Моделирование динамики изменения фильтрационных и электрических свойств околоскважинной зоны с целью оценки ее загрязнения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Макарова, Анастасия Андреевна

• Макарова, Анастасия Андреевна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Макарова, Анастасия Андреевна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Механизмы повреждения околоскважинной зоны пласта и методы их анализа

1.1. Первичное вскрытие коллекторов и его продолжительность

1.2. Механизмы повреждения пласта

1.3. Физические процессы, протекающие в околоскважинной зоне пласта

1.4. Глинистая корка и ее свойства

1.5. Зона кольматации

1.6. Зона проникновения фильтрата бурового раствора

1.7. Методы исследования параметров околоскважинной зоны

Глава 2. Моделирование влияния измененных фильтрационных свойств околоскважинной зоны на динамику начальной стадии добычи

2.1. Математическая постановка задачи

2.2. Анализ чувствительности на показатели загрязнения, очистки и добычи

2.2.1. Объем потерь фильтрата бурового раствора

2.2.2. Параметры внешней фильтрационной корки

2.2.3. Параметры зоны кольматации

2.2.4. Влияние перфорированных параметров

2.3. Моделирование динамики изменения фильтрационных свойств околоскважинной зоны

2.3.1. Миграции природных мелких частиц

2.3.2. Капиллярное расформировывание зоны проникновения

2.3.3. Изменение смачиваемости породы

2.4. Заключение к главе

Глава 3. Моделирование влияния измененных свойств околоскважинной зоны на отклик электрических зондов в неоднородных пластах

3.1. Математическая модель прямой задачи электрокаротажа

3.2. Численная реализация прямой задачи электрокаротажа

3.3. Проверка достоверности численных результатов задачи электрокаротажа

3.4. Влияние изменения свойств околоскважинной зоны на кажущееся сопротивление

3.4.1. Влияние объема потерь бурового раствора

3.4.2. Влияние капиллярного расформирования зоны проникновения

3.4.3. Влияние миграции природных мелких частиц

3.5. Оценка отклонения показаний БКЗ при изменении свойств ОЗП от данных палеток

3.6. Заключение к главе

Глава 4. Комплексная методика моделирования изменения свойств ОЗП

4.1. Единый подход к моделированию изменения свойств ОЗП

4.2. Практическое применение методологии

4.3. Заключение к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Моделирование динамики изменения фильтрационных и электрических свойств околоскважинной зоны с целью оценки ее загрязнения»

ВВЕДЕНИЕ

Изменение свойств околоскважинной зоны пласта (ОЗП) может происходить в процессе технологических операций, начиная с первичного вскрытия пласта, когда происходит проникновение содержащихся в буровом растворе компонент (фильтрат, частицы, глина, полимеры и т.д.).

В процессе этого формируется сложная структура, где, как правило, выделяется внешняя фильтрационная корка (образующаяся на стенке скважины и состоящая из отфильтрованных твердых частиц и глины бурового раствора), зона кольматации (ЗК) / внутренняя фильтрационная корка (формируемая твердыми компонентами бурового раствора, проникающими в пористую среду) и зона проникновения фильтрата бурового раствора. Одновременно имеет место последующее физико-химическое взаимодействие фильтрата бурового раствора с пластовыми флюидами и породообразующими минералами. Кроме того, значительно изменяется пространственное распределение удельного электрического сопротивления (УЭС) в ОЗП из-за изменения распределения насыщенностей и существенно различающейся электропроводности фильтрата бурового раствора, нефти и пластовой воды.

В ходе вызова притока при освоении скважины с открытым стволом частично разрушается внешняя и внутренняя фильтрационные корки, твердая фаза и иные компоненты частично вымываются из ОЗП, а ее свойства постепенно могут восстанавливаться. Тем не менее, различие между исходными и измененными свойствами околоскважинной зоны может быть значительным.

Для характеристики этого явления обычно используется термин "повреждение ОЗП" или просто "повреждение пласта", а также часто используется термин "загрязнение".

В результате фильтрационно-емкостные свойства ОЗП ухудшаются, что может приводить к снижению продуктивности скважины. Наличие зоны с

измененными свойствами влияет на данные испытателей пластов и геофизических приборов, затрудняя их интерпретацию.

Существуют различные методы, позволяющие исследовать и определять измененные свойства ОЗП: гидродинамические (лабораторные и промысловые), геофизические и метод математического моделирования. Предметами лабораторных исследований, как правило, являются внешняя фильтрационная корка и ЗК. Промыслово-геофизические исследования направлены, в основном, на изучение неизменной части пласта, и косвенно могут быть использованы для определения повреждения ОЗП. Развитие математического моделирования с использованием данных лабораторных экспериментов позволяет улучшить анализ и интерпретацию промысловых и геофизических данных, а также получить информацию о механизмах повреждения ОЗП.

Коммерческие гидродинамические програмные пакеты используют в качестве входного параметра для характеризации повреждения только один параметр - скин-фактор, что не позволяет оценить дифференциальный вклад разных механизмов в изменение свойств ОЗП. В последнее десятилетие успехи в математическом моделировании динамики изменения свойств ОЗП способствовали созданию целого ряда исследовательских программ. Однако вопрос о создании математической модели, которая бы детально учитывала дифференциальный вклад отдельных механизмов, происходящих в ОЗП, все еще открыт.

