Petrophysical inversion of borehole array-induction logs: Part II. Field data examples. Geophysics. Tulsa: SEG, 2006. Vol. 71. № 5. P. G261-G268.

4. Schroeder, C. D., Torres-Verdín, C. (2022) Mud-filtrate invasion in laminated and spatially heterogeneous rocks: high-resolution in-situ visualization and analysis using time-lapse X-ray microcomputed tomography (micro-CT): Petrophysics. V. 63. no. 5. Pp. 614-641.

5. Димов C.В., Кузнецов В.В., Рудяк В.Я., Тропин Н.М. (2012). Экспериментальное изучение фильтрации микросуспензии в высокопроницаемой пористой среде. Изв. РАН (№ 2). МЖГ. 47-56.

6. Евменова Д.М., Голиков Н.А., Ельцов И.Н. (2023). Экспериментальное исследование образования глинистой корки на образцах песчаника с низкой проницаемостью. Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых, (№ 5), 47-54.

7. Михайлов Д.Н., Рыжиков Н.И., Шако В.В. (2015). Экспериментальное исследование процесса переноса и накопления суспензии твердых частиц и взвеси глины в образцах горных пород. Механика жидкости и газа (№ 5) - 107-122.

8. Михайлов Д.Н. Рыжиков Н.И., Бурухин А.А., Жвик В.В., Габова А.В. (2017). Способ количественного анализа распределения твердых частиц загрязнителя, проникших в пористую среду при фильтрации. Патент на изобретение. Правообладатели: Шлюмберже, Текнолоджи Б.В. - № 2613903 от 21.03.2017.

9. Бурухин А.А., Жарникова А.В., Рыжиков Н.И., Михайлов Д.Н. (2013). Способ определения распределения и профиля загрязнителя в пористой среде. Патент на изобретение. Правообладатели: Шлюмберже, Текнолоджи Б.В. - №2486495 от 27.06.2013.

10. Fattah K.A., Lashin A. Investigation of mud density and weighting materials effect on drilling fluid filter cake properties and formation damage // Journal of African earth sciences. - №117 - 2016 - pp. 346-357.

11. Петров А.А., Николаев Н.И. (2021). Результаты исследования влияния жидкостей-разрушителей на полимерминеральную фильтрационную корку. Недропользование (№ 21). Пермский национальный исследовательский политехнический университет. 58-63.

12. Jaffal A., Mohtar C.S., Gray K.E. (2017). Modeling of filtration and mudcake buildup: An experimental investigation. Journal of natural gas science and engineering (№ 38). 1-11.

13. Ельцов И.Н., Назарова Л.А., Назаров Л.А., Нестерова Г.В., Соболев А.Ю., Эпов М.И. (2014) Скважинная геоэлектрика нефтегазовых пластов, разбуриваемых на репрессии давления в неравнокомпонентном поле напряжений. Геология и геофизика. (Т. 55, № 5-6). 978-990.

14. Назаров Л.А., Назарова Л.А., Ельцов И.Н., Нестерова Г.В. (2018). GEHM2D: Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2018613634, дата регистрации программы 21.03.2018 г.

15. Нестерова Г.В., Ельцов И.Н., Киндюк В.А., Назаров Л.А., Назарова Л.А. (2014) Моделирование гидродинамических процессов в напряженно-деформированной прискважинной зоне и геофизические приложения. Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы 2014. Сборник статей. Изд-во EAGE.327-344.

16. Нестерова Г.В., Ельцов И.Н., Назарова Л.А., Назаров Л.А., Соболев А.Ю., Суродина И.В., Черняк Н.М. (2021). ATLAS MPhMR: Свидетельство о государственной регистрации базы данных №2021621410. Дата регистрации: 29.06.2021.

17. Гидростатика: сб. задач. Составители: О.В. Акимов, Ю.М. Акимова. - 3-е изд., перераб. (2018). Хабаровск: ДВГУПС.

18. Darcy H. (1856) Les fontaines publiques de la ville de Dijon: exposition et application des principes à suivre et des formules à employer dans les questions de distribution d'eau. Paris: V. Dalmont.

19. Таблицы стандартных справочных данных. Вода. Плотность при атмосферном давлении и температурах от 0 до 100 0С (1978). Москва: Издательство стандартов.

20. Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р. Д. (2008). Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат.

21. Бжицких Т.Г., Санду С.Ф., Пулькина Н.Э. (2008). Определение физических и фильтрационно-емкостных свойств горных пород. Томск: Издательство Томского политехнического университета.

22. Белоножко Д.Ф. (2014) Численные методы в задачах. Ярославль, ЯРГУ.

23. Голиков Н.А., Ельцов И.Н., Нестерова Г.В., Евменова Д.М. (2023) База параметров глинистой корки, определенных экспериментально в ИНГГ СО РАН. Свидетельство о государственной регистрации базы данных №2023624864 от 21.12.2023 г.

Изобретение относится к петрофизическим исследованиям керна и может быть использовано для повышения достоверности интерпретации данных геофизических исследований в скважинах (ГИС). Способ определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора включает проведение экспериментальных работ по формированию глинистой корки в условиях, приближенных к пластовым, на образцах керна с фильтрационно-емкостными свойствами, характерными для исследуемого пласта, с использованием оригинального бурового раствора или аналогичного ему, с использованием установки, имитирующей условия бурения скважин, в частности постоянную циркуляцию бурового раствора; перепад давления, характерный для исследуемой скважины; измерение температуры, что позволяет учесть ее влияние на вязкость фильтруемой жидкости, расчёт пористости и проницаемости глинистой корки, использование полученных петрофизических характеристик для определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора и исследования кольматирующих свойств бурового раствора при интерпретации данных геофизических исследований в скважинах на основе многофизичной модели пласта. При этом при расчете проницаемости глинистой корки учитывается экспериментально измеренная проницаемость кольматированного образца. Техническим результатом является повышение достоверности определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора. 6 ил., 4 табл.

Способ определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора, включающий в себя проведение экспериментальных работ по формированию глинистой корки в условиях, приближенных к пластовым, на образцах керна с фильтрационно-емкостными свойствами, характерными для исследуемого пласта, с использованием оригинального бурового раствора или аналогичного ему, с использованием установки, имитирующей условия бурения скважин, в частности постоянную циркуляцию бурового раствора; перепад давления, характерный для исследуемой скважины; измерение температуры, что позволяет учесть ее влияние на вязкость фильтруемой жидкости, расчёт пористости и проницаемости глинистой корки, использование полученных петрофизических характеристик для определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора и исследования кольматирующих свойств бурового раствора при интерпретации данных геофизических исследований в скважинах на основе многофизичной модели пласта, отличающийся тем, что при расчете проницаемости глинистой корки учитывается экспериментально измеренная проницаемость кольматированного образца.