Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя



Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя

 


Владельцы патента RU 2580177:

Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL)

Использование: для неразрушающего анализа образцов пористых материалов. Сущность изобретения заключается в том, что производят начальное насыщение образца пористой среды электропроводящей жидкостью, или совместно электропроводящей жидкостью и неэлектропроводящим флюидом, или только неэлектропроводящим флюидом, затем осуществляют первое измерение удельного электрического сопротивления в различных местах вдоль длины образца пористой среды и проводят фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды, в процессе или после проведения фильтрационного эксперимента осуществляют второе измерение удельного электрического сопротивления в тех же местах образца, в которых осуществляли первое измерение, на основе измерений рассчитывают профиль насыщенности породы фильтратом и профиль отношения измененной пористости к начальной пористости. Технический результат: обеспечение возможности определения профиля низменных свойств в образце пористой среды после воздействия загрязнителя на основе изменения электрического удельного сопротивления. 1 н. и 18 з.п. ф-лы. 3 ил.

 

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности, оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефте/газосодержащих пластов из-за проникновения в нее компонентов бурового раствора.

Проблема повреждения околоскважинной зоны пласта под воздействием проникших компонент бурового раствора (или промывочной жидкости) является очень важной, особенно для длинных горизонтальных скважин, т.к. заканчивание большинства из них производится в необсаженном состоянии, т.е. без цементированной и перфорированной эксплуатационной колонны.

Буровые растворы представляют собой сложные смеси полимеров, частиц (размером от сотен микрометров до менее одного микрона), глин и других добавок, содержащихся в "несущей" жидкости - "основе" бурового раствора, в качестве которой может выступать вода, нефть или какая-либо синтетическая жидкость.

В процессе бурения под воздействием избыточного давления фильтрат бурового раствора, а также содержащиеся в нем мелкие частицы, полимеры и иные компоненты проникают в пласт и вызывают значительное снижение пористости и проницаемости породы. Формируется сложная структура околоскважинной зоны пласта, где, как правило, выделяется внешняя фильтрационная корка (образующаяся на стенке скважины и состоящая из отфильтрованных твердых частиц), зона кольматации (внутренняя фильтрационная корка) и зона проникновения фильтрата.

Во время технологической процедуры очистки скважины (путем постепенного вывода на добычу) внешняя фильтрационная корка разрушается, а проникшие компоненты бурового раствора частично вымываются из околоскважинной зоны, и ее проницаемость и пористость частично восстанавливаются. Тем не менее, часть компонентов остается необратимо удержанной в поровом пространстве породы (адсорбция на поверхности пор, захват в поровых сужениях и т.д.), что приводит к существенному различию между исходной проницаемостью и проницаемостью, восстановленной после проведения технологической процедуры очистки (обычно восстановленная проницаемость не превышает 50-70% от начальной).

Общепринятым лабораторным методом проверки качества бурового раствора является фильтрационный эксперимент по его воздействию на образец керна с последующей обратной прокачкой (т.е. вытеснение проникшего бурового раствора исходной пластовой жидкостью), в ходе которого замеряется динамика ухудшения/восстановления проницаемости как функция от количества закачанных поровых объемов флюидов (буровой раствор или пластовая жидкость).

Общепринятый лабораторный метод позволяет измерить только интегральную проницаемость образца керна, изменение которой обусловлено динамикой роста/разрушения внешней фильтрационной корки на торце керна и накоплением/выносом компонент бурового раствора в породе.

Однако известно, что данных фильтрационного эксперимента не достаточно для определения параметров, характеризующих динамику накопления в поровом пространстве фильтрируемой примеси, и параметров зоны кольматации. Требуется привлечение дополнительной информации.

Кроме того, профиль поврежденной пористости и проницаемости вдоль образца керна (вдоль оси фильтрации) после воздействия бурового раствора, а также профиль "восстановленной" пористости и проницаемости после обратной прокачки представляют собой важную информацию для понимания механизма повреждения пласта и выбора соответствующего метода повышения коэффициента продуктивности скважины (минимизации повреждения околоскважинной зоны пласта).

Для определения этого параметра требуется привлечение дополнительных методов.

В патентах США №4,540,882, а также №5,027,379 заявляются методы определения глубины проникновения бурового раствора при помощи рентгеновской компьютерной томографии керна с добавлением контрастного агента в основу бурого раствора ("несущую жидкость"). Но использование контрастного агента, растворимого в "несущей жидкости", не позволяет оценить глубину проникновения слабо-контрастных добавок, содержащихся в буровом растворе, поскольку глубина проникновения фильтрата бурового раствора и большинства используемых добавок (твердые частицы, полимеры, глины) в общем случае различна.

В патенте США 5,253,719 предлагается метод диагностирования механизмов повреждения пласта путем анализа радиально ориентированных образцов керна, отобранных из скважины. Образцы керна анализируются с помощью набора различных аналитических методов для определения типа и степени повреждения пласта, а также глубины зоны повреждения. Среди аналитических методов перечисляется рентгеноструктурный анализ (XRD), локальный рентгеноспектральный анализ, сканирующая электронная микроскопия (SEM), электронная микроскопия обратного рассеяния, петрографический анализ, оптическая микроскопия.

Однако данный метод связан с разрушением образцов и проведением достаточно длительных исследований.

С целью получения информации о динамике изменения проницаемости вдоль образца пористой среды в процессе воздействия бурового раствора или в процессе закачки иного загрязнителя на кернодержателе устанавливаются дополнительные отводы для измерения перепада давления (Longeron D.G., Argillier J., Audibert A. An integrated experimental approach for evaluating formation damage due to drilling and completion fluids. 1995. SPE 30089; Jiao D., Sharma M.M. Formation damage due to static and dynamic filtration of water-based muds. 1992. SPE 23823).