С этой целью в московском научно-исследовательском Центре технологической компании «Шлюмберже» [74, 162] разработана общая математическая модель изменения физических свойств пласта в ОЗП, основанная на лабораторных исследованиях керна [58] и учитывающая дифференциальный вклад отдельных механизмов, происходящих в ОЗП. Актуальной задачей является исследование с использованием математической модели влияния различных факторов на процессы повреждения и очистки ОЗП, а также последующей добычи и оценки продуктивности скважины. Возникает также необходимость разработки

модели учета влияния изменения свойств ОЗП на показания промыслово-геофизических методов и методики учета их показаний при оценке параметров повреждения ОЗП.

Цель настоящей работы состоит в моделировании и исследовании нестационарных процессов проникновения и удаления фаз бурового раствора в ОЗП и их влияния на ее фильтрационные и электрические свойства и на динамику очистки и продуктивность скважины, а также разработке методики диагностирования параметров зоны повреждения.

В качестве основных задач данного диссертационного исследования можно выделить:

Основные задачи работы:

• Исследование влияния различных геолого-физических и технологических факторов на динамику проникновения фаз бурового раствора в ОЗП и на показатели повреждения, очистки и добычи;

• Разработка математической модели и программного модуля для расчета показаний электрического каротажа при учете изменения свойств ОЗП;

• Исследование влияния изменения свойств ОЗП на данные электрокаротажа;

• Разработка методики определения механизмов повреждения ОЗП и оценки степени изменения свойств околоскважинного пространства по результатам геофизического и гидродинамического моделирований.

Научная новизна

1. Разработана комплексная методика оценки изменения фильтрационно — емкостных свойств околоскважинной зоны пласта из-за проникновения фаз бурового раствора на основе математического моделирования, данных освоения скважины, добычи и геофизических измерений.

2. Созданы математическая модель и программный модуль учета влияния проникновения фаз бурового раствора на электрические свойства околоскважинной зоны.

3. Показано, что изменение относительных фазовых проницаемостей и миграция мелкодисперсных частиц могут существенно влиять на свойства ОЗП, что находит отражение в продуктивности скважины и показаниях электрического каротажа.

4. Предложена методика определения возможных механизмов повреждения пласта и характера изменения свойств ОЗП из-за проникновения фаз бурового раствора.

Защищаемые положения

1. Количественная оценка изменения свойств околоскважинной зоны и его влияния на динамику очистки и продуктивности скважины на основе математических моделей проникновения фаз бурового раствора и изменения электрических свойств околоскважинной зоны.

2. Обоснование существенного влияния изменения относительных фазовых проницаемостей и миграции мелкодисперсных частиц на продуктивность скважины и показания электрического каротажа, характеризующие изменение свойств ОЗП.

3. Комплексная методика моделирования изменения фильтрационно — емкостных свойств и математическая модель изменения электрических свойств околоскважинной зоны пласта из-за проникновения фаз бурового раствора.

4. Отклонение кажущегося сопротивления от данных палеток бокового электрического зондирования для средних и малых зондов может быть использовано в качестве диагностического параметра для оценки степени изменения свойств ОЗП и механизмов повреждения пласта.

Практическая значимость данной работы

1. Предложена методология расчета изменения фильтрационно — емкостных свойств околоскважинной зоны пласта из-за проникновения фаз бурового раствора, которая позволяет прогнозировать коэффициенты продуктивности и механизмы повреждения пласта.

2. Создан вычислительный модуль, позволяющий рассчитать изменение электрических свойств околоскважинной зоны из-за проникновения фаз бурового раствора и уточнить интерпретацию измерений электрического каротажа.

3. На основе математических моделей проникновения фаз бурового раствора и изменения электрических свойств ОЗП разработан единый подход к моделированию и диагностике изменения свойств околоскважинной зоны и учету их влияния на динамику очистки и продуктивности.

4. Получаемая количественная оценка свойств околоскважинной зоны может быть использована для принятия обоснованного решения о возможных и эффективных методах обработки призабойной зоны и использоваться для корректировки показателей геофизических приборов и испытателей пластов.

5. Созданные симулятор и пакет программ используются сотрудниками ООО «Технологическая компания Шлюмберже» для моделирования динамики расходов и давления в процессе освоения скважины, а также для прогнозирования продуктивности скважины. На основе результатов расчетов этих программ написаны отчеты в рамках сотрудничества с компанией «Шлюмберже».

Личный вклад

Непосредственный вклад автора заключается в выполнении, анализе и обобщении результатов всех расчетов, представленных в диссертации, развитии математической модели и создании программного модуля для решения прямых

задач электрокаротажа с учетом изменения свойств ОЗП, а также в разработке и апробации на практическом примере комплексной методики определения возможных механизмов повреждения пласта и степени изменения свойств ОЗП из-за проникновения фаз бурового раствора.

