Document 2049629

БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
65
Юрий Петрович СТЁПИН родился в 1946 г. Окончил ГАНГ имени И.М. Губкина
в 1969 г. Доктор технических наук, профессор кафедры АСУ РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина. Специалист в области компьютерной поддержки принятия управленческих решений. Автор более 121 научных публикаций.
E-mail: stepin@qubkin.ru
УДК 532.546
КОМПЛЕКСНЫЙ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ ПОДХОД
К ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ ПРОНИКНОВЕНИЯ
И ЗАХВАТА КОМПОНЕНТОВ БУРОВОГО РАСТВОРА
И СОПУТСТВУЮЩЕГО ИЗМЕНЕНИЯ
ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОДЫ КОЛЛЕКТОРА
 Д.Н. МИХАЙЛОВ2 , Н.И. РЫЖИКОВ1,2, В.В. ШАКО2
(1Московский Физико-Технический Институт,
Российская Федерация, Московская облаcть, 141700, г. Долгопрудный,
Институтский пер., д. 9;
2
Научно-исследовательский центр «Шлюмберже»,
Российская Федерация, 119285, г. Москва, ул. Пудовкина, д. 13)
Изменение свойств околоскважинной зоны пласта под воздействием проникших компонент бурового раствора или других технологических жидкостей оказывает значительное влияние на последующую эксплуатацию
скважины, данные испытателей пластов и геофизических приборов. Лабораторные фильтрационные эксперименты с буровым раствором позволяют
измерить лишь интегральное гидравлическое сопротивление образца керна, что недостаточно для понимания механизма повреждения пласта. Данная работа направлена на разработку методов получения дополнительных
данных о процессе загрязнения кернов компонентами буровых растворов.
В статье представлены методы построения профилей захваченных компонент в пористой среде с использованием рентгеновской компьютерной микротомографии, анализа фотографий расколотого керна и акустического
профилирования загрязненных образцов пористой среды. Предложен метод оценки концентрации полимера в профильтровавшейся через образец
жидкости c помощью измерения ее реологических свойств. Используя аналитические решения для профиля захваченных компонент, были оценены
коэффициенты захвата компонент в пористой среде.
Ключевые слова: пористая среда; перенос твердых частиц; буровой раствор.
Проблема повреждения околоскважинной зоны пласта под воздействием
проникших компонент бурового раствора (или промывочной жидкости) имеет

Статья рекомендована к печати редакционной коллегией сборника.
66
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА № 4 (273) 2013
большое значение, особенно для горизонтальных скважин, так как заканчивание большинства из них производится в необсаженном состоянии, то есть без
цементированной и перфорированной эксплуатационной колонны.
Буровые растворы представляют собой сложные смеси полимеров, частиц
(размером от сотен до десятых долей микрон), 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 околоскважинную зону пласта и ухудшают ее
коллекторские свойства, в первую очередь – снижают проницаемость. Формируется сложная структура, где, как правило, выделяются внешняя фильтрационная корка (образующаяся на стенке скважины и состоящая из отфильтрованных твердых частиц и глины бурового раствора), внутренняя фильтрационная корка (формируемая частицами бурового раствора, проникающими
в пластовые породы) и зона проникновения фильтрата бурового раствора.
В процессе освоения скважины внешняя фильтрационная корка разрушается, проникшие компоненты бурового раствора частично вымываются из
околоскважинной зоны, а ее проницаемость частично восстанавливается. Тем
не менее, часть компонентов остается удержанной в поровом пространстве
породы (адсорбция полимеров на поверхности пор, захват в поровых сужениях
и т.д.), что приводит к существенному различию между исходной и восстановленной проницаемостью.
Для характеризации этого явления обычно [1, 2] используется термин
«повреждение околоскважинной зоны пласта» или, просто, «повреждение
пласта».
Наличие поврежденной зоны обусловливает значительные потери пластовой энергии и снижение продуктивности по отношению к природному состоянию пласта, искажает форму индикаторных кривых, влияет на данные испытателей пластов и геофизических приборов, затрудняя их интерпретацию.