В патенте США 7,099,811 предлагается использование экспериментальной установки с длинным кернодержателем (до 40 см) и множественными отводами для измерения давления с целью мониторинга динамики профиля поврежденной и восстановленной проницаемости вдоль образца керна. Измеренные в ходе лабораторных фильтрационных экспериментов профили проницаемости являются частью входных параметров для гидродинамического симулятора, который учитывает распределение проницаемости в околоскважинной зоне пласта используя цилиндрическую сетку с очень мелкими ячейками (порядка нескольких миллиметров) вокруг скважины.

Однако в случае достаточно высокой интенсивности захвата частиц, что характерно при фильтрации буровых растворов через керн, регистрация профиля проницаемости с помощью замера перепада давления на нескольких различных частях образца пористой среды затруднена. Во-первых, при таком способе практически невозможно разделить влияние внешней фильтрационной корки и зоны кольматации на проницаемость приторцевой области образца (торца, на который осуществляется воздействие бурового раствора или иной жидкости). Во-вторых, наличие узкой, низко проницаемой зоны кольматации требует очень близкого (порядка нескольких миллиметров) расположения отводов для замера перепада давления, что, в свою очередь, накладывает жесткое ограничение на диаметр отводных трубок.

Кроме того, изменение перепада давления вдоль керна связано с влиянием двух механизмов - изменение относительной фазовой проницаемости основной фазы (нефть, газ) из-за наличия фильтрата и изменение абсолютной проницаемости из-за блокировки части пор компонентами загрязнителя. Вклад отдельных механизмов в падение ("повреждение") проницаемости представляет собой важную информацию, но разделить влияние указанных механизмов без привлечения дополнительных измерений, как правило, невозможно.

В патенте РФ 2525093 описан способ определения изменения свойств призабойной зоны пласта (пористость и проницаемость, насыщенность) под воздействием бурового раствора, реализуемый с помощью комбинирования математического моделирования и лабораторных фильтрационных экспериментов на образце керна, причем для однозначного определения параметров зоны кольматации и получения профилей пористости и проницаемости предлагается использовать профиль объемной концентрации проникших в керн частиц бурового раствора. Для получения профиля объемной концентрации проникших частиц в данном патенте предлагается использовать данные рентгеновской компьютерной микротомографии керна, выполняемой после фильтрационного эксперимента. Однако данный способ не применим к слабоконтрастным компонентам. Кроме того, для точного определения профиля объемной концентрации проникших частиц требуется проведение рентгеновской компьютерной микротомографии керна с разрешением не менее 2 до 3 мкм на воксель (воксель - минимальный элемент трехмерного изображения квадратной формы), что накладывает жесткое ограничение на максимальный размер сканируемой области и приводит к большим временным затратам на сканирование и обработку полученных данных.

Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении возможности определения профиля измененных свойств (пористость, насыщенность электропроводящей жидкости) в образце пористой среды после воздействия загрязнителя на основе измерения электрического удельного сопротивления в различных частях данного образца пористой среды в ходе фильтрационного эксперимента по воздействию загрязнителя.

В соответствии с предлагаемым способом определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя производят начальное насыщение образца пористой среды электропроводящей жидкостью, или совместно электропроводящей жидкостью и неэлектропроводящим флюидом, или только неэлектропроводящим флюидом. Затем осуществляют первое измерение удельного электрического сопротивления по меньшей мере в двух местах вдоль длины образца пористой среды и проводят фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды. В процессе или после проведения фильтрационного эксперимента осуществляют второе измерение удельного электрического сопротивления в тех же местах образца, в которых осуществляли первое измерение. Определяют профиль насыщенности породы фильтратом Sf по формуле

,

где Sw_0 - коэффициент насыщения электропроводящей жидкостью, Rf - электрическое сопротивление фильтрата загрязнителя, Rw - электрическое сопротивление электропроводящей жидкости,

R t 0 - электрическое сопротивление различных частей образца до начала фильтрационного эксперимента, Rt - текущее электрическое удельное сопротивление различных частей образца в ходе фильтрационного эксперимента. Профиль измененной пористости определяют по формуле

,

где ϕ0 - начальная пористость образца пористой среды, ϕd - измененная ("поврежденная") пористость образца пористой среды, Rf - электрическое сопротивление фильтрата загрязнителя, Rw - электрическое сопротивление электропроводящей жидкости,

R t 0 - электрическое сопротивление различных частей образца до начала фильтрационного эксперимента, Rt - текущее электрическое сопротивление тех же частей образца в ходе фильтрационного эксперимента, Soil_res - величина остаточного насыщения непроводящим флюидом, m и n - эмпирические величины для данного типа пористой среды.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения предварительно измеряют электрическое сопротивление электропроводящей жидкости.

Эмпирические величины m и n для данного типа пористой среды могут быть определены из справочника или на основе статистического анализа результатов лабораторных измерений.

Величина остаточного насыщения непроводящей фазой представляет собой известное типичное значение для данного типа пористой среды или ее определяют путем проведения отдельного лабораторного эксперимента по вытеснению непроводящей фазы из аналогичного образца пористой среды электропроводящей жидкостью.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения дополнительно в ходе фильтрационного эксперимента по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды на различных частях образца непрерывно измеряют перепад давления и регистрируют расход закачиваемого в образец загрязнителя. На основе зарегистрированного перепада давления и расхода загрязнителя рассчитывают профиль проницаемости.