Апробация работы

По теме диссертации автором опубликовано 10 научных работ, в том числе 5 статей в рецензируемых журналах (из них 4 - в журналах из перечня ВАК), 5 статей в виде тезисов в научных сборниках и трудах конференций. Результаты исследований докладывались на научных семинарах в РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина и в московском научно-исследовательском Центре технологической компании «Шлюмберже». Результаты работы были представлены на конференциях: международных молодежных научных конференциях «НЕФТЬ И ГАЗ» г. Москва в 2013, 2014 и 2015 гг.; Балтийской школе-семинаре «Петрофизическое моделирование осадочных пород» г. Санкт-Пертербург в 2013 г.; ХХ-ой конференции «Губкинские чтения» г. Москва в 2013 г.; Международной технической нефтегазовой конференции 8РЕ г. Будапеште 2015 г.; 17-й научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2015» в г. Геленджик. Всего автор принял участие в 6 научных конференциях.

Благодарности

Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю профессору д.т.н. Мищенко И.Т., заведующему кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, за постоянную поддержку и помощь в ходе диссертационной работы. Неоценима роль в подготовке диссертации к.ф.-м.и. Михайлова Д.Н., старшего научного сотрудника московского научно-исследовательского Центра технологической компании «Шлюмберже», который был научным консультантом, а также всего научного коллектива, в особенности, Шако В.В. и Тювени Б. Искреннюю благодарность диссертант выражает к.г.-м.н. Хохловой М.С., доц. кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, за ценные советы.

Глава 1. Механизмы повреждения околоскважинной зоны

пласта и методы их анализа

Первая глава представленной работы посвящена обзору существующих теоретических и научно-практических подходов к исследованию измененных свойств ОЗП и физических процессов, происходящих в ней.

В главе приведен обзор литературы, выполненный на основании российских и зарубежных публикаций, по классификации механизмов повреждения пласта и структуре ОЗП, образовавшейся при первичном вскрытии.

1.1. Первичное вскрытие коллекторов и его продолжительность

Процессы, протекающие при первичном вскрытии продуктивных пластов, оказывают значительное и часто необратимое влияние на коэффициент продуктивности скважины. Поэтому повышение качества первичного всктытия является важным этапом в процессе проектирования и строительства нефтянных и газовых скважин. В состав полного цикла сооружения скважины входят следующие операции [6, 7]:

1. Монтаж буровой установки;

2. Подготовка;

3. Поинтервальное углубление ствола;

4. Поинтервальное крепление ствола и разобщение пластов;

5. Первичное вскрытие продуктивных горизонтов;

6. Демонтаж буровой установки.

7. Глубинные исследование;

8. Спуск и цементирование эксплутационной колоны;

9. Вторичное вскрытие / Перфорирование;

10.Испытание скважины на приток пластового или приемистость нагнетаемого флюиды;

и

Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом, т.к. этот процесс достаточно продолжительный, то за время вскрытия в околоскважинной зоне могут происходить различные физические и химические процессы [64]. Длительность вскрытия продуктивного пласта оказывает влияние на глубину проникновения фильтрата бурового раствора, а также на кольматацию пласта содержащимися в нем компонентов (частицы, глина, полимеры и т.д.).

Сроки освоения и продуктивность скважин, пробуренных в идентичных условиях могут быть различными и в значительной степени зависят от качества работ по вскрытию пластов. На скорость бурения влияет ряд технологических факторов, определяемых буровым раствором: плотность, вязкость, водоотдача, содержание и состав твердой фазы. Эти показатели могут способствовать как увеличению, так и уменьшению механической скорости проходки. Например, при углублении скважин, пробуренных в различных районах нашей страны, от 1000 до 5000 м механическая скорость проходки иногда снижается в 25 раз, а коммерческая - более чем в 30 раз [76], что и оказывает непосредственное влияние на продолжительность процессов в околоскважинной зоне. Длительность операций по сооружению скважины, которые ухудшают ФЕС пласта, варьируется в широком диапозоне от нескольких часов до нескольких недель, что влияет на время взаимодействия фильтрата бурового раствора с продуктивными пропластками. В таблице 1.1.1. приведено время, затраченное на технологические операции по сооружению скважин, которые влияют на ухудшение ФЕС пласта [73, 107].

После бурения перед спуском обсадной колонны в ствол скважины проводятся геофизические исследования. Результаты исследований позволяют установить нефте-, водо и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. Длительность геофизических исследований варьируется в широком диапазоне от пары часов до пары дней [19]. После этого в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется в течение нескольких часов. Цемент в

заколонном пространстве оставляют на 16 - 24 ч для затвердевания. Затем в большинстве случаев проводят вторичное вскрытие, скважина перфорируется в намеченных интервалах.

Таблица 1.1.1 - Данные бурения

№ Описание Номер скважины Интервал бурения Время бурения Скорость проходки

м сут м/ч

1 Пласт ЮВ1 Урьевского месторождения; Горизонтальная скважина 7633 2948-3457 2.33 9.1

2 Урманское нефтянное месторождение в Сибири 210 1051-1245 0.32 25.5

118 83R1150 0.38 34.7

3 103 30 0.05 24.4

4 Верхне-Сургутское месторождение 618 2635- -3073 1.14 16.0

5 614 2950- -3390 1.54 11.90

6 604 2334- -2700 1.00 15.30

7 630 2705- -3243 1.19 18.90

8 Малобалыкское нефтяное месторождение; ЗападноСибирская провинция 5554 2952-3145 0.6 13.3

9 Месторождения в Техасе - 1702 9.0 7.88

10 - 1698 7.3 9.69

В поцессе освоения скважины околоскважинная часть пластовой системы стремится к первоначальному состоянию - промытая зона и зона проникновения расформировыватеся. Однако полного восстановления природного равновесия, как правило, не происходит и в прискважинной области возникают зоны необратимых изменений физических свойств пласта.

