СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ БУРОВОГО РАСТВОРА
METHOD OF DETERMINING CHANGE IN PROPERTIES OF BOREHOLE AREA OF RESERVOIR-BED UNDER INFLUENCE OF DRILLING SOLUTION

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов керна, в частности оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефтегазосодержащих пластов из-за проникновения в нее компонентов бурового раствора.
В процессе бурения под воздействием избыточного давления фильтрат бурового раствора, а также содержащиеся в нем мелкие частицы, полимеры и иные компоненты проникают в околоскважиную зону пласта и вызывают значительное снижение ее пористости и проницаемости. Кроме того, на стенке скважины формируется внешняя фильтрационная корка, состоящая из отфильтрованных твердых частиц и иных компонентов бурового раствора.
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 пористость и проницаемость частично восстанавливается. 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).
Для описания этого явления обычно используется термин ″повреждение околоскважинной зоны пласта″ или просто ″повреждение пласта″.
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.
Общепринятым лабораторным методом проверки качества бурового раствора является фильтрационный эксперимент по его закачке в 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 интегральное гидравлическое сопротивление образца керна (отношение текущего перепада давления на керне к текущему расходу), изменение которого обусловлено динамикой роста/разрушения внешней фильтрационной корки на торце керна и накоплением/выносом компонент бурового раствора в породе.
Однако профиль поврежденной пористости и проницаемости вдоль образца керна (вдоль оси фильтрации) после закачки бурового раствора (или после обратной прокачки) представляет собой важную информацию для понимания механизма повреждения пласта и выбора соответствующего метода повышения коэффициента продуктивности скважины (минимизации повреждения призабойной зоны пласта). Данные параметры не замеряются в рамках указанной выше традиционной процедуры проверки качества бурового раствора.
Для определения этих параметров требуется привлечение дополнительных методов.
В патенте США 5253719 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. Дополнительно может быть проведено экспериментальное определение пористости и проницаемости керна.
Все перечисленные в патенте США 5253719 методы являются достаточно время- и трудоемкими методами исследования, большинство из них требует разрушения исходных образцов керна.
В качестве альтернативы можно использовать, например, акустические методы исследования.
В патенте США №2009/0168596 от 2 июля 2009 описан метод оценки пористости и литологии продуктивного горизонта в реальном времени с помощью каротажа во время бурения, используя измеренные величины аттрибутов затухания в породе для волн сжатия и/или сдвига. Измеренные аттрибуты затухания используются совместно с эмпирической картой литологии для определения литологии, пористости и насыщенности продуктивного горизонта, когда эти параметры неизвестны.
В патенте США №2011/0242938 от 6 октября 2011 предлагаются методы, а также примеры их реализации для анализа образцов керна, отобранных из скважины. Предлагаемые методы могут включать извлечение первого керна из скважины с помощью керноотборного инструмента на первой глубине, измерение ультразвуковым методом скорости звука в первом образце керна, передачу измеренной ультразвуковым методом скорости звука в первом образце керна на устройство отображения, анализ в реальном времени измеренной скорости ультразвуковых волн, выбор второго образца керна на первой глубине, если качество первого керна оказалось неудовлетворительным, извлечение второго керна на второй глубине, если первый керн оказался высокого качества. Далее в патенте США №2011/0242938 декларируется определение одного из следующих параметров: однородность, целостность, литология образцов керна на основе полученного профиля скорости ультразвуковых волн.
Отмеченные выше патенты США №2009/0168596 и США №2011/0242938 направлены на определение свойств образцов керна, таких как пористость, характер насыщения, литология, исходя из аттрибутов волн, распространяющихся через исследуемый образец. В них не предусмотрено определение изменения свойств породы околоскважинной зоны пласта, возникающего в результате воздействия компонент бурового раствора или иных технологических жидкостей (для простоты изложения назовем проникшие компоненты ″загрязнитель″).
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения изменений свойств породы околоскважинной зоны пласта, возникающих в результате воздействия загрязнителя.
В соответствии с предлагаемым способом отбирают керн из стенки скважины и откалывают от керна по меньшей мере одну часть. Осуществляют облучение отколотых частей керна акустическими продольными волнами и измеряют скорость акустических продольных волн в каждой отколотой части керна.
Выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного литологического типа породы и определяют пористость облученных отколотых частей керна, используя выбранную взаимосвязь и измеренные скорости продольной акустической волны. Определяют величину изменения пористости путем сопоставления полученных значений пористости и значения референсной пористости, характерной для данного литологического типа породы.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения за референсную пористость принимают неповрежденную пористость аналогичного литологического типа породы.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, рассчитанную исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения за референсную пористость принимают пористость, рассчитанную исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной.
В качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью волны и пористостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения полученные значения измененной пористости используют для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения наряду с определением величины изменения пористости определяют и величину изменения проницаемости, для чего в процессе облучения частей керна продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной волны. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литологического типа породы и, используя измеренные коэффициенты затухания или амплитуды продольной волны и выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью для данного литологического типа, определяют величину изменения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости и значения референсной проницаемости, характерной для данного литологического типа.