Традиционные лабораторные фильтрационные эксперименты по исследованию воздействия суспензии на образец керна позволяют определить только
изменение коэффициента проницаемости, которое обусловлено динамикой
формирования/разрушения внешней фильтрационной корки на торце керна и
накоплением/выносом компонент бурового раствора в породе.
Однако распределение концентрации удержанных частиц в околоскважинной зоне пласта представляет собой важную информацию для понимания
механизма повреждения пласта и выбора соответствующего метода повышения коэффициента продуктивности скважины за счет минимизации повреждения околоскважинной зоны пласта.
Для детального изучения зоны повреждения в последние годы используются все более сложные экспериментальные подходы [3, 4, 5].
В данной работе использован комплексный экспериментальный подход
к изучению параметров поврежденной околоскважинной зоны, включающий
фильтрационный эксперимент по закачке бурового раствора и анализ профиля
БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
67
компонент бурового раствора, удержанных в поровом пространстве. Предложены методы построения профилей для различных компонент бурового раствора. Разработанный подход позволяет измерить распределение компонент
бурового раствора по длине керна и оценить глубину проникновения компонент бурового раствора либо напрямую (если область проникновения соответствующих компонент не превышает размер керна), либо косвенно, используя
известные аналитические решения и оценивая эмпирические параметры из
экспериментальных данных.
Основы теоретического описания процесса фильтрации бурового
раствора. На начальном этапе фильтрации компоненты бурового раствора интенсивно проникают внутрь образца и удерживаются (адсорбируются на поверхности пор, захватываются «поровыми ловушками») в поровом пространстве, формируя так называемую внутреннюю фильтрационную корку. Проницаемость породы снижается в зависимости от доли порового пространства,
занятой удержанными компонентами бурового раствора.
На более позднем этапе, когда поры блокируются в достаточной степени,
частицы бурового раствора и некоторые иные его компоненты перестают
внедряться в пористую среду и отфильтровываются на входном торце керне
(стенке скважины). Начинается формирование внешней фильтрационной корки. Дальнейшее снижение проницаемости обусловливается в основном увеличением толщины внешней фильтрационной корки и ее уплотнением.
Поскольку повреждение проницаемости пористой среды происходит в
основном на первом этапе, до формирования плотной фильтрационной корки,
исследование этого процесса представляет особый интерес.
Традиционно, для теоретического описания процесса переноса и накопления частиц в поровом пространстве используются феноменологические модели, основанные на кинетическом уравнении вида [4, 6, 10]:

t
 0 F ()wC ,
(1)
где t – время; С – концентрация частиц в растворе;  – доля объема пористой
среды, занимаемая захваченными частицами; w – скорость фильтрации несущей фазы; 0 – коэффициент захвата, определяемый эмпирически; F() – поправочная функция, которая также определяется эмпирически.
При течении в пористой среде полимерных растворов используется несколько иное кинетическое уравнение [0]:
  poly
t
  poly (max
poly   poly ) C poly ,
(2)
где poly – максимально возможная концентрация адсорбированного полимера
в пористой среде.
В отличие от уравнения (1), уравнение (2) не содержит скорости фильтрации и учитывает тот факт, что количество адсорбированного полимера
68
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА № 4 (273) 2013
не может превышать некоторой величины, определяемой свойствами связи
макромолекул полимеров с поверхностью пор и структурой адсорбционного слоя.
Для описания влияния захваченных частиц на проницаемость породы получено множество корреляций, основных как на модельных представлениях,
так и полученные эмпирически [6, 7, 11].