На продуктивность скважины наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости ОЗП непосредственно у стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов [6]:

• состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и реагентов раствора);

• противодавления на пласт от столба бурового раствора;

• длительности пребывания продуктивного пласта под давлением столба бурового раствора;

• состава цементного раствора;

• глубины, способа и плотности перфорации обсадной колонны;

• длительности пребывания пласта под раствором после перфорации;

• способа вызова притока флиюда из пласта и освоения скважин.

1.2. Механизмы повреждения пласта

С момента вскрытия продуктивных пластов в околоскважинной зоне скважины происходят процессы, приводящие к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств. Более того, происходят необратимые физико-химические, баротермические и другие процессы взаимодействия фильтрата и твердых компонет с пластовыми флюидами и породообразующими минералами пласта.

Изучению процессов изменения физических свойств пластов в ОЗП посвящены работы многих отраслевых, академических и вузовских специалистов и ученных Азаматова В.И., Ангелопуло O.K., Горбунова А.Т., Баренблата Г.И., Бермана Л.Б., Желтова Ю.П., Иванова М.М., Котяхова Ф.И., Мавлютова М.Р., Мамаджанова У.Д., Михайлова I I.H., Мищенко И.Т., Орлова Л.И., Свалова A.M., Ручкина А.Б., Свихнушина Н.М., Хавкина А .Я., Христановича С.А., Эпова М.И., Яремийчука P.C. и др., зарубежом - Abrams A., Bennion В., Bishop S.R., Civan F., Dewan J.T., Ferguson C.K., Fogler H.S., Hammond P.S., Holditch S.A., Khilar K.C., Klotz J.A., Krueger R.F., Outmans H.D., Ramakrishnan T.S. и др.

Amaefule J.O. [95] классифицировал параметры, влияющие на продуктивность нефтяных и газовых скважин, на следующие четыре группы:

1. Тип, микроструктура и минералогический состав пористой среды (минералогия продуктивных пластов);

2. Композиционный состав и свойства (в том числе минерализация) пластовых и посторонних флюидов;

3. Термодинамическая неустойчивость забойных условий (температура и поровое давление) и свойств пористой среды;

4. Особенности управления и разработки нефтянных и газовых месторождений.

Bennion В. [102] выделил общие механизмы повреждения пласта в порядке значимости, представленные в таблице 1.2.1. Bishop S.R. [105] обобщил семь механизмов повреждения пласта, описанных Bennion В. и Tomas F. [103] в следующем виде:

1. Несовместимость (индивидуальные свойства) жидкостей, например, при взаимодействии фильтрата промывочной жидкости с пластовыми флюидами могут образовываться нерастворимые осадки в поровом пространстве коллектора.

2. Несовместимость горной породы и жидкости, например, снижение фильтрационных характеристик нефтегазовых коллекторов вследствие закупорки набухающими глинистыми частицами или продуктами взаимодействия фильтратов промывочной жидкости с пластовыми флюидами и породой пласта.

3. Проникновение твердой фазы, например, проникновение утяжелителя или шлама.

4. Захват / блокировка фаз, например, блокирование водонефтяной эмульсии.

5. Химическая адсорбция / изменение смачиваемости, например, эмульсионная адсорбция и изменение смачиваемости и характеристики пласта.

6. Миграция природных частиц малого размера, например, внутреннее перемещение мелкодисперсных частиц в пористой среде, вследствие чего происходит закупорка пор.

7. Биологические процессы, например, введением бактериальных агентов в пласт при бурении и последующее образование полисахаридных полимерных осадков, которые снижают проницаемость.

Таким образом, за время вскрытия призабойной зоны скважины могу происходить как физические, так и химические превращения. Ниже мы остановимся, в основном, на физических процессах, протекающих в призабойной зоне скважины в период первичного и вторичного вскрытия скважины, вызова притока, освоения и капитального ремонта.

Таблица 1.2.1 - Схема процессов, происходящих в ОЗП и приводящих к ее повреждению [105, 109]

Изменение ОФП

Термические процессы

Разложение

Изменение минерального

Гидродинамические процессы

Проникновение н захват фаз

ш Буровой раствор на водной основе

Проникновение твердой фазы

Буровойраствор к нефтянной основе

Аэрированные жидкости

Биологические процессы

Коррозия

Разделение полимеров

Ферментация

Механическое загрязнение

Геомеханикие процессы

—{Лощение | [ Облитерация |

Вызваные перфорацией

Массообменные процессы

■^Расширс!

Уплотнение

Сжапк

Взаимодействие породы и флюида

Миграция природных частая малого размера

Разбухание 1Дефл окул1ф ованне

глин глин

Взаимодействие флюидов

[Адсорбция

■^Полимернаа

Ионогенная

Изменение

смачиваемост

и породы

Образование твердого осадка

Образование эмульсии

Парафинизацня

—| Гидраты —^ Асфальтены |

Диамоидонды

Другие твердые осадки

1.3. Физические процессы, протекающие в околоскважинной зоне пласта

Промывочная жидкость в процессе фильтрации из скважины в гранулярный пласт разделяется на дисперсную фазу и дисперсионную среду. Дисперсная фаза осаждается на зонах глинистой корки 1 и кольматации 2, а дисперсионная среда в виде фильтрата промывочной жидкости проникает в пласт, образуя зону проникновения фильтрата бурового раствора (рисунок 1.3.1). В процессе вытеснения нефти, газа, воды фильтратом в околоскважинной зоне образуется промытая зона и зона внедрения фильтрата глинистого раствора - зона проникновения.

