Гидродинамика и геомеханика прискважинной зоны и эволюция

И.Н. Ельцов, ИНГГ СО РАН
Гидродинамика и геомеханика
прискважинной зоны и эволюция
электрофизических параметров
В докладе использованы результаты, полученные совместно
А.А. Кашеваровым, М.И. Эповым, В.В. Шелухиным,
Л.А. и Л.А. Назаровыми, А.Ю. Соболевым, Г.В. Нестеровой,
А. Макаровым, В. Киндюком и др.
Основные процессы при бурении скважин
• Гидравлика в скважине (ламинарное, турбулентное
течение бурового раствора)
• Многофазная фильтрация флюидов в коллекторе
• Рост глинистой корки
• Солеперенос и диффузия
• Эволюция полей напряжений и деформаций в
околоскважинном пространстве (вследствие
взаимодействия техногенных и природных факторов)
• Разрушение породы, возникновение техногенной
трещиноватости, изменение пористости и проницаемости
Определения и «догмы»
• Прискважинная зона, зона проникновения; промытая
зона; окаймляющая зона («каемка»); зона необратимых
деформаций и возможных разрушений
• Размеры зон (промытая-окаймляющая; в воде, в нефти,
в газе, параметры флюидов «in situ» )
• Подвижность фаз; «фобность» и «фильность»
• Роль «быстрых» и «медленных» процессов (фильтрация,
диффузия, гравитационная дифференциация фаз;
анизотропия напряжений и проницаемости)
• Масштабируемость (подобие в гидродинамике
прискважинной зоны)
• Номинальные параметры скважины (технология бурения)
Образование зоны проникновения
Гидродинамика
прискважинной зоны
Cкважина
 Циркуляция бурового
раствора
 Гидростатическое воздействие
на пласт
Коллектор
 Рост глинистой корки
 Соле- и массоперенос
 Двухфазная фильтрация
Коллектор
 Силы тяжести
 Капиллярные силы
 Диффузия
Зона проникновения
Глинистая корка
Инверсия
Измерения
Гидродинамическое
Сопоставление
данных
электромагнитного
данных
электромагнитного
моделирование
каротажа
каротажа
и моделирования
каротажа
Бурение, проникновение
фильтрата
бурового
раствора
Распределение концентрации солей
Профиль водонасыщенности
Концентрация
100%
Профиль
соли вУЭС
пласте
Профили УЭС по результатам
инверсии ВИКИЗ
и БКЗ и гидродинамической интерпретации
Концентрация
соли в скважине
Стенка скважины
0%
Коллектор
Вода + нефть
Пластовая
водонасыщенность
1 м УЭС пласта
1м
Стенка скважины
Стенка скважины
1m
Измерения УЭС
Результат инверсии – профиль УЭС
Стенка
Стенкаскважины
скважины
Стенка скважины
1м
1м
1м
3
Характерные параметры:
80%
60%
40%
 Низкая нефтенасыщенность (35%)
 Пористость (20 %)
20%
 Пресный буровой раствор на
глинистой основе (1.12 г/см3)
0%
12
 Проницаемость пласта(100 мД)
10
8
6
 Превышение давления в
скважине над пластовым (40 атм)
скважина
Концентрация
солей (г/л)
 Проницаемость глинистой корки
0.003 мД
4
2
40
30
20
скважина
6
УЭС (Ом•м)
9
100%
скважина
12
Водонасыщенность (%)
Одномерное гидродинамическое моделирование
10
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
Расстояние в глубь пласта (м)
0.9
1.0
Интерпретация в системе EMF Pro
(коллектор 2046–2053 м)
Сравнение полевых и рассчитанных (2D моделирование)
показаний зондов ВИКИЗ и БКЗ для коллектора (2046–2053 м)
Попластовая совместная электрогидродинамическая интерпретации
данных ВИКИЗ и БКЗ и бурения
Параметры пласта
(результат электрогидродинамической
интерпретации):
Интервал
2177.55-2184.3 м
Проницаемость 2 мД
Водонасыщенность 0.73
Пористость 0.2
Интервал
2190.54-2192.5 м
Проницаемость 400 мД
Водонасыщенность 0.74
Пористость 0.19
Проницаемость 90 мД
Водонасыщенность 0.62
Пористость 0.22
Интервал
2199.2-2190.54 м
Геоэлектрическая модель (ВИКИЗ и БКЗ)
Профиль УЭС (гидродинамическое моделирование)
Фильтрационно-емкостные свойства пласта АС4
Проницаемость (мД)
Пористость (%)
Нефтенасыщенность (%)
0.1
Глубина (м)
0
Результат гидродинамической интерпретации
Значение из геофизического заключения