Для однофазной фильтрации суспензии через керн в условиях начала
фильтрации (когда пористость изменяется слабо, а в кинематическом уравнении (1) поправочная функция F()  1) существует аналитическое решение
для профилей захваченных и взвешенных частиц вдоль образца (см., например
[1, 6, 10]):
 0 [Winj (t )  xm0 ]C0 exp(  0 x ), если Winj (t )  xm0 ,
( x )  
если Winj (t )  xm0 ;
0,
(3)
G0 exp(  0 x ), если Winj (t )  xm0 ,
C( x)  
если Winj (t )  xm0 ,
0,
(4)
где x – координата вдоль оси керна; Winj – объем закаченной в образец жидкости, отнесенный к площади сечения образца, m – пористость породы.
Известно также аналитическое решение для профилей адсорбированного
и подвижного полимера в случае, если адсорбция описывается уравнение кинетики (2), см. например [0].
Аналитическое решение (3)–(4) позволяет оценить коэффициент захвата
на основе динамики концентрации компоненты, истекающей из образца [0]
или на основе профиля распределения захваченной компоненты по длине образца. Однако, в случае достаточно высокой концентрации и интенсивности
захвата частиц, они либо не достигают противоположного конца керна, либо
их концентрация на выходе мала и не может быть зарегистрирована. Тем самым, приоритетным становится использование профиля захваченных компонент. При этом глубина проникновения исследуемой компоненты определяется либо напрямую, либо, если область проникновения компоненты превышает
размер керна, используя аналитические решения и оценивая эмпирические
параметры из экспериментальных данных.
Описание экспериментальной установки. Фильтрационные эксперименты в рамках данной работы проводились на установке ПИК-ИБР (OOO
«Геологика»), позволяющей воспроизводить скважинные условия, такие как
температура, репрессия на пласт и горное давление.
Кернодержатель установки позволяет исследовать образцы керна диаметром 3 см и длиной до 30 см. Вдоль образца расположены несколько отводов
для измерения перепада давления.
При прямой прокачке бурового раствора двухплунжерный насос поддерживает заданное давление или расход на входе в образец. На выходе расход
измеряется либо с помощью весов, соединенных с компьютером, либо с по-
БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
69
мощью другого двухплунжерного насоса, в зависимости от целей поставленного эксперимента.
Во время закачки загрязнителя расход на входе в образец поддерживался
постоянным, регистрировалась динамика изменения давления. Противодавление составляло 20 бар, эксперимент продолжался до достижения перепада на
образце в 45 бар.
На втором этапе эксперимента осуществлялась прокачка жидкости с противоположного конца керна («обратная прокачка») с целью моделирования
процесса удаления («отмыва») из керна проникших компонент загрязнителя.
На этом этапе регистрировалась динамика восстановления проницаемости на
разных расходах. Противодавление при обратной прокачке также поддерживалось равным 20 бар.
Образцы для исследований и растворы загрязнителей. В рамках данной работы проводились эксперименты на четырех типах модельных песчаников с различными значениями проницаемости. Типичные параметры для этих
образцов приведены ниже в таблице.
Перед каждым экспериментом измерялись пористость и проницаемость
по гелию исследуемых образцов с помощью порозиметра Coretest AP-608. Затем образцы вакуумировались и насыщались жидкостью, моделирующей пластовую воду.
Далее на фильтрационной установке проводилась прокачка насыщающей
жидкости (воды) для измерения начальной проницаемости образца и проверки
стабильности последней (то есть отсутствия разбухания природной глины, мобилизации природных частиц в поровом пространстве под влиянием закачиваемой жидкости и т.д.).
Для экспериментов использовались загрязнители в виде суспензии бентонитовой глины разной концентрации и суспензии частиц SiC в полимере
Xanthan. Для всех загрязнителей основой служил раствор NaCl 18 г/л в воде.
Такая концентрация обусловлена необходимостью предотвращения набухания
природных глин исследуемых образцов и контроля уровня набухания бентонитовой глины в закачиваемых суспензиях.
Реологические свойства бентонитовых и полимерных растворов измерялись с помощью реометра AntonPaar.