На основе профиля измененной пористости дополнительно может быть определен профиль объемной концентрации проникших компонент загрязнителя. Полученный профиль объемной концентрации проникших компонент загрязнителя и динамику проницаемости используют для определения параметров зоны кольматации и расчета изменения свойств призабойной зоны пласта.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения до проведения фильтрационного эксперимента измеряют начальную пористость образца пористой среды и, используя измеренное начальное электрическое сопротивление R t 0 , корректируют эмпирический показатель m.

Образец пористой среды может представлять собой керн горной породы, при этом в качестве загрязнителя используют буровой раствор, а начальное насыщение керна осуществляют нефтью и водой согласно пластовым условиям.

В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения для измерения электрического удельного сопротивления образец пористой среды помещают в кернодержатель установки для проведения фильтрационного эксперимента, кернодержатель снабжен по меньшей мере двумя электродами, располагаемыми вдоль образца, после осуществления первого измерения электрического удельного сопротивления в различных частях образца определяют профиль начальной пористости образца по формуле

,

где φ 0 m - начальная пористость образца пористой среды, a, m и n - эмпирические величины для данного типа пористой среды, R t 0 - электрическое удельное сопротивление в различных частях образца до начала фильтрационного эксперимента, Rw - электрическое удельное сопротивление электропроводящей жидкости, S w n - коэффициент насыщения пористой среды электропроводящей жидкостью. При этом второе измерение электрического удельного сопротивления в тех же частях образца, в которых осуществляли первое измерение, осуществляют непрерывно в процессе проведения фильтрационного эксперимента, после чего рассчитывают профиль поврежденной пористости по формуле:

.

Эмпирические величины a, m и n для данного типа пористой среды определяют из справочника или на основе статистического анализа результатов лабораторных измерений.

Величину остаточного насыщения непроводящей фазой определяют по данным динамики удельного электросопротивления R t * на части образца R t * , промытой фильтратом в ходе проведения фильтрационного эксперимента:

.

Образец пористой среды может представлять собой керн горной породы, при этом в качестве загрязнителя используют буровой раствор, а начальное насыщение керна осуществляют нефтью и водой согласно пластовым условиям.

После проведения фильтрационного эксперимента по воздействию раствора загрязнителя на образец пористой среды через данный образец может быть дополнительно прокачен жидкость или газ, при этом закачку осуществляют с торца, противоположного торцу, с которого осуществлялась закачка раствора загрязнителя.

На основе профиля объемной концентрации проникших компонент загрязнителя может быть рассчитана объемная доля σfc, занимаемая упаковкой частиц загрязнителя:

,

где ϕfc - собственная пористость упаковки частиц загрязнителя, определяемая в отдельном эксперименте.

Изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена схема кернодержателя для замера перепада давления и электросопротивления в нескольких частях керна, на фиг. 2 показана динамика изменения нормированного удельного электросопротивления двух последовательно расположенных участков керна в ходе закачки раствора бентонитовой глины концентрации 10 г/л в водном раствора поваренной соли NaCl, на фиг. 3 показана иллюстративная схема альтернативного способа измерения профиля электросопротивления вдоль керна, при которой образец пористой среды (керн) до и после проведения фильтрационного эксперимента помещается в специальное устройство, содержащее многочисленные электроды.

В соответствии с изобретением на основе изменения удельного электросопротивления определяют изменение пористости и насыщенности пористой среды электропроводящей жидкостью.

Закон, связывающий удельное электрическое сопротивление с пористостью и насыщенностью пористой среды, имеет следующий вид:

,

где Rt - электрическое удельное сопротивление образца пористой среды, насыщенного электропроводящей жидкостью и непроводящим флюидом; Rw - электрическое удельное сопротивление электропроводящей жидкости, насыщающей образец пористой среды (обычно - вода); ϕ - пористость образца пористой среды; Sw - коэффициент насыщения пористой среды электропроводящей жидкостью (обычно - коэффициент водонасыщения); a, m и n - эмпирические величины, являющиеся константами для данного типа пористой среды (например, образца горной породы).

В случае глинистых пород, а также для учета влияния термобарических условий в закон (1) вводятся различные поправки, см. например Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М.: Недра, 1978, Глава 2, с. 64-67; Log interpretation principles/applications by Schlumberger. 1989, Глава 2, с. 2-8, 2-9.

Однако проникновение в пористую среду твердых компонент загрязнителя (различного рода суспензий, бурового раствора и т.д.) обычно сопровождается формированием зоны кольматации и снижением пористости и проницаемости пористой среды. Изменение пористости, согласно закону (1), приводит к изменению электрического удельного сопротивления пористой среды. Изменение проницаемости при известной скорости закачки в ходе фильтрационного эксперимента может быть определено по динамике перепада давления на соответствующей части образца пористой среды.

Тем самым, комбинирование измерения перепада давления и измерения электрического удельного сопротивления на различных частях образца пористой среды в ходе фильтрационного эксперимента по закачке загрязнителя обеспечивает дополнительную информацию о структуре зоны кольматации, позволяет определить профиль насыщенности электропроводящей жидкости, профили пористости и проницаемости. Кроме того, электроды, в отличие от отводов для измерения давления, могут быть расположены достаточно часто и достаточно близко друг к другу и торцу образца пористой среды без значительного удорожания стоимости установки.

Полученный профиль измененной (поврежденной) пористости может быть пересчитан в профиль объемной концентрации проникших компонент загрязнителя (см., например, патент РФ 2525093):

σ = φ 0 φ d                                        ( 2 ) ,

где σ - объемная доля компонент загрязнителя в единице объема пористой среды ("объемная концентрация"), ϕ0 - начальная пористость образца пористой среды, ϕd - измененная ("поврежденная") пористость образца пористой среды.