За референсную проницаемость принимают либо известную неповрежденную проницаемость аналогичного литологического типа, либо проницаемость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной, либо проницаемость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.
В качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения при откалывании двух и более частей керна наряду с определением величины изменения пористости измеряют и глубину изменения пористости, для чего откалывают части керна, соответствующие различным расстояниям от стенки скважины. В этом случае также дополнительно может быть измерена глубина изменения проницаемости, для чего в процессе облучения каждой из отколотых частей керна продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной волны. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литологического типа породы и, используя измеренные коэффициенты затухания или амплитуды волны и выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания или амплитудой волны и проницаемостью для данного литологического типа, определяют глубину изменения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости и значения референсной проницаемости, характерной для данного литологического типа.
За референсную проницаемость принимают либо известную неповрежденную проницаемость аналогичного литологического типа, либо проницаемость, известную из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины части керна, предварительно экстрагированной, либо проницаемость, измеренную для предварительно экстрагированной части керна.
В качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.
Изобретение поясняется чертежом, где на фиг.1 приведена качественная схема околоскважинной зоны и области бокового отбора керна из стенок скважины.
Общеизвестно, что скорость и коэффициент затухания акустических (упругих) волн в пористой среде зависят от свойств последней, таких как пористость, проницаемость, сжимаемости и плотности слагающих ее фаз и т.д.
Теория распространения волн в пористых средах, разработанная Френкелем-Био-Николаевским (см., например, Biot M.A. Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated solid. I. Low frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.168-178. II. Higher frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.179-191, или Nikolaevskiy V.N. Geomechanics and Fluidodynamics with applications to reservoir engineering. SpringerVerlag, Dordrecht. 1996. стр.50-57, 65-72) предсказывает существование двух типов продольных волн: ″быстрая″ волна (или продольная волна первого типа) и ″медленная″ (или продольная волна второго рода). В диапазоне частот 0.5-10 МГц, что соответствует типичным лабораторным измерениям, продольная волна второго рода характеризуется интенсивным затуханием, особенно в насыщенных породах и, следовательно не может распространяться на сколь-либо значимые расстояния.
Таким образом, данное изобретение ограничивается рассмотрением атрибутов продольной волны только первого рода.
Другим следствием теории Френкеля-Био-Николаевского является зависимость скорости продольной волны первого рода от пористости породы, а также сжимаемости и плотности насыщающего флюида и породы скелета. Коэффициент затухания и дисперсия (т.е. зависимость фазовой скорости от частоты) волны первого рода зависят также и от проницаемости породы.
При интерпретации данных акустического каротажа обычно применяются простые эмпирические связи. Например, для оценки пористости в плотной хорошо сцементированной породе широко используется эмпирическое уравнение среднего времени (или уравнение Вилли), связывающее интервальное время пробега волны и пористость породы (см., например, Log interpretation principles/applications by Schlumberger. 1989, глава 5, стр.6):
или
LOG
ma
f
где ϕ - пористость породы, t - интервальное время пробега волны через породу, зарегистрированное в акустическом каротаже; t - интервальное время пробега волны в минеральном скелете породы; t - интервальное время пробега волны в насыщающей жидкости.
Уравнение (1) соответствует тому факту, что в плотной хорошо сцементированной породе интервальное время пробега продольной волны (т.е. время распространения волны вдоль пути единичной длины, а следовательно обратно пропорциональное величине скорости волны) является величиной, средней по объему от интервального времени пробега волны в минеральном скелете породы и в жидкости, заполняющей поровое пространство.
p
Для оценки пористости слабосцементированных пород по данным акустического каротажа вводится эмпирический поправочный коэффициент C (см., например, Log interpretation principles/applications by Schlumberger. 1989, глава 5, стр.7):
Существуют и иные эмпирические связи (аналитические или ввиде номограмм) между временем пробега волны и пористостью, полученные для различных типов породы (см., например, Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М.: «Недра», 1978. стр.132-143; Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. М.: Недра, стр.176).
0
Проникновение компонент бурового раствора приводит к снижению пористости от исходной величины ϕ:
где σ - объемная доля захваченных частиц в единице объема пористой среды.
Снижение пористости, в свою очередь, приводит к росту скорости продольной волны (уменьшению интервального времени пробега).
Количественно степень повреждения (изменения) пористости может быть оценена по измеренным величинам скорости распространения (интервального времени пробега) продольной волны в образце керна, подвергнувшемся воздействию бурового раствора, и образце керна аналогичного литологического типа (литотипа) с исходной неповрежденной пористостью, используя известную эмпирическую взаимосвязь (аналитическую или ввиде номограммы) между временем пробега волны и пористостью для данного типа породы, см., например, Wyllie M.R.J., Gregory A.R., Gardner G.H.F. An experimental investigation of factors affecting elastic wave velocities in porous media. 1958. Vol.23. No.3. pp.459-493, или исходя из теории Френкеля-Био-Николаевского, Biot M.A. Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated solid. I. Low frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.168-178. II. Higher frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.179-191, или Nikolaevskiy V.N. Geomechanics and Fluidodynamics with applications to reservoir engineering. SpringerVerlag, Dordrecht. 1996. стр.50-57, 65-72).