Внедрение его в пласт приводит к изменению водонасыщения, минерализации, удельного электрического сопротивления и других физических

1 - внешняя фильтрационная корка; 2 - зона кольматации; 3 - зона проникновения фильтрата промывочной жидкости; к0, к,, к2, к3 - проницаемости, соответственно, начальная, внешней фильтрационной корки, зоны кольматации и зоны проникновения фильтрата бурового раствора

Рисунок 1.3.1 - Схемы околоскважинной зоны пласта после вскрытия его

бурением [17]

В зависимости от соотношения размеров частиц дисперсной фазы и пор коллектора различают два механизма осаждения твердой фазы из промывочной жидкости: с проникновением твердых частиц в поры пласта-коллектора и без

заметного проникновения. В первом случае, кроме зоны глинистой корки, образуется зона кольматации. Во втором случае появляется только глинистая корка [61].

Для широкого класса растворов, применяемых в процессе бурения, используют термины для характеристики зон, такие как: «внешняя фильтрационная корка» (частный случай - глинистая корка), образующаяся на стенке скважины и состоящая из отфильтрованных твердых частиц и глины бурового раствора; «внутренняя фильтрационная корка» (ЗК), формируемая частицами бурового раствора, проникающими в пластовые породы, и мобилизовавшимися природными мелкодисперстными частицами; и зона проникновения фильтрата бурового раствора (рисунок 1.3.1). Наличие поврежденной зоны обуславливает значительные потери пластовой энергии и снижение продуктивности по отношению к природному состоянию пласта. Далее будет более подробно рассмотрены механизмы формирования каждой из перечисленных зон и их свойства.

1.4. Глинистая корка и се свойства

Свойства глинистых корок изучались в связи с анализом прихвата бурильного инструмента, влиянием глинистой корки на качество цементирования скважин и вскрытия пластов [17, 40, 48, 57]. Начиная с 40-х годов прошлого столетия началось активное изучение физических свойств глинистой корки и влияния на ее свойства бурового раствора, условий бурения и промывки скважины [40, 57,76, 77, 93, 100, 104, 116, 125, 127, 146, 147, 149, 165, 166].

Для образования внутренней фильтрационной корки необходимо, чтобы буровой раствор содержал частицы, размер которых чуть меньше размера поровых отверстий в пласте. Эти частицы, называемые мостообразующими (сводообразующими), перекрывают наружные поры, после того некоторое число меньших частиц проникнет в поровое пространство пласта, а мостовая перемычка

у наружных пор продолжает расти за счет отложения мелких частичек, и через несколько секунд в пласт будет поступать только жидкая фаза.

Физические свойства внешней фильтрационной корки определяются условиями ее формирования. Скорость фильтрации и увеличение толщины внешней фильтрационной корки зависят от возможности разрушения поверхности корки под воздействием жидкости или в результате механической эрозии, проявляющихся в процессе циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве. Таким образом, принято выделять динамическую и статическую фильтрацию, соответственно [93].

В отсутствие циркуляции, т.е. при статическом режиме, потеря фильтрата бурового раствора и толщина корки увеличиваются пропорционально корню квадратному времени (и, следовательно, их рост замедляется). При этом режиме течения промывочной жидкости происходит только вглубь пласта. При динамическоской фильтрации наряду с движением промывочной жидкости в пласте имеет место циркуляция раствора в затрубном пространстве, приводящая к его движению вдоль оси скважины. В динамических условиях поверхность корки разрушается с определенной скоростью. Когда скорость роста фильтрационной корки становится равной скорости ее разрушения, толщина корки и скорость фильтрации сохраняются неизменными.

Толщина глинистой корки является определяющим фактором при возникновении осложнений, связанных с уменьшением радиуса скважины, чрезмерным вращающимся моментом, затяжками и прихватом из-за перепада давления, этому вопросу в литературе уделялось внимание в работах Б.В. Касперского [40] и У.Д. Мамаджанова [57]. Считается, что в стационарных условиях толщина глинистой корки пропорциональна фильтрационным потерям, поэтому достаточно определить потери. Фильтрационные потери снижаются с повышением содержания твердой фазы, а объем глинистой корки возрастает (рисунок 1.4.1).

т Ж и

я о.

о ¡-

о с

41

х

£

ф

я

я

«

о.