На основе объемной доли компонент загрязнителя в единице объема пористой среды σ может быть рассчитана и объемная доля σfc, занимаемая упаковкой частиц загрязнителя:

,

где ϕfc - собственная пористость упаковки частиц загрязнителя (собственная пористость внутренней фильтрационной корки).

Способ реализуется следующим образом.

Выбирают образец пористой среды, в качестве которого могут быть использованы, например, насыпная пористая среда, керамический фильтр, керн горной породы.

При необходимости измеряют электрическое удельное сопротивление электропроводящей жидкости (в случае керна - пластовой воды Rw), которая в дальнейшем будет использоваться для начального насыщения образца пористой среды. Подготавливают исследуемый раствор загрязнителя (для керна, например, буровой раствор) согласно заданной рецептуре путем добавления в дисперсионную среду (основу бурового раствора) соответствующих растворимых и нерастворимых добавок,

Определяют электрическое удельное сопротивление фильтрата загрязнителя Rf либо замером электросопротивления дисперсионной среды (основы бурового раствора) после растворения в ней всех растворимых добавок согласно рецептуре, либо отфильтровывая подготовленный раствор загрязнителя через фильтровальную бумагу и замеряя удельное электросопротивление отфильтровавшейся жидкости.

Производят начальное насыщение исследуемого образца пористой среды или электропроводящей жидкостью (например, водой) или совместно электропроводящей жидкостью и некоторым непроводящим флюидом (например, в случае керна - водой с коэффициентом насыщения Sw_0 и нефтью с коэффициентом насыщения Soil_0 согласно пластовым условиям) или частично насыщают электропроводящей жидкостью (например, в случае керна - водой с коэффициентом насыщения Sw_0 и газом согласно пластовым условиям).

Осуществляют первое измерения электрического удельного сопротивления R t 0 в различных частых образца вдоль его длины, для чего насыщенный образец пористой среды может быть помещен в специальное устройство, содержащее, несколько электродов (по меньшей мере два) расположенных вдоль образца (например, согласно патенту США 4,907,448). На фиг. 3 показан схема измерения электросопротивления вдоль образца, где 1 - образец, 2 - манжета с многочисленными электродам, расположенные вдоль образца.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения образец пористой среды помещают в специальный кернодержатель установки для проведения фильтрационного эксперимента, снабженный по меньшей мере двумя электродами, расположенными вдоль керна, показанный на. Фиг. 1, где 1 - выходной плунжер, 2 - изоляторы, 3 - входной плунжер, 4 - манжета из диэлектрика, 5 - точки размещения четырех кольцевых электродов для измерения электрического сопротивления частей керна и отводов для измерение давления.

Осуществляют фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды. В процессе или после проведения фильтрационного эксперимента осуществляют второе измерение электрического удельного сопротивления в тех же местах образца, в которых осуществляли первое измерение. Для осуществления второго измерения электрического удельного сопротивления образец пористой среды может быть повторно помещен в специальное устройство, содержащее многочисленные электроды. В случае использования специального кернодержателя установки для проведения фильтрационного эксперимента второе измерение электрического удельного сопротивления осуществляют непрерывно в процессе проведения фильтрационного эксперимента.

Используя закон (1) и известные эмпирические величины a, m и n определяют профиль насыщенности породы электропроводящей жидкостью и профиль уменьшенной пористости исходя из профиля электрического удельного сопротивления, полученного при первом и втором измерениях. Эмпирические величины a, m и n для данного типа пористой среды определяют либо из справочника, либо на основе статистического анализа результатов лабораторных измерений на наборе образцов исследуемой пористой среды (в случае керна - на его репрезентативной выборке для данного коллектора, см., например "Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. М., ВНИГНИ, 1978").

На фиг. 2, в качестве примера, показана динамика изменения нормированного удельного электросопротивления (Rt0 - начальное удельное электросопротивление соответствующей части керна) двух последовательно расположенных участков керна диаметром 3 см в ходе закачки раствора бентонитовой глины в рассоле 1.8% хлорида натрия. Предварительно керн был полностью насыщен рассолом 2.5% хлорида натрия. R_01 - приторцевая (входной торец) часть керна длиной 3 см, R_02 - последующая часть керна (по мере удаления от его входного торца). Скачкообразный рост удельного электросопротивления керна (область 1) соответствует подходу фронта менее проводящего фильтрата загрязнителя, а медленный рост удельного электросопротивления (область 2) - постепенному снижению пористости керна из-за накопления в поровом пространстве частиц глины.

Профиль насыщенности породы фильтратом загрязнителя Sf на участках резкого изменения удельного электросопротивления, связанного с проникновением фильтрата в соответствующие части керна (область 1 на Фиг. 2) определяют по формуле:

,

где Sw_0 - коэффициент начального насыщения образца пористой среды электропроводящей жидкостью (в рассматриваемом примере Sw_0=1), Rf - электрическое удельное сопротивление фильтрата загрязнителя (Rf=0.31 ом.м), Rw - электрическое удельное сопротивление пластовой воды (Rw=0.23 ом.м),

R t 0 - электрическое удельное сопротивление в различных местах образца до начала фильтрационного эксперимента (в рассматриваемом примере эта величина меняется слабо и равна R t 0 2.9  ом ), Rt - текущее электрическое удельное сопротивление (ом.м) в тех же местах образца в ходе фильтрационного эксперимента.