Гидродинамические данные фильтрационных экспериментов. Измеряемые в ходе экспериментов перепад давления и расход жидкости позволяют
определить динамику коэффициента проницаемости по мере прохождения загрязнителя через образец. В силу того, что при формировании плотной внешТипичные параметры для исследуемых типов образцов
Название образца
Bandera Grey
Grey Berea
Castlegate
Bentheimer
Пористость, %
Проницаемость, мД
Средний размер пор, мкм
20
20
25
23,5
2–50
60–200
400–1200
2200–4000
18
27
30
45
70
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА № 4 (273) 2013
ней фильтрационной корки проникновения частиц практически не происходит,
важной информацией является объем жидкости, потраченный на формирование внутренней фильтрационной корки (зоны кольматации) и вклад последней
в снижение проницаемости образца. Для выделения этапа формирования внутренней корки на данных динамики коэффициента проницаемости рассмотрим
момент скачкообразного восстановления проницаемости в начале обратной
прокачки. Предполагая, что внешняя фильтрационная корка разрушается
практически мгновенно, соотнесем начальный уровень коэффициента проницаемости при обратной прокачке с проницаемостью образца при наличии
только внутренней фильтрационной корки. После этого, переходя к начальному этапу фильтрационного эксперимента, можно оценить объем закачки, необходимый для снижения коэффициента проницаемости до этого уровня.
На рис. 1 приведена зависимость коэффициента проницаемости образца
песчаника Castlegate от объема прокачанного загрязнителя – бентонитовой
глины с концентрацией 10 г/л в рассоле NaCl 18 г/л. Пунктирная линия соответствует уровню проницаемости в начале «обратной прокачки». Эта линия
пересекает график в точке, соответствующей объему фильтрата в 17 мл (около
3 поровых объемов), что принимаем за объем жидкости, потраченный на формирование внутренней фильтрационной корки.
Рис. 1. Динамика проницаемости в ходе фильтрационного эксперимента (образец
Castlegate, закачка бентонитовой глины с концентрацией 10 г/л).
Цифрами обозначены основные стадии процесса: 1 – формирование внутренней фильтрационной корки; 2 – формирование внешней фильтрационной корки; 3 – обратная прокачка
БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
71
Методика построения профилей концентрации проникших компонент с помощью рентгеновской компьютерной микротомографии
(XmCT). Томография выполнялась на приборе SkyScan 1172. Наш опыт показывает что, для расчета профиля концентрации компонентов требуется разрешение не хуже чем 2–3 мкм на воксель (воксель – минимальный элемент
трехмерного изображения кубической формы). Для получения такого разрешения диаметр сканируемой области образца должен составлять не более
10 мм. Сканирование области внутри всего образца стандартного керна приводит к высокому уровню сигнал/шум и делает практически не возможной качественную интерпретацию данных. Поэтому из образца керна, через который
осуществлялась фильтрация, выпиливаются малые образцы диаметром 8 мм и
длиной от 1 до 1,5 см. Выбранный диаметр образца позволяет получить на
приборе SkyScan 1172 размер вокселя до 2,0 мкм.
Для расчета профилей концентрации захваченных компонент бурового
раствора использовался метод анализа гистограмм [13].
На рис. 2 приведет профиль для образца Bentheimer, в который закачивалась взвесь частиц SiC c концентрацией 10 г/л в воде. Глубина проникновения частиц превышает область построения профиля на основе данных
XmCT (4 мм), однако может быть оценена путем экстраполяции данных,
используя известные аналитические решения для профиля захваченных частиц
кольматанта (например, с помощью уравнения (3)). Оцененная величина
Рис. 2. Профиль пространственного распределения захваченных частиц SiC в образце
Bentheimer, полученный при помощи обработки данных XmCT
72
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА № 4 (273) 2013
Рис. 3. Динамика проницаемости во время эксперимента на образце Bentheimer во время
фильтрации взвеси частиц SiC в воде
составляет около 5 мм. Наличие зоны кольматации приводит к падению
эффективной проницаемости керна в 4,5 раза – от исходной 3000 мД до
650 мД (рис. 3).