Например, для связи (1) степень изменения пористости определяется как
d
0
LOG
LOG
где t  и t  - интервальные времена пробега волны через образец керна, подвергнувшийся воздействию бурового раствора, и образец керна аналогичного литотипа с исходной, неповрежденной, пористостью.
Полученные данные о глубине и степени снижения пористости могут быть использованы для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.
Изменение проницаемости породы может быть оценено по измеренным величинам коэффициента затухания продольной волны в образце керна, подвергнувшемся воздействию бурового раствора, и образце керна аналогичного литотипа с исходной неповрежденной пористостью, используя теорию Френкеля-Био-Николаевского.
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг.1 показаны ствол скважины 1, область 2 отбора (выбуривания) керна из пласта, зона 3 повреждения в окрестности скважины, неповрежденный пласт 4 и стенка скважины (граница ″скважина-пласт″) 5.
В соответствии с предлагаемым способом осуществляют отбор керна из стенки скважины (боковой отбор керна), область 2 на Фиг.1, например, с помощью грунтоноса или бокового керноотборника (примеры реализации подобных керноотборников описаны в патенте США №4950844 от 21 августа 1990 или патенте США №5487433 от 30 января 1996.
В общем случае, отобранный керн (область отбора 2 на Фиг.1) может включать как участок, затронутый воздействием бурового раствора (т.е. расположенный в зоне повреждения 3 на Фиг.1), так и участок, не затронутый воздействием бурового раствора (т.е. расположенный в неповрежденном пласте 4 на Фиг.1). В зависимости от глубины зоны повреждения соотношение между этими участкам керна может значительно меняться, вплоть до исчезновения одного из них.
Откалывают от керна по меньшей мере одну часть. Осуществляют облучение отколотых частей керна акустическими (упругими) продольными волнами и измеряют скорость акустической продольной волны в отколотых (″исследуемых″) частях, например, согласно ГОСТ 21153.7-75. Породы горные. Метод определения скоростей распространения упругих продольных и поперечных волн. СССР 1975, пункты 2-4.
Выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной волны и пористостью для данного литотипа породы, например аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского. Используя выбранную эмпирическую взаимосвязь и измеренные скорости акустической (упругой) продольной волны, определяют пористость исследуемых частей керна.
i
ref
i
i
ref
Сопоставляют измеренные значения пористости ϕ и значения референсной, т.е. неповрежденной пористости ϕ, характерной для данного литотипа породы, и определяют величину изменения (″повреждения″) пористости под воздействием бурового раствора согласно соотношению ϕ*=ϕ/ϕ.
i
ref
i
ref
i
i
ref
i
Для определения глубины изменения (″повреждения″) пористости под воздействием бурового раствора от керна откалывают две и более части, соответствующие различным расстояниям от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, осуществляют облучение каждой отколотой (″исследуемой″) части керна акустическими продольными волнами, измеряют скорости акустических продольных волн, определяют значения пористости ϕ в каждой исследуемой части и сопоставляют их со значения референсной пористости ϕ, характерной для данного литотипа породы. Глубину изменения (″повреждения″) пористости определяют как расстояние от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, при которой ϕ достигает значения ϕ, т.е. ϕ*=ϕ/ϕ становится близким к единице (ϕ*≈1).
В качестве референсной пористости могут быть использованы неповрежденная пористость аналогичного литотипа породы, если она известна из проведенных ранее исследований, или пористость, известная из имеющейся в наличии геолого-геофизической информации для данного пласта-коллектора, или пористость, рассчитанная исходя из скорости акустических (упругих) продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, или пористость, рассчитанная исходя из скорости акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, предварительно экстрагированной. За референсную пористость может быть принята пористость, измеренная для предварительно экстрагированного куска керна, например, согласно стандартной методике, ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. СССР, 1985.
Полученные значения измененной пористости могут быть использованы для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.
i
ref
i
i
ref
i
ref
i
i
Для определения изменения проницаемости дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны. Выбирают эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литотипа породы и, используя выбранную эмпирическую взаимосвязь между коэффициентом затухания волны и проницаемостью для данного литотипа, определяют величину изменения, т.е. повреждения проницаемости путем сопоставления полученных значений проницаемости k и значения референсной, т.е. неповрежденной, проницаемости k, характерной для данного литотипа породы. Величину повреждения проницаемости определяют как k*=k/k. При исследовании двух и более частей керна, отколотых так, что они соответствуют различным расстояниям от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, определяют глубину изменения проницаемости как расстояние от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) 5, при которой k достигает значения k, т.е. k* становится близким к единице (k*≈1).
За референсную проницаемость принимают либо известную неповрежденную проницаемость аналогичного литотипа породы, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, либо проницаемость, рассчитанную исходя из коэффициента затухания акустических продольных волн в наиболее удаленной от стенки скважины (границы ″скважина-пласт″) части керна, предварительно экстрагированной. За референсную проницаемость может быть также принята проницаемость, измеренная для предварительно экстрагированной части керна, например, согласно стандартной методике, ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. СССР, 1985.
В качестве эмпирической взаимосвязи между коэффициентом затухания волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость, или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.