Профиль отношения уменьшенной (поврежденной) пористости к начальной пористости определяют по динамике электрического удельного сопротивления на этапе плавного его изменения после вытеснения исходной насыщающей жидкости фильтратом загрязнителя (область 2 на фиг. 2) по формуле

,

где ϕ0 - начальная пористость пористой среды (в рассматриваемом примере эта величина меняется слабо и равна ϕ0≈0.25), ϕd - измененная ("поврежденная") пористость среды, Soil_res - величина остаточного насыщения непроводящей фазой (в рассматриваемом примере Soil_res=0), m и n - эмпирические величины для данного типа пористой среды.

Величина остаточного насыщения непроводящей фазой Soil_res представляет собой известное типичное значение для данного типа пористой среды или она может быть определена путем проведения отдельного лабораторного эксперимента по вытеснению непроводящей фазы из аналогичного образца пористой среды электропроводящей жидкостью. В случае использования кернодержателя установки для проведения фильтрационного эксперимента величина остаточного насыщения непроводящей фазой может быть также определена по данным динамики удельного электросопротивления R t * на части образца пористой среды, промытой фильтратом в ходе проведения фильтрационного эксперимента:

.

Профиль начальной пористости ϕ0 вдоль оси образца может быть определен используя закон (1), известные эмпирические величины a, m, n, известную начальную насыщенность исследуемого образца электропроводящей жидкостью (например, водой с коэффициентом насыщения Sw_0) и полученное при первом измерении электрическое удельное сопротивление на различных частях образца пористого материала:

.

В закон (1) могут быть введены поправки для учета глинистости породы керна и учета влияния термобарических условий при проведении фильтрационного эксперимента, а измеренные удельные электросопротивления насыщающей жидкости и фильтрата корректируются с учетом возможного изменения температуры при замере электрического сопротивления.

После проведения фильтрационного эксперимента по воздействию раствора загрязнителя на образец пористой среды через данный образец дополнительно прокачивают пластовую жидкость, при этом закачку пластовой жидкости осуществляют с торца, противоположного торцу, с которого осуществлялась закачка раствора загрязнителя.

В ходе фильтрационного эксперимента по воздействию раствора загрязнителя на образец пористой среды на различных частях образца пористой среды может быть осуществлено непрерывное измерение перепада давления. На основе зарегистрированного перепада давления рассчитывается профиль проницаемости.

Образец пористой среды перед проведением фильтрационного эксперимента по прокачке раствора загрязнителя может быть насыщен дисперсионной средой (например, основой бурового раствора). В этом случае изменение электрического сопротивления связано только с изменением пористости.

Измеренный профиль измененной (поврежденной) пористости может быть пересчитан в профиль объемной концентрации проникших компонент загрязнителя согласно выражению (2).

Полученные в результате проведенных экспериментов профиль объемной концентрации проникших компонент загрязнителя и динамика проницаемости могут быть и использованы для определения параметров зоны кольматации и расчета изменения свойств призабойной зоны пласта согласно патенту РФ 2525093.

Может быть введена корректировка в электросопротивление фильтрата за счет его смешения в образце пористой среды (например, керне) с остаточной электропроводящей жидкостью (например, пластовой водой Sw_res) (см., например Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений) М.: Недра, 1978, Глава 2, с. 80):

,

где Rf_w - удельное электросопротивление зоны, содержащей смесь фильтрата и остаточной электропроводящей жидкости; z - фактор смешения, характеризующий долю токопроводящего объема пор, занимаемого остаточной электропроводящей жидкостью с удельным электросопротивлением Rw. При этом фактор смешения z определяют в отдельном эксперименте по закачке фильтрата исследуемого загрязнителя в образец пористой среды, аналогичный исследуемому образцу и полностью насыщенный электропроводящей жидкостью (пластовой водой Rw), участвующей в насыщении исследуемого образца пористой среды.

До проведения фильтрационного эксперимента может быть измерена начальная пористость образца пористой среды (например, согласно стандартной методике, ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. СССР 1985). Используя измеренную начальную пористость образца и измеренное начальное электрическое удельное сопротивление R t 0 , корректируют показатель m в законе (1).

1. Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя, в соответствии с которым:
производят начальное насыщение образца пористой среды электропроводящей жидкостью, или совместно электропроводящей жидкостью и неэлектропроводящим флюидом, или только неэлектропроводящим флюидом,
осуществляют первое измерение электрического удельного сопротивления по меньшей мере в двух местах вдоль длины образца пористой среды,
проводят фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды,
в процессе или просле проведения фильтрационного эксперимента осуществляют второе измерение электрического удельного сопротивления в тех же местах вдоль длины образца, в которых осуществляли первое измерение,
определяют профиль насыщенности породы фильтратом Sf по формуле
,
где Sw_o - коэффициент насыщения электропроводящей жидкостью;
Rf - электрическое удельное сопротивление фильтрата загрязнителя;
Rw - электрическое удельное сопротивление электропроводящей жидкости;
- электрическое удельное сопротивление в различных частях образца до начала фильтрационного эксперимента;
Rt - текущее электрическое удельное сопротивление в тех же местах образца в ходе фильтрационного эксперимента,
и профиль отношения измененной пористости к начальной пористости по формуле
,
где ϕ0 - начальная пористость пористой среды;
ϕd - измененная ("поврежденная") пористость среды;
Soil_res - величина остаточного насыщения непроводящей фазой;
m и n - эмпирические величины для данного типа пористой среды.

2. Способ по п. 1, в соответствии с которым предварительно измеряют электрическое сопротивление электропроводящей жидкости.