Разработанный метод подходит для плотных компонент бурового раствора, но в случае с «легкими» компонентами, например, с глиной или полимерами, определить фронт проникновения компонент по томографии не представляется возможным из-за слабого контраста плотностей и коэффициентов
поглощения при рентгеновской микротомографии в сравнении с поровым
флюидом.
Анализ распределения интенсивности цветов на фотографии скола
образца. Для оценки профиля проникновения частиц бентонитовой глины
в образце горной породы была разработана специальная методика, основанная
на окрашивании глины и цифровом анализе распределения интенсивности
цветов на фотографии скола образца. В результате применения специального
красителя частицы бентонита приобретают характерный зеленый цвет, причем
фильтрат не окрашивается, а реологические свойства раствора не изменяются.
После фильтрационного эксперимента исследуемый образец раскалывается пополам вдоль направления фильтрации. Для обеспечения ровного скола
используется бразильский тест [14]. Образец фотографируется в расколотом виде.
В процессе последующего цифрового анализа фотография представляется
в виде трех двумерных матриц размером M N, где M и N соответствует числу
БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
73
пикселей по двум ортогональным направлениям. Каждая из матриц соответствует распределению интенсивности одного из трех цветов формата RGB: Rij,
Gij, Bij, где i – индекс элемента матрицы по направлению вдоль оси фильтрации, а j – поперек.
Для построения профилей распределения интенсивности цветов R, G, B
вдоль направления фильтрации, каждая матрица суммируется по j-му индексу:
Ai   Aij , А  R, G, B.
j
Малоамплитудные, коррелированные колебания профилей обусловлены
неоднородным распределением яркости изображения вдоль образца (неровности на сколе, неоднородность образца и т.д.) и устраняются вычитаниями
одного профиля от другого. Анализ серии изображений различных кернов показал, что увеличение содержания подкрашенной глины приводит к значительному уменьшению значений Ri и более слабому увеличению значений Gi.
Таким образом, в качестве параметра, характеризующего концентрацию проникшей глины, логично использовать разницу значений Ri и Gi.
Для удобства интерпретации, вычтем из профиля (Ri – Gi) величину, соответствующую средней разнице значений между профилями Ri и Gi незагрязненного образца («фоновое значение»).
На рис. 4 представлена фотография скола образца Castlegate после закачки раствора подкрашенной бентонитовой глины концентрации 10 г/л
Рис. 4. Фотография скола образца Castlegate после закачки раствора подкрашенной бентонитовой глины (концентрация 10 г/л).
Синяя линия соответствует профилю концентрации глины, полученному из анализа интенсивности цвета скола, а красная линия – аппроксимация профиля согласно уравнению (3)
74
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА № 4 (273) 2013
с нанесенным профилем распределения проникшей глины вдоль направления фильтрации. Синяя кривая соответствует профилю, рассчитанному с помощью цифрового анализа распределения цвета, а красная – его аппроксимация согласно аналитическому решению (3) при параметре захвата 0 
 50 м–1.
Данные динамики проницаемости во время фильтрации приведены на
рис. 1. Проницаемость за счет формирования внутренней корки упала в 30 раз
и достигла значения 10 мД от исходного в 300 мД после прокачки 17 мл
раствора.
Метод акустического профилирования. При фильтрации загрязнителей
через пористую среду пористость и проницаемость последней уменьшается.
Поскольку эти параметры влияют на скорость распространения и затухание
акустической волны [15, 16], появляется возможность оценить параметры области кольматации, изучая характеристики ультразвуковых волн, распространяющихся через различные части загрязненного образца. Возможность подобного измерения была экспериментально продемонстрирована в работе [17],
авторы которой закачивали комплексный буровой раствор в образец керна,
чтобы затем акустическим методом определить эффективную глубину его
проникновения. В отличие от работы [17], представленные ниже измерения
проводились на сухих образцах, что позволяет избежать влияния характера
насыщения на измеряемые параметры.