п

X

е

50 45 40 35 30 25 20

У''

Л7 £ ✓ ✓ а

—Фильтрационные потери Объем глинистой корки

и

Я

%

&

15 §

5Я

о н и я

X

10 »

С

г

о*

ГЙ

ю О

5 10 15

Объемная доля твердой фазы, %

20

Рисунок 1.4.1 - Изменение объема фильтрата, объема глинистой корки в зависимости от объемной доли твердой фазы в суспензии глины альтвармбюхен

[17]

Когда требуется определить толщину глинистой корки, образующейся в статических условиях, рекомендуется использовать метод, заключающийся в следующем: в фильтрационную камеру заливается небольшой объем бурового раствора; фильтрация прекращается в тот момент, когда отфильтруется весь раствор, так что в камере остается только фильтрационная корка. Момент времени, когда прекращается фильтрация, определяют путем наблюдения за объемом фильтрата через короткие промежутки времени и построения графической зависимости этого объема от корня квадратного продолжительности таких промежутков времени. Фильтрацию бурового раствора прекращают сразу после того, как график становится нелинейным. Общий объем отфильтрованного бурового раствора рассчитывается по суммарной массе фильтрата и внешней фильтрационной корки, деленной на плотность исходного раствора, затем по разности объемов отфитрованного бурового раствора и фильтрата определяют объем корки.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Макарова, Анастасия Андреевна, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Альпин J1.M. К теории электрического каротажа буровых скважин. - М.: ОНТИ НКШ СССР. - 1938. - 88 с.

2. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. - М.: Недра. - 1976. -216с.

3. Ангелопуло O.K., Джабаров К.А. Новая концепция повышения качества цементирования скважин. //Информ. сб. ВНИИЭГазпром. — 1990. — № 10. -С. 11-13.

4. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. - М.: Недра. — 1988. - 135 с.

5. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра. - 1984. — 207 с.

6. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2000. - 670 с.

7. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2001. -679 с.

8. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. М.: Недра. - 2003. - 479 с.

9. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра.-1993.-416 с.

Ю.Белаш П.М., Дахнов В.Н. Нейман Е.А. Электромоделирование задач промысловой геофизики. //Нефтяное хозяйство. - 1953. — №7.

П.Берман Jl.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. - М.: Недра. - 1972.-216 с.

12.Афанасьева A.B., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания.- М.: Недра. — 1975. -215 с.

13.Валиуллин P.A., Л.Е. Кнеллер. Геофизические исследования и работы в скважинах. Том 1: Промысловая геофизика. - Уфа: Информреклама. — 2010.- 172 с.

14.Венделыптейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. - М.: Недра. - 1978. - 318 с.

15.Геофизисеские исследования скважин. Сервисный каталог Shlumberger. -2004. - 53 с.

1 б.Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - 1982. - 317 с.

17.Грей Д. Р., Дарли Г. С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). - М.: Недра. - 1985. - 509 с.

18.Григоращенко Г.И. et al. Применение полимеров в добыче нефти. — М.: Недра. - 1978.-213 с.

19.Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. - М.: Гостоптехиздат. - 1959. — 697 с.

20.Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. - М.: Недра - 1982. - 448 с.

21.Дмитриев Н. М., Максимов В. М. Определяющие уравнения двухфазной фильтрации в анизотропных пористых средах //Механика жидкости и газа. - 1998. - №. 2. - С. 87-94.

22.Дмитриев В.И., Захаров Е.В. Метод интегральных уравнений в вычислительной электродинамике. - М.: МАКС Пресс. — 2008. - 316 с.

23.Добрынин В.М., Венделынтейн Б.Ю., Резванов P.A., Африкян А.Н. Промысловая геофизика. - М.: Нефть и газ. - 2004. - 400 с.

24.Друскин B.J1. Разработка методов интерпретации бокового каротажного зондирования в неоднородных осесимметричных средах. М.: МГУ. -1984.- 121 с.

25.Друскин B.JL, Книжнерман JI.A. Метод решения прямых задач электрокаротажа и электроразведки на постоянном токе // Физика Земли. - 1987.-№4.-с. 63-71.

26.Друскин B.JI., Тамарченко Т.В. Быстрый вариант метода частичных областей для решения задачи индукционного каротажа // Геология и геофизика. - 1988. -№ 3. - с. 120-126.

27.Желтов Ю.П. Разработка нефтянных месторождений. - М.: Недра. - 1986. -333 с.

28.Ельцов H.H. Автоматизированная интерпретация зондирований становлением поля в горизонтально-слоистых средах //Новосибирск: Изд. ИГиГ СО АН СССР. - 1990. - 16 с.

29.Ельцов И.Н. Интерпретация данных каротажа на основе комплексной геофизических и гидродинамических моделей. - Новосибирск. — 2004. — 329 с.

30.Ельцов И.Н. Интегрированная обработка и интерпретация измерений в скважинах. - Н.: Новосибирский государственный университет. — 2012. — 240 с.

31.Езевский Д., Вишневская И., Тухтаев Р., Латыпов А., Чарупа М., Вейнхебер П. Комплексный подход к изучению вложных коллекторов Покурской свиты на примере исследований, проведенных на одном из месторождений Западной Сибири. - SPE 166825. - 2013.

32.Еремин H.A., Золотухин А.Б., Назарова JI.H., Черников O.A. Выбор метода воздействия на нефтяную залежь / Под ред. И.Т. Мищенко. - М.: ГАНГ.- 1995.- 190 с.

ЗЗ.Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Васильев И.В., Северинов Э.В., Гайдуков Л.А., Родионов А.Е., Лачугин Д.С., Цаган-Манджиев Т.Н. Проведение исследований по определению функций ОФП для нефти и воды в пластовых условиях. // SPE - 162011-RU-2012. -9 с.

