CC BY
47
УДК 532.546+550.832 И.Н. Ельцові, Г.В. Нестерова1, 1ИНГГ СО РАН, Новосибирск 2ИГиЛ, Новосибирск
А.А. Кашеваров2
ФОРМИРОВАНИЕ ЗОНЫ ПРОНИКНОВЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ C РАСТВОРАМИ НА ВОДНОЙ И НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ
На основе численного моделирования исследованы гидродинамические процессы вытеснения пластовых флюидов в нефтенасыщенном коллекторе при бурении вертикальных скважин с учетом режима бурения и типа бурового раствора: глинистого или на нефтяной основе. Процесс бурения с
использованием буровых растворов на нефтяной основе описывается моделями трехфазной фильтрации. Проведены исследования влияния гидродинамических характеристик зоны проникновения на вид кривых удельного электрического сопротивления (УЭС) в зависимости от типа бурового раствора. Использование гидродинамического моделирования для интерпретации практических диаграмм высокочастотного электромагнитного каротажа позволило построить непротиворечивые геоэлектрические и гидродинамические модели в коллекторах с различным флюидонасыщением. Прогнозирование характеристик и структуры зоны проникновения позволяет снизить неопределенность геофизических моделей при инверсии результатов электромагнитного зондирования скважин.
I.N. Yeltsovl, G.V. Nesteroval, A.A. Kashevarov2
1Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS (IPGG)Acad. Koptyug av. 3, Novosibirsk, 630090, Russian Federation 2Lavrentyev Institute of Hydrodynamics SB RAS Lavrentyev av., 15, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
FORMATION OF INVADED ZONE DURING DRILLING WITH WATER- AND OIL-BASED MUD
Numerical simulation of hydrodynamic processes in oil-saturated reservoir during vertical well drilling was done. Effect of drilling technique and type of drilling mud (water- and oil-based) was investigated. Processes of oil-based mud-filtrate invasion were simulated by three-phase filtration. Effects of hydrodynamic parameters of invaded zone on borehole resistivity measurements were investigated. Determination of parameters and structure of invaded zone under interpretation of electromagnetic loggings reduces uncertainty of constructed geoelectric and hydrodynamic models of reservoirs with different saturating fluid.
Постановка задачи
Модель течения флюидов. Для описания течения в прискважинной зоне используется модель Баклея - Леверетта [1-3]:
(1)
д1 дг дг дг дг
где 5 - водонасыщенность, Ф - пористость, Ki - фазовая проницаемость, P
- перепад давления, 2 -вертикальная компонента, г - расстояние от стенки скважины, индексы соответствуют: 1- воде (пластовая и бурового раствора), 2 -пластовой нефти, 3- дополнительной компоненте в буровом растворе (нефтяная основа). Каждая из фаз имеет свои функциональные зависимости фазовых
проницаемостей к = — Л’"', где к- абсолютная проницаемость, - вязкость и
Si - доля в смеси соответствующий фазы.
Для модели со смешением пластовой нефти и нефтяной основы бурового раствора в системе (1) рассчитываются две компоненты i=1, 2 (1 - вода, 2 -смесь нефтяной основы бурового раствора и пластовой нефти). Вязкость смеси задаётся как линейная комбинация вязкостей пластовой нефти ц0д и вязкости нефтяной основы ц3 в зависимости от её концентрации Cз в смеси
Ц2 = С3 Цз + (1- ^ ЦшЬ
Концентрация Cз нефтяной основы бурового раствора в смеси определяется по скорости переноса второй фазой нефти, содержащейся в буровом растворе и в пласте
а(г^2с3)_ а эр п Л, а эр
=^('*2^С:.)+5г№^С3). (2)
ст дг дг дг дг
Концентрация солей (С) в фильтрате бурового раствора и в пластовой воде различная и процесс солепереноса определяется движением водной фазы
эь^=^{гкгр_с)+э_(гкзрс). (3)
01 дг дг дг дг
При внедрении фильтрата бурового раствора в пласт задаются значения насыщенностей поступающих в пласт и концентрация солей в водной фазе фильтрата:
^^Ь ^^Ь^1-^ , с|^ь =СЬ
где Яъ - радиус скважины, Бъ - водонасыщенность фильтрата бурового раствора, Съ - концентрация солей в буровом растворе.
Модель динамики глинистой корки. При условии несжимаемости жидкости и скелета, течение фильтрата через глинистую корку подчиняется закону Дарси, что позволяет явно выписать соотношение, связывающее расход фильтрата Q с перепадом давлений на внешней (давление в скважине Рь) и внутренней (давление на границе с пластом Р|г=кь) сторонах корки [3-5]
<2 = -яькҐ рг \г__Кь кь(X + /ау\рь -р \г__Кь).
Здесь ^^ - фильтрационные сопротивления внешней и внутренней глинистой корки, К - коэффициент фильтрации пласта. Для фильтрационных сопротивлений справедливы формулы
КЬ КЬ+Іі
у;=Дд \(гК'У'<!г, /„ =КЬ І(гК/)-'<іг.
КЬ-сі КЬ
Здесь И - толщина внешней глинистой корки и зоны кольматации (внутренней корки); Кс, КА - коэффициенты фильтрации корки и зоны кольматации.