В качестве примера исследован образец песчаника Bentheimer, через который предварительно была профильтрована суспензии частиц SiC концентрации 25 г/л и размером 5 мкм в водном растворе полимера Xanthan с концентрацией 1 г/л. Пористость исходного образца составляла 23,55 %, проницаемость по гелию – 3940 мД. Для излучения и приема акустических волн использовались датчики Panametrics V103-RM. Апертура датчика составляет 1,3 см,
а основная частота – 1 МГц. С помощью системы позиционирования акустические датчики устанавливались диаметрально и передвигались вдоль образца с
шагом профилирования 2 мм. На каждом шаге измерялось время прохождения
волны и ее амплитуда. Пример измеренных профилей представлен на рис. 5.
Скорость звука и амплитуда для продольной волны в загрязненной части образца значительно изменены относительно незагрязненной. Глубина проникновения составляет примерно 3 см.
Замер концентрации истекающего полимера. Полимеры являются распространенным компонентом бурового раствора и одним из значимых повреждающих факторов. Полимеры в пористой среде неразличимы для рентгеновской томографии и не видны на сколах образцов, однако коэффициент адсорбции полимера может быть оценен по динамике концентрации на выходе из
исследуемого образца [11, 12].
Для оценки концентрации полимера в наших экспериментах использовались предварительно построенные корреляционные кривые между концентрацией полимера в растворе и вязкостью последнего.
Во время типичного фильтрационного эксперимента на образце песчаника Castlegate с 0,1%-м раствором полимера (Xanthan) в рассоле с содержанием
БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
75
Рис. 5. Профиль акустических измерений по длине загрязненного образца песчаника
Bentheimer: скорость звука и амплитуда волны
NaCl 18 г/л периодически отбирались пробы исходящей из образца жидкости
по 23 мл каждая. Такой объём объясняется требованием к минимальному
объему для определения вязкости на аппарате AntonPaar Physica MCR 501. Для
каждой пробы определялась вязкость. Рассчитанная на ее основе динамика
концентрации полимера на выходе из образца, как в ходе прямой прокачки
полимера, так и при обратной прокачке рассолом приведена на рис. 6. Здесь же
представлена динамика проницаемости образца.
Заключение. Основным результатом данной работы являются полученные профили концентрации для различных захваченных компонент бурового раствора с использованием методов рентгеновской компьютерной
томографии, акустического профилирования образца и распределения цвета
на фотографиях скола образца. По данным профилям был оценен коэффициент захвата, являющийся ключевым параметром для исследуемого процесса.
Метод, использующий анализ рентгеновской компьютерной микротомографии подразумевает изготовление мини-кернов для обеспечения необходимого разрешения томографии. Метод подходит для таких компонентов буровых растворов, как частицы баритов, кальцитов, гематитов и других материалов, которые отличимы на рентгеновской томографии от скелета и наполнителя образца (воздуха, воды и т.д.).
Акустический метод не имеет серьезных ограничений, однако объем захваченных компонентов должен быть достаточным, чтобы заметно изменить
акустические свойства. Оценка изменения проницаемости породы по коэффи-
76
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА № 4 (273) 2013
Рис. 6. Динамика проницаемости исследуемого образца (песчаник Castlegate, 600 мД) во
время фильтрации и динамика концентрации вытекающего из образца полимера
циенту поглощения волны представляется перспективным направлением, которое будет более подробно проработано в дальнейшем.
Анализ фотографий сколов образцов требует, во-первых разрушения
исследуемого образца и во-вторых – подбора специфического красителя для
окрашивания интересующего компонента бурового раствора без окрашивания
несущей жидкости.
Описанные методы профилирования не подходят для экспериментов с
полимером, однако полимер в большинстве экспериментов проходит на всю
глубину образца и параметры проникновения и абсорбции могут быть определены из его концентрации в вытекающем из образца потоке жидкости, например, с помощью представленного в статье метода.