34.Закиров Э.С., Индрупский И.М., Закиров С.Н., Васильев И.В., Аникеев Д.П., Цаган-Манджиев Т.Н. Алгоритм решения задач по специальному мониторингу процесса исследования нагнетательных скважин с целью получения достоверной информации для ЗВ компьютерного моделирования. // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика» - 2014. - №1(9). - 17 с.

35.3олоева Г.М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения по ГИС.-М.: Недра. - 1995.-212 с.

36.Иванов Т.И. Методы решения прямых и обратных задач электрокаротажа. -М.:Наука.- 1983.- 143с.

37.Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизики. - М.: ГАНГ. - 1997. - 229 с.

38.Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизические методы контроля разработки месторождений нефти и газа. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.-2012.-373 с.

39.Кадет В.В. Методы теории перколяции в подземной гидромехание. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз. - 2008. - 96 с.

40.Касперский Б.В. Проникновение твердой фазы буровых растворов в пористую среду //Нефтяное хозяйство. -1971. - №9. - С. 30-32.

41.Кашеваров A.A., Ельцов И.Н., Эпов М.И. Гидродинамическая модель формирования зоны проиникновения при бурении скважин// Прикланданя механика и техническая физика. - 2003. - Т.44. - № 6. - С. 148-157.

42.Кнеллер J1.E. Потапов А.П. Решение прямой и обратной задач электрокаротажа в радиально-неоднородных средах. //Геология и геофизика. - 1989. - № 1. - С. 88-96.

43.Кнеллер J1.E. Определение удельного электрического сопротивления горных пород по данным электрокаротажа на ЭВМ. //Нефтегазовая геология геофизика. - 1981. — № 9. - С. 26 - 30.

44.Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. - М.: Недра. -1977.-287с.

45.Кочина H.H., Михайлов H.H. Гидродинамическое исследование изменения физических свойств в системе глинистая корка - пласт. //Изв. Вузов. Сер. Нефть и газ. - 1979. -№ 2. - С. 45-50.

46.Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. - М.: Макс пресс. - 2008. - 476 с.

47.Кронрод A.C. Беседы о программировании. - М.: Труды Института системного анализа РАН. — 2006. - 248 с.

48.Крылов В.И., Крецул В.В. Методическое указание по выбору промывочных жидкости для вскрытия продуктивных пластов. - М.: РГУ нефти и газа им. Губкина. - 2002. - 45 с.

49.Кучук Ф., Зейбек М., Ма Ш. Интеграция петрофизики и гидродинамики для улучшения геологической модели и описания продуктивного пласта // Геология и геофизика. -2014. - С. 33-39.

50.Латышова М.Г., Венделыптейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. - М.: Недра. - 1975.-272 с.

51.Леонтьев Н.Е. Основы теории фильтрации. — М.: Изд-во ЦПИ при механико-математическом факультете МГУ. - 2009. - С. 24-29. - 88 с.

52.Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. Технология бурения глубоких скважин. М.: Недра. - 1982. - 287 с.

53.Макарова A.A., Михайлов Д.Н., Шако B.B. Моделирование влияния на динамику начальной стадии добычи измененных фильтрационных свойств околоскважинной зоны при первичном вскрытии. //Геофизические исследования. - 2014. - Том 15. - № 1.

54.Макарова A.A., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Гидродинамическое моделирование динамики изменения фильтрационных свойств околоскважинной зоны при первичном вскрытии и очистке скважины с открытым стволом. //Технологии нефти и газа. - 2014. - № 3.

55.Макарова A.A., Мищенко И.Т., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Анализ чувствительности динамики очистки скважины и околоскважинной зоны к параметрам пласта, перфорации и свойствам бурового раствора. //Нефтяное Хозяйство. - 2015. - № 3.

56.Макарова A.A., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Моделирование влияния динамики изменения околоскважинной зоны на данные электрокаротажа //Геофизика. - 2015. - № 2.

57.Мамаджанов У.Д., Рахимов А.К., Т.А. Поляков и др. Заканчивание газовых скважин. - М.: Недра. - 1979. - 392 с.

58.Михайлов Д.Н., Рыжиков H.H., Шако В.В. Комплексный экспериментальный подход к определению кинетики кольматации пористых сред. // Нефтяное Хозяйство. - 2015. - № 3. - С. 74-78.

59.Михайлов H.H. Гидродинамические модели в промысловой геофизике.//Известия РАН СССР, М.Ж.Г. - 1980. - №2. - 187 с.

60.Михайлов Д.Н., Николаевский В.Н. Динамика потока в пористых средах при нестационарных фазовых проницаемостях // Изв. РАН. МЖГ. - 2000. - № 5. - С. 103-113.

61.Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. - М.: Недра - 1987. - 152 с.

62.Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. - М.: Недра. - 1996. - 348 с.

63.Мирзаджанзаде А.Х., Ширинзаде С.А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. - М.:Недра. - 1986. - 278 с.

64.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М.: ФГУП Из-во Нефти и газ.-2003.-816 с.

65.Мищенко И.Т., Ибрагимов JI.X., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М.: Наука. - 2000. - 414 с.

66.Никаньшин Д.П. Никифоров А.И. Моделирование переноса частиц различного размера двухфазным фильтрационным потоком // ИФЖ, 2000. -Т. 73.- №3._ С. 497-500.

67.Никифоров А.И., Никаньшин Д.П. Моделирование переноса твердых частиц фильтрационным потоком // ИФЖ, 1998. - Т. 71. - № 6. - С. 971975.