Внутренняя глинистая корка формируется в основном в начальный момент вскрытия пласта в призабойной части скважины, когда внешняя корка еще не образовалась. В дальнейшем глинистая корка практически полностью перехватывает твердые частицы, и внутренняя корка сохраняет постоянное фильтрационное сопротивление Если средний коэффициент фильтрации Кс внешней глинистой корки постоянен, то /,= Яъ 1п(1+й/(Яъ-й))КС-1, а при малой толщине корки _/C^d/Kc. На пробуренном участке пласта 0<2<і=тіп(Іь,Ьг), где 4 - глубина забоя скважины, - мощность пласта задаётся граничное условие <2 =-кькг рг \г__Кь = ъу/к, +ь0у\рь-р ид ь0 = у;1. (4)
На участке 1<2<Ьг задается условие осевой симметрии (нулевой поток). Динамика роста внешней глинистой корки моделируется обыкновенным дифференциальным уравнением
^=аО.~учъ, *7(0) = 0. (5)
Здесь а ^ъ-1 д/((1-тс)(1-д)), 8 - объемная доля глинистых частиц в буровом растворе, тс -пористость корки, у - параметр смыва частиц с поверхности корки, уъ - вертикальная скорость течения бурового раствора.
Параметры внешней корки тс, Кс - зависят как от типа бурового раствора, так и от условия проходки скважины определяющих процесс формирования корки. Параметр кольматации зависит от размера частиц в буровом растворе, от размеров поровых каналов пород пласта и условий формирования внешней глинистой корки. Превышение давления в скважине над пластовым Ръ и скорость течения бурового раствора в скважине уъ зависят как от расхода и давления нагнетания бурового раствора, так и от компоновки бурового снаряда.
На основе предлагаемой модели были решены задачи бурения вертикальной скважины с использованием глинистого и нефтяного буровых растворов с общими для всех вариантов данными. Численные расчеты выполнялись с использованием неявных конечно-разностных схем и итерационного метода переменных направлений, для уравнений переноса использовалась противопотоковая аппроксимация.
Ниже приведены одномерные графики изменения в средних частях одного из слоёв концентрации солей С, водонасыщенности S и УЭС К
На рис. 2 приведены распределения сопротивлений для средних частей слоев, рассчитанные по обобщённой формуле Арчи:
К = А-(С + С0УР (5 + 50Г (Ф + ФоГ ЯТ) (6)
при значениях параметров: А=1.2, So=0.03, Фо=0, ^=1.0, #=1.9, £=1.9. Это же распределение можно восстановить по данным электромагнитного зондирования, таким образом, устанавливается модельная связь между результатами инверсии диаграмм электромагнитного каротажа и распределением флюидов [6-8].
а) б) Рис. 1. Относительная концентрация солей (С), водонасыщенность (Б) и УЭС (Я) при бурении на глинистом (рис. а) и нефтяном (рис. б) буровых растворах в середине слоя с параметрами Кп = 19 %, Кпр = 100 мД, Кв = 35 %
а) б)
Рис. 2. УЭС в средней части слоев, номера кривых соответствуют номеру слоя.
Рис. а соответствует бурению на глинистом буровом растворе, рис. б - с буровым раствором на нефтяной основе
Для построения замкнутой гидродинамической модели зоны проникновения необходимо учитывать результаты интерпретации данных электромагнитного каротажа по всему комплексу пластов для рассматриваемой скважины, а также результаты петрофизических исследований геологического разреза соседних скважин. Наибольшая точность геофизического каротажа достигается при использовании глинистого бурового раствора на водной основе. В этом случае в зоне проникновения изменение электросопротивления позволяет выделить нефтенасыщенные пласты и определить гидрофизические параметры слоев. Использование буровых растворов на нефтяной основе ведет к сильному увеличению электросопротивления вблизи скважины, что не позволяет точно оценить изменение электросопротивления в пластовых условиях. Работа выполнена при поддержке РФФИ, грант № 10-05-00835-а.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Кашеваров А.А. Математическое моделирование процессов солепереноса взаимосвязанными течениями подземных и поверхностных вод [Текст] / А.А. Кашеваров // Прикладная механика и техническая физика. - 1998.
- Т.39. - №4. - С. 118-126.
2. Zhange J.H. Estimation of True Formation Resistivity and Water Saturation with a Time-Lapse Induction Logging Method [Text] / Zhange J.H., Hu O., Liu Z.H. //The Log Analyst. - 1999. - Vol. 40 - No.2. - P. 13S-14S.
3. Кашеваров А.А. Гидродинамическая модель формирования зоны проникновения при бурении скважин [Текст] / Кашеваров А.А., Ельцов И.Н., Эпов М.И. // Прикладная механика и техническая физика. - 2003. - Т.44. - № 6.
- С. 14S-157.
4. Нестерова Г.В. Эволюция зоны проникновения по данным повторного каротажа и гидродинамического моделирования [Текст] / Нестерова Г.В., Кашеваров А.А., Ельцов И.Н. // Каротажник. - № 1. - 200S. - С. 52-6S.
5. Макаров А.И. Оценка проницаемости пласта по толщине глинистой корки [Текст] / Макаров А.И., Кашеваров А.А., Ельцов И.Н. // Каротажник. -2010. - № 1. - С. 97-114.
6. Кашеваров А.А., Ельцов И.Н., Гладких М.Н., Антонов Ю.Е., Макаров А.И. Формирование зоны проникновения по данным натурного эксперимента [Текст] / Каротажник. - № 4. - 2009. - C. 109-119.
7. Ельцов И.Н. Гидродинамические процессы при бурении скважины и их влияние на результаты геофизических исследований [Текст] / Ельцов И.Н., Кашеваров А.А., Нестерова Г.В. // Геофизический журнал. - № 4. - Т. 31. - 2009.
- С. 132-141.
S. Salazar J.M. Quantitative comparison of processes of oil- and water-based mud-filtrate invasion and corresponding effects on borehole resistivity measurements [Текст] / Salazar J.M., Torres Vergin C. // Geophysics. - 2009. Vol. 74. - No 1. - P. E57-E73.
© И.Н. Ельцов, Г.В. Нестерова, А.А. Кашеваров, 2011