В целом, данный комплекс экспериментальных методов покрывает большинство распространенных компонентов буровых растворов и позволяет получить профиль концентрации удержанных компонентов бурового раствора
либо напрямую, либо через оцененный параметр захвата. Данная информация
может быть использована при выборе оптимального метода повышения коэффициента продуктивности скважины, а также интерпретации данных испытателей пластов и геофизических зондов.
Научно-исследовательская работа выполнена в Московском научноисследовательском центре Шлюмберже. Авторы выражают свою благодарность Александру Бурухину и Анне Жарниковой за ценные советы и помощь
при проведении экспериментальных работ, а также Александру Надееву за
предоставление данных XmCT и помощь в их обработке.
БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
77
ЛИТЕРАТУРА
1. Civan F. Reservoir formation damage: fundamentals, modeling, assessment and mitigation. –
SecondEdition. – GulfPublishingCompany, 2007. – P. 1089.
2. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. – М.: Недра, 1987. – C. 151.
3. Longeron D.G., Alfenore J., Salehi N., Saintpère S. Experimental approach to characterize
drilling mud invasion, formation damage and cleanup efficiency in horizontal wells with openhole
completions//SPE 58737 – 2000.
4. Boek E.S., Hall C., Tardy P.M.J. Deep bed filtration modelling of formation damage due to
particulate invasion from drilling fluids//Transport in Porous Media. – 2012. – V. 91. – No. 2. –
P. 479–508.
5. Jiao D., Sharma M.M. Formation Damage due to Static and Dynamic Filtration of Water –
Based Muds//SPE 23823. – 1992.
6. Herzig J.P., Leclerc D.M., Le Goff P. Flow of Suspensions through Porous Media – Application to Deep Filtration//Industrial and Engineering Chemistry. – 1970. – Vol. 62. – No. 5. – P. 8–35.
7. Ives K.J., Pienvichitr V. Kinetics of filtration of dilute suspensions. Chemical Engineering Science. – 1965. – Vol. 20. – No. 11. – P. 965–973.
8. Tien C., Payatakes A.C. Advances in deep bed filtration//IChE Journal. – 1979. – Vol. 25. –
No. 5. – P. 737–759.
9. Bedrikovetsky P., Marchesin D., Shecaira F., Souza A.L., Milanez P.V., Rezende E. Characterisation of deep bed filtration system from laboratory pressure drop measurements//Journal of Petroleum
Science and Engineering. – 2001. – V. 32. – Issues 2–4. – P. 167–177.
10. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. – М.: Недра, 1961.
11. Zaitoun A., Kohler N. The role of adsorption in polymer propagation through reservoir rocks.
SPE 16274-MS. – 1987.
12. Bai R., Tien C. Effect of deposition in deep-bed filtration: determination and search of rate
parameters//Journal of Colloid and Interface Science. – 2000. – Vol. 231. – P. 299–311.
13. Рыжиков Н.И., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Метод расчета профилей распределения пористости и объемных долей материалов в пористой среде с помощью анализа данных рентгеновской микротомографии//Труды МФТИ. – 2013. – Т. 5. – № 4 (20). – С. 161–169.
14. Guo. H et al. Rock fracture-toughness determination by the Brazilian test//Engineering Geology. – 1993. – Vol. 33. – P. 177–188.
15. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (физика горных
пород). – М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2004 год. – C. 368.
16. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов Г.А. Механика насыщенных пористых сред. – М.: Недра, 1970. – C. 339.
17. Khan M.A. et al. A non-destructive method for mapping formation damage//Ultrasonics. –
2001. – Vol. 39. – Р. 321–328.
REFERENCES
1. Civan F. Reservoir formation damage: fundamentals, modeling, assessment and mitigation.
SecondEdition. GulfPublishingCompany, 2007, 1089 р.
2. Mikhailov N.N. Izmenenie fizicheskikh svoistv gornykh porod v okoloskvazhinnykh zonakh.
M.: Nedra, 1987, 151 p.