Модель УЭС, Ом·м
(ВИКИЗ+БКЗ)
0.2
0.4
0.6
0.8
250
1.0
Фильтрационно-емкостные свойства пласта АС5-6
Проницаемость (мД)
Пористость (%)
Нефтенасыщенность (%)
Модель УЭС, Ом·м
(ВИКИЗ +БКЗ)
Глубина (м)
0
Результат гидродинамической интерпретации
Значение из геофизического заключения
250
0.1
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
Двумерное гидродинамическое моделирование - пласт АС4
Концентрация солей (г/л)
0
2
4
6
8
10
Водонасыщенность (%)
0
12
Расстояние вглубь пласта (м)
2011
2012
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Расстояние вглубь пласта (м)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
Превышение давления (Атм)
УЭС (Ом·м)
0
20
40
60
80
100 0
Расстояние вглубь пласта (м)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
12
24
36
48
50
Расстояние вглубь пласта (м)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
Время
бурения
2013
2014
Глубина, м
2015
9 ч.
2016
2017
2018
18 ч.
2019
2020
27 ч.
2021
2022
2023
2024
36 ч.
Двумерное гидродинамическое моделирование, пласт АС5-6
Концентрация солей (г/л)
12
0
2
4
6
8
10
12
Водонасыщенность (%)
14 0.4
0.52
0.64
0.76
0.88
1
10
0
УЭС (Ом·м)
20
30
40
50
3
9
Расстояние вглубь пласта (м)
Расстояние вглубь пласта (м)
6
0
0.25
0.5
0.75
0
0.25
0.5
0.75
Расстояние вглубь пласта (м)
0
2046
0.25
0.5
0.75
Кп (%)
15
22.8
22.9
Кпр (мД)
Кн (%)
0.001
10
10
39
33
39
21
30
37
23
85
36
22.5
23
150
200
36
38
23.3
300
36
23.5
350
34
23
350
32
24
100
30
24
7
28
23
100
24
15
0.001
20
2047
Глубина, м
2048
2049
2050
2051
2052
2053
Кп - пористость
Кпр - проницаемость
Кн - нефтенасыщенность
В окрестности забоя существует область разгрузки,
разгрузки (оттенки
движущаяся вместе со
Фрагмент
красного цвета),
скважиной.
С удалением
движущаяся
забоя
вместе
уровень
со скважиной.
сжимающихСдеформаций
удалением
в
каротажных
забоя уровень сжимающих
околоскважинной
зоне увеличивается
деформаций
по всравнению
околоскважинной
с таковым
в
диаграмм
зоне увеличивается
нетронутом
массиве.поУплотнение
сравнениюсреды
с таковым
вблизи
в нетронутом
скважины приводит,
массивес (оттенки
наряду
процессами
синего
фильтрациями,
цвета).
к возникновению узкой зоны
высокого удельного электрического сопротивления
Геоэлектрическая модель
пласта, полученная при
совместной интерпретации
данных ВИКИЗ и БКЗ
Основные процессы при бурении скважин
• Гидравлика в скважине (ламинарное, турбулентное течение
бурового раствора)
• Многофазная фильтрация флюидов в породном массиве
• Рост глинистой корки
• Солеперенос и диффузия
• Эволюция полей напряжений и деформаций в
околоскважинном пространстве (вследствие
взаимодействия техногенных и природных факторов)
• Разрушение породы, возникновение техногенной
трещиноватости, изменение пористости и проницаемости
Схема установки
Описание эксперимента
Вертикальное нагружение
Обжимное давление
Нагружение по осям, Бар
150
Предел
прочности
100
Статическое
равновесие
50
0
0
1000
2000
Время
3000
Образцы до и после эксперимента
Геомеханические параметры
Угол внутренного трения (Q)
-38.87
град.
Величина сцепления (So)
24.27
МПа
Модуль Юнга (E)
20.70
ГПа
Коэффициент Пуассона (n)
0.185
-
На основе
геомеханического
моделирования
показано, что при
бурении
разведочных и
промысловых
скважин в
диапазоне глубин
2-4 км в их
окрестности
возникают зоны
разрушений
(размеры
нелинейно зависят
от соотношения
компонент
напряжений в
природном поле),
в которых
существенно
изменяется
проницаемость и
пористость
r* - размер зоны необратимых деформаций = пластичности горных пород
q – коэффициент бокового отпора
 - угол внутреннего трения
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ПРИ ПРОДВИЖЕНИИ ЗАБОЯ
горизонтальные
деформации
вертикальные
деформации
Параметры базовой модели


