3. Способ по п. 1, в соответствии с которым эмпирические величины m и n для данного типа пористой среды определяют из справочника или на основе статистического анализа результатов лабораторных измерений.

4. Способ по п. 1, в котором величина остаточного насыщения непроводящей фазой представляет собой известное типичное значение для данного типа пористой среды.

5. Способ по п. 1, в котором величину остаточного насыщения непроводящей фазой определяют путем проведения отдельного лабораторного эксперимента по вытеснению непроводящей фазы из аналогичного образца пористой среды электропроводящей жидкостью.

6. Способ по п. 1, в соответствии с которым в ходе фильтрационного эксперимента по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды на различных частях образца непрерывно измеряют перепад давления и регистрируют расход закачиваемого в образец загрязнителя.

7. Способ по п. 5, в соответствии с которым на основе зарегистрированного перепада давления и расхода загрязнителя рассчитывают профиль проницаемости.

8. Способ по п. 1, в соответствии с которым на основе профиля измененной пористости дополнительно определяют профиль объемной концентрации проникших компонент загрязнителя.

9. Способ по п. 7, в соответствии с которым полученный профиль объемной концентрации проникших компонент загрязнителя и динамику проницаемости используют для определения параметров зоны кольматации и расчета изменения свойств призабойной зоны пласта.

10. Способ по п. 1, в соответствии с которым до проведения фильтрационного эксперимента измеряют начальную пористость образца пористой среды и, используя измеренное начальное электрическое сопротивление корректируют эмпирический показатель m.

11. Способ по п. 1, в котором образец пористой среды представляет собой керн горной породы, а в качестве загрязнителя используют буровой раствор.

12. Способ по п. 10, в котором начальное насыщение керна осуществляют нефтью и водой согласно пластовым условиям.

13. Способ по п. 1, в соответствии с которым для осуществления измерений электрического удельного сопротивления образец пористой среды помещают в кернодержатель установки для проведения фильтрационного эксперимента, кернодержатель снабжен по меньшей мере двумя электродами, располагаемыми вдоль образца, после осуществления первого измерения электрического удельного сопротивления в различных частях образца определяют профиль начальной пористости образца по формуле

где - начальная пористость образца пористой среды;
а, m и n - эмпирические величины для данного типа пористой среды;
- электрическое удельное сопротивление в различных частях образца до начала фильтрационного эксперимента;
Rw - электрическое удельное сопротивление электропроводящей жидкости;
- коэффициент насыщения пористой среды электропроводящей жидкостью,
второе измерение электрического удельного сопротивления в тех же частях образца, в которых осуществляли первое измерение, осуществляют непрерывно в процессе проведения фильтрационного эксперимента, после чего рассчитывают профиль поврежденной пористости по формуле:
.

14. Способ по п. 13, в котором эмпирические величины а, m и n для данного типа пористой среды определяют из справочника или на основе статистического анализа результатов лабораторных измерений.

15. Способ по п. 13, в котором величину остаточного насыщения непроводящей фазой определяют по данным динамики удельного электросопротивления на части образца, промытой фильтратом в ходе проведения фильтрационного эксперимента:
.

16. Способ по п. 13, в котором образец пористой среды представляет собой керн горной породы, а в качестве загрязнителя используют буровой раствор.

17. Способ по п. 13, в котором начальное насыщение керна осуществляют нефтью и водой согласно пластовым условиям.

18. Способ по п. 13, в соответствии с которым после проведения фильтрационного эксперимента по воздействию раствора загрязнителя на образец пористой среды через данный образец дополнительно прокачивают жидкость или газ, при этом закачку осуществляют с торца, противоположного торцу, с которого осуществлялась закачка раствора загрязнителя.

19. Способ по п. 1, в соответствии с которым на основе профиля объемной концентрации проникших компонент загрязнителя рассчитывается объемная доля σfc, занимаемая упаковкой частиц загрязнителя:
,
где ϕfc - собственная пористость упаковки частиц загрязнителя.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании отдельных пластов, вскрывших угольное многопластовое месторождение.

Изобретение относится к контрольно-измерительным телесистемам режимов бурения скважин, имеющим определенный временной ресурс эксплуатации. Техническим результатом является продление срока службы автономного источника питания путем уменьшения энергозатрат.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при изоляции водопритоков в горизонтальном или наклонном участках стволов добывающих скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для защиты погружных телеметрических систем. Технический результат заключается в повышении надежности защиты погружных блоков системы телеметрии, сокращении затрат на спуско-подъемные операции при выходе из строя погружного блока системы телеметрии.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к способам исследования скважин и межскважинного пространства при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для моделирования пласта-коллектора. Описывается способ моделирования месторождения.

Изобретение относится к закладке взрывчатого вещества в стволы взрывных скважин и/или соответствующим устройствам или инструментам осуществления контроля правильности заполнения взрывчатым веществом в стволах скважин.

Изобретение относится к направленному бурению скважин, в частности к средствам каротажа удельного сопротивления пород в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и информативности о наборе слоев перед буровым долотом по мере перемещения компоновки низа бурильной колонны, что обеспечивает более точное управление направленным бурением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком.