3. Longeron D.G., Alfenore J., Salehi N., Saintpère S. Experimental approach to characterize
drilling mud invasion, formation damage and cleanup efficiency in horizontal wells with openhole
completions. SPE 58737, 2000.
4. Boek E.S., Hall C., Tardy P.M.J. Deep bed filtration modelling of formation damage due to
particulate invasion from drilling fluids. Transport in Porous Media, 2012, v. 91, no. 2, pp. 479–508.
5. Jiao D., Sharma M.M. Formation Damage due to Static and Dynamic Filtration of Water –
Based Muds. SPE 23823, 1992.
78
ТРУДЫ РГУ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА № 4 (273) 2013
6. Herzig J.P., Leclerc D.M., Le Goff P. Flow of Suspensions through Porous Media – Application to Deep Filtration. Industrial and Engineering Chemistry, 1970, vol. 62, no. 5, pр. 8–35.
7. Ives K.J., Pienvichitr V. Kinetics of filtration of dilute suspensions. Chemical Engineering Science, 1965, vol. 20, no. 11, pp. 965–973.
8. Tien C., Payatakes A.C. Advances in deep bed filtration. IChE Journal, 1979, vol. 25, no. 5,
pp. 737–759.
9. Bedrikovetsky P., Marchesin D., Shecaira F., Souza A.L., Milanez P.V., Rezende E. Characterisation of deep bed filtration system from laboratory pressure drop measurements. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2001, v. 32, Issues 2–4, pp. 167–177.
10. Shekhtman Yu.M. Fil'tratsiya malokontsentrirovannykh suspenzii. M., Nedra, 1961.
11. Zaitoun A., Kohler N. The role of adsorption in polymer propagation through reservoir
rocks//SPE 16274-MS, 1987.
12. Bai R., Tien C. Effect of deposition in deep-bed filtration: determination and search of rate
parameters. Journal of Colloid and Interface Science, 2000, vol. 231, pp. 299–311.
13. Ryzhikov N.I., Mikhailov D.N., Shako V.V. Metod rascheta profilei raspredeleniya poristosti i
ob’emnykh dolei materialov v poristoi srede s pomoshch'yu analiza dannykh rentgenovskoi mikrotomografii. Trudy MFTI, 2013, t. 5, no. 4 (20), pp. 161–169.
14. Guo. H et al. Rock fracture-toughness determination by the Brazilian test. Engineering Geology, 1993, vol. 33, pp. 177–188.
15. Dobrynin V.M., Vendel'shtein B.Yu., Kozhevnikov D.A. Petrofizika (fizika gornykh porod).
M.: «Neft' i gaz» RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2004, 368 p.
16. Nikolaevskii V.N., Basniev K.S., Gorbunov A.T., Zotov G.A. Mekhanika nasyshchennykh poristykh sred. M.: Nedra, 1970, 339 p.
17. Khan M.A. et al. A non-destructive method for mapping formation damage. Ultrasonics,
2001, vol. 39, pp. 321–328.
Дмитрий Николаевич МИХАЙЛОВ окончил физический факультет МГУ имени
М.В. Ломоносова, в 1997 г. Кандидат физико-математических наук, старший научный
сотрудник Московского научно-исследовательского центра «Шлюмберже». Автор более
40 научных публикаций в области многофазных течений в пористых средах, акустики
пористых сред, теории гидроразрыва, электрокинетических эффектов.
E-mail: DMikhailov2@exchange.slb.com
Никита Ильич РЫЖИКОВ окончил МФТИ в 2011 г. Аспирант третьего года обучения МФТИ и научный сотрудник Московского научно-исследовательского центра компании «Шлюмберже».
E-mail: nryzhikov@slb.com
Валерий Васильевич ШАКО окончил МИФИ в 1982 г. Начальник научно-исследовательского отдела в Московском научно-исследовательском центре компании
«Шлюмберже». Специалист в области численного моделирования и экспериментальных исследований гидродинамики и теплообмена в нефтегазовых пластах и скважинах.
Автор более 30 научных публикаций.
E-mail: vshako@slb.com