r0=0.1;
rc=2.1;
vis_wat=0.001;
vis_oil=0.004;
Per=5.e-15;
Per_cake=2.e-19
Por=0.2;
Por_cake=0.2;
delta=0.3;
n_wat=2.0;
n_oil=3.0;
Depth=3000;
Pc=30.e+6;
zb=0.05;
beta=5.e-10;
Sw0=0.25;
Cw0=0.02;
Cw1=1.00;
радиус скважины, м
размер расчетной зоны, м
вязкость бурового раствора, Па*с
вязкость пластового флюида (нефти), Па*с
проницаемость пласта, м2
проницаемость глинистой корки, м2
пористость пласта
пористость глинистой корки
содержание глинистых частиц в буровом растворе
показатель степени для водонасыщенности
показатель степени для нефтенасыщенности
глубина скважины, м
начальное давление в пласте, Па (контурное такое же !)
относительно превышение давления на контуре скважины над пластовым
коэффициент сжимаемости пластовых флюидов, 1/Па
водонасыщенность в пласте
соленость в пласте
соленость бурового раствора на входе
Параметры базовой модели

Draw*+=,1.0,3.0,6.0,12.0,18.0,24.0-; моменты времени







Параметры для аппроксимации экспериментальных данных о зависимости
проницаемости от напряжений
Tmx1=10.e+6;
k_in=1.00;
k_el=0.65;
k_pl=0.25;
factor=2.50;
---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------






Den_0=1000;
Den_1=3000;
q1=0.80;
Tc=12.e+6;
Fr=15;
LAM=0.0;
плотность бурового раствора
плотность горных пород
коэффициент бокового отпора
сцепление пород скелета коллектора, Па
угол внутреннего трения пород скелета коллектора, град
параметр дилатансии
Типичная зависимость проницаемости пород
от дифференциального напряжения
Лабораторные исследования
Предел прочности
пластичность
Распределение дифференциальных напряжений
и проницаемости пород в окрестности скважины
Изменение солености пластового флюида при разных режимах
По результатам
геомеханического
моделирования на
получена временная
зависимость
солености пластового
флюида при
различных режимах
деформирования . Из
графика можно
оценить влияние
напряженностей на
фильтрационные
процессы
Аналогичные
зависимости получены
для
водонасыщенности.
Учет режима
деформирования
вносит также
значительные
изменения в состав
пластового флюида
Изменение радиального профиля
УЭС с учѐтом зоны необратимых
деформаций
Скважина Когалымского месторождения
Без учёта геомех. процессов
Через 24 часа после
вскрытия пласта
С учётом геомех. процессов
Изменение радиального профиля
УЭС с учѐтом зоны необратимых
деформаций
Скважина Когалымского месторождения
Без учёта геомех. процессов
Через 24 часа после
вскрытия пласта
С учётом геомех. процессов
Спасибо за
внимание !
Будьте
бдительны !!!