Изобретение относится к средствам для выполнения скважинного каротажа. Техническим результатом является повышение чувствительности и точности информации в процессе измерений в скважине.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для заталкивания кабеля в скважину. Устройство содержит установленный в корпусе герметизатор кабеля, гидравлический привод и гидродвигатель. Гидравлический привод содержит масляный насос, гидрораспределитель, клапан регулирования давления, емкость и гидравлическое масло, используемое в качестве гидравлического источника энергии и циркулирующее в замкнутой системе. Гидродвигатель содержит герметичный цилиндрический корпус, расположенный в нем элемент охвата и спуска кабеля, расположенные по разные стороны от этого элемента верхний и нижний поршни, образующие в корпусах верхнюю и нижнюю рабочие полости, которые соединены соответствующими каналами с гидравлическим приводом. Элемент охвата и спуска кабеля выполнен в виде подпружиненных металлических конусных сухарей или в виде тяговой втулки из мягкого упругого материала. Между верхним поршнем гидродвигателя и элементом охвата и спуска кабеля размещен вкладыш, выполненный в нижней части с кольцевым конусным торцом для сопряжения с конусными сухарями или тяговой втулкой. Верхняя и нижняя рабочие полости гидродвигателя соединены имеющимися в корпусе каналами с гидрораспределителем гидравлического привода через рукава высокого давления с образованием замкнутой системы циркуляции масла. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 1 ил.

Изобретение относится к средствам акустического каротажа в скважине. Техническим результатом является повышение качества получаемых в процессе каротажа акустических данных за счет компенсации вращения прибора акустического каротажа во время проведения измерений в скважине. Предложен способ акустического каротажа, в соответствии с которым: в скважине размещают с возможностью перемещения акустический каротажный прибор, состоящий из по меньшей мере одной секции, содержащей по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и по меньшей мере одной секции, содержащей по меньшей мере один приемник акустических сигналов, состоящий из набора датчиков, расположенных по окружности в фиксированном положении относительно друг друга, при этом секции, содержащие по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и секции, содержащие по меньшей мере один приемник акустических сигналов, выполнены с возможностью совместного вращения и вращения независимо друг от друга. Причем на каждом шаге акустического каротажа определяют относительный угол поворота акустического прибора вокруг своей оси, вычисляют угол коррекции для секций, содержащих по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и/или для секций, содержащих по меньшей мере один приемник акустических сигналов, и осуществляют компенсационное вращение тех секций акустического каротажного прибора, для которых был вычислен угол коррекции. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области разработки залежей полезных ископаемых, а именно к их интенсификации волновым воздействием. Задача изобретения - интенсификация добычи полезного ископаемого. Устройство содержит не менее одной нагнетательной и не менее одной добывающей скважины, заполненных технологической жидкостью для формирования непрерывной жидкой среды между выходом каждой нагнетательной скважины и входом не менее чем одной добывающей скважины. Источник волнового воздействия в каждой добывающей скважине выполнен в виде погружного насоса с блоком управления его мощностью, вход которого связан с выходом блока управления источниками волнового воздействия. Источник волнового воздействия в нагнетательной скважине выполнен в виде регулятора расхода жидкости, размещенного на входе нагнетательной скважины совместно с расходомером. Выход расходомера связан со входом блока управления источниками воздействия. Вход регулятора расхода жидкости соединен с выходом блока управления источниками волнового воздействия. Выход не менее одной добывающей скважины связан через вновь введенный измерительный блок, включающий датчики количества и/или качества добываемых полезных ископаемых, со входом блока управления источниками волнового воздействия, образуя канал обратной связи управления волновым воздействием. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн (ОК) нефтяных и газовых скважин и промыслово-геофизических методов контроля качества. Техническим результатом является повышение качества цементирования горизонтальных скважинза счет своевременного обнаружения мест «защемления» смеси промывочной жидкости и тампонажного раствора за ОК с замедленной консолидацией. Предложен способ воздействия на процесс консолидации цементного раствора за обсадной колонной в горизонтальных скважинах, который включает этапы проведения каротажа в скважинах прибором акустического контроля качества цементирования ОК, регистрацию амплитуд волн Лэмба-Стоунли, интерпретацию результатов измерений с выделением участков «защемления» смеси промывочной жидкости, и осуществления локальной обработки мест «защемления» промывочной жидкости упругими колебаниями на частоте радиального резонанса обсадной колонны. При этом акустический контроль качества цементирования ОК проводят на ранних временах сразу после окончания закачки цементного раствора в скважину в течение 30-180 минут, затем выделяют интервалы за ОК по регистрации волн Лэмба-Стоунли с наиболее низкой динамикой их уменьшения, характеризующей наличие локальных участков «защемления» смеси промывочной жидкости и цементного раствора. 2 ил.

Изобретение относится к средствам для гидродинамических исследований и испытаний в скважине. Техническим результатом является повышение надежности конструкции устройства и эффективности его работы за счет обеспечения разделения управления работой пакера и открытия уравнительного клапана. Предложено устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин, содержащее подвешиваемый на геофизическом кабеле посредством стыковочной приборной головки герметичный корпус, размещенные в корпусе электродвигатель с редуктором, связанный с электродвигателем винтовой передачей пакер-якорь, шток передачи нагрузки на якорь-пакер, уравнительный клапан, установленный выше электродвигателя блок коммутации и дистанционный скважинный прибор, прикрепляемый к наконечнику кабельной головки на нижнем конце корпуса. При этом устройство дополнительно оснащено вторым корпусом, установленным ниже первого корпуса, и муфтой-гайкой для стыковки второго корпуса с первым корпусом. При этом во втором корпусе размещены второй электродвигатель, механически связанный с уравнительным клапаном, и блок телеметрии. Кроме того, с внутренней стороны первого и второго корпусов параллельно продольной оси устройства выполнен эксцентричный канал для прокладки транзитной линии связи к блоку телеметрии. Шток передачи нагрузки на якорь-пакер выполнен без центрального отверстия, а уплотнительный элемент уравнительного клапана выполнен в виде манжеты. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком. В качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость, а в качестве измерительных датчиков - устройства для измерения магнитного поля. Контейнер помещен в колонну труб, снабженную снаружи пакером, установленным между верхним и нижним пластами. Узел подачи выполнен в виде перфорированной заглушки, жестко установленной на нижнем конце колонны труб. Узел разгерметизации выполнен в виде ряда радиальных отверстий, выполненных на нижнем конце контейнера и полой втулки, оснащенной сверху внутренним кольцевым выступом, размещенным в цилиндрической выборке, выполненной на наружной поверхности контейнера. Полая втулка подпружинена от дна контейнера и оснащена рядом боковых отверстий. Причем в транспортном положении ряд радиальных отверстий контейнера герметично перекрыт подпружиненной полой втулкой, а в рабочем положении при разгрузке контейнера на перфорированную заглушку полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно контейнера и совмещения между собой ряда радиальных отверстий контейнера и ряда боковых отверстий полой втулки. Измерительный датчик установлен на колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности работы устройства, повышении точности наличия заколонного перетока между двумя пластами, исключении герметизации геофизического кабеля на устье скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины. Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, спуск электронагревателей в нагнетательные скважины, закачку холодного рабочего агента в нагнетательные скважины, разогрев рабочего агента с помощью электронагревателей в скважине. Осуществляют закачку нагретого рабочего агента в продуктивные пласты. Производят отбор продукции добывающими скважинами. При этом выбирают объект, в котором хотя бы один из пластов имеет вязкость более 200 мПа·с. В каждый продуктивный пласт из вертикальной нагнетательной скважины бурят боковые горизонтальные стволы, либо бурят многозабойную горизонтальную нагнетательную скважину с проводкой горизонтальных стволов в каждом пласте. В пласте с наименьшей проницаемостью kmin бурят горизонтальный ствол длиной Lkmin, в остальных пластах - пропорционально соотношению проницаемостей по приведенному матемалическому выражению. Все горизонтальные стволы размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине. В качестве рабочего агента используют воду. В каждый горизонтальный ствол спускают на кабеле забойный нагреватель мощностью Wn, позволяющий повышать температуру воды в данном стволе до Tn, и постепенно снижать вязкость нефти в каждом пласте до одинакового значения µ′ по мере закачки нагретой воды. Температуру Тn определяют для значения µ′ по графикам зависимости вязкости нефти от температуры для каждого пласта. Забойные нагреватели размещают в центре горизонтальных стволов. Закачку воды в нагнетательную скважину ведут через термоизолированную трубу с установленным в межтрубном пространстве выше верхнего продуктивного пласта пакером. Процесс закачки осуществляют циклически с периодом закачки tз и периодом выдержки t на нагрев воды, причем t≥tз, на время периода закачки tз забойные нагреватели отключают, при превышении расстояния между пластами по глубине более чем на 30 м. Закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, мощность Wn забойных нагревателей рассчитывают по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к области гидроразрыва подземного пласта (ГРП) и, в частности, к определению геометрии дренируемой части трещины и степени оседания проппанта в трещине ГРП в продуктивной зоне пласта. Технический результат - повышение достоверности определения ширины дренируемой части пласта, а также степени оседания проппанта в дренируемой трещине ГРП. По способу определяют профиль притока пластового флюида трещины гидроразрыва, число интервалов притока и их интенсивность. Затем создают численную гидродинамическую модель течения пластового флюида и адаптируют ее по данным промыслово-геофизических исследований, затем рассчитывают градиент давления в трещине ГРП в прискважинной зоне на момент определения профиля притока. Проводят исследования на проппантной пачке с целью определения зависимости проницаемости трещины ГРП от ее ширины. Составляют уравнение фильтрации пластового флюида и решают для каждого интервала притока флюида, в результате чего определяют дренируемую ширину трещины гидроразрыва в прискважинной зоне во всем интервале притока. Рассчитывают степень оседания проппанта как отношение разности геометрического центра и центра распределения интервалов притока к разности координат верхнего и нижнего интервалов притока. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами. Техническим результатом является повышение достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах перекрытых НКТ. Способ включает регистрацию термограмм до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида путем регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом. При этом опускают насосно-копрессорную трубу из стеклопластика с размещенными снаружи датчиками температуры в выбранный интервал исследования, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны через стеклопластиковую насосно-компрессорную трубу в течение времени, определяемого по математическому выражению, и проводят регистрацию температуры во времени в процессе локального кратковременного нагрева колонны и по стволу скважины в исследуемом интервале при работе скважины, а об интервале заколонного перетока судят по повышенному темпу изменения температуры. 1 ил.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин в процессе бурения с использованием телеметрических систем, основанных на электромагнитном канале передачи данных. Техническим результатом является увеличение достоверности и скорости передачи данных по электромагнитному каналу связи за счет использования более высоких частот при ведении работ в неблагоприятных для прохождения гидроимпульса условиях. Предложен ретрансляционный модуль для телеметрической системы с электромагнитным каналом связи, содержащий блок электроники, включающий дифференциальный усилитель, соединенный с компаратором через фильтр низких частот и блок автоматического регулирования усиления. При этом блок электроники дополнен контроллером, соединенным с компаратором, источником постоянного тока и усилителем мощности сигнала, блок электроники одной стороной соединен с турбогенератором через верхнюю крестовину и диэлектрическую вставку, а другой стороной - с удлинителем блока электроники, замыкающим контакт с нижней крестовиной, и установлен в корпус генератора и корпус изолятора. 2 ил.
Наверх