68.Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. - М.: Недра, - 1996.

- 447 с.

69.Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов Г.А. Механика пористых насыщенных сред. - М.: Недра. - 1970. - 335 с.

70.Номикосов Ю.П. Влияние скорости потока глинистого раствора на водопроницаемость и толщину глинистой корки. //НТЖ. Нефтяное хозяйство. - 1962. - С. 10-16.

71.0внатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. - М.: Недра. - 1970. - 312 с.

72.Орлов Л.И., Ручкин A.B., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. - М.: Недра.

- 1976.-86 с.

73.Павлов Е.Ю. Каротаж в просецессе бурения применение LWD на примере пласта ЮВ1 Урьевского месторождения // М: Нефтегазовая Вертикаль. 2011. - №2. - С.74-77.

74.Патент РФ № 2013135670 «Способ прогнозирования изменения свойств призабойной зоны пласта под воздействием бурового раствора», выдан 30.05.2014.

75.Самарский А.А. Теория разностных схем. - М.: Наука. - 1977. - 656 с.

76.Свалов A.M., Ширинзаде С. А. Фильтрационные процессы в призабойной зоне скважины при бурении проницаемых пород// Нефтяное хозяйство. -1990.-№ 12.-С. 22-24.

77.Свалов A.M. Геомеханические процессы в призабойной зоне скважины, обусловленные взаимодействием бурового раствора с горной породой // Бурение и нефть. - 2002. - № 11. - С. 32-35.

78.Свалов A.M., Тарасюк В.Т., Элькинд А.Ф. Математическая модель процесса кольматации горных пород твердой фазой промывочной жидкости // Информационный сборник. - 1990. - № 12. - С. 13-15.

79.Свалов A.M. Теория моделирования процессов взаимодействия процессов взаимодействия промывочной жидкости с забоем скважины при бурении // Информационный сборник. - 1990. - № 11. - С. 13-19.

80.Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра. - 1979. - 300 с.

81 .Табаровский J1.A. Применение метода интегральных уравнений в задачах геоэлектрики. - Новосибирск: Наука. - 1975. - 140с.

82.Тамарченко Т.В. Математическое обеспечение решения прямых задач электрических и электромагнитных методов каротажа в двух- и трехслойной геометрии.- М.:МГРИ. - 1988. - 122 с.

83.Христианович С.А. Механика сплошной среды. - М.: Наука. - 1981. - 493 с.

84.Христианович С.А. Фильтрация газов и жидкостей через пористые среды // План научно-исследовательских РАН СССР на 1940 год. - М. - 1940. -С. 199-200.

85.Чаадаев Е.В., Гайдаш Л.Д., Санто К.Л. Трехэлектродный зонд бокового каротажа в анизотропной среде с цилиндрическими поверхностями раздела //Региональная, разведочная и промысловая геофизика (экспресо-информация). - 1975. - С. 1 -7.

86.Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Госнаучиздат нефтяной и горно-топливной литературы. - 1963. - 369 с.

87.Эпов М.И., Ельцов И.Н., Кашеваров А.А., Соболев А.Ю., Ульянов В.Н. Эволюция зоны проникновения по данным электромагнитного каротажа и гидродинамического моделирования // Геология и геофизика. - 2004. -№ 8.- С. 1031-1042.

88.Яремийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. - Львов.: Вища школа. - 1982. — 152 с.

89.Abrams A. et al. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion //Journal of petroleum technology. - 1977. - T. 29. - №. 05. - P. 586592.

90.A1-Abduwani F. A. H. et al. Filtration of micron-sized particles in granular media revealed by x-ray computed tomography //Review of scientific instruments.-2005.-Т. 76.-№. 10.-P. 103-104.

91.A1-Abduwani F. A. H. et al. Formation Damage vs. Solid Particles Deposition Profile during Laboratory Simulated PWRI //SPE Journal. - 2005. - T. 10. -№. 02. - P. 138-151.

92.A1-Khelaiwi F.T., Muradov K.M., Davies D.R., Olowoleru D.K. Advanced well flow control technologies can improve well cleanup. - SPE 122267. -2009.

93.Allen D., et al. Invasion Revised // Oilfield Review. - Summer, 1991. - p. 1023.

94.Alpak F.O., Dussan E.V., Habashy T.M., Torres-Verdin C. Numerical simulation of mud-filtrate invasion in horizontal wells and sensitivity analysis of array induction tools history // Petrophysics. - 2003. - №. 6. - p. 396-411.

95.Amaefule, J. O., Kersey D. G. Advances in Formation Damage Assessment and Control Strategies // CIM Paper № 88-39-65, Proceedings of the 39th Annual Technical Meeting of Petroleum Society of CIM and Canadian Gas Processors Association. - June, 1988.

96.Anderson B., Barber T., ELMOD - Putting Electromagnetic Modeling to work to improve resistivty log interpretation // SPWLA 30th Annual Logging Symposium. - June, 1989.

97. Anderson W.G. Wettability literature survey - part 5: The effect of wettability on relative permeability // Journal of Petroleum Technology. - 1987. -№11. -P. 1453-1468.

98.Angeles R., Torres-Verdin C., Hadibeik A., Sepehrnoori K. Estimation of capillary pressure and relative permeability from formation-tester measurements using design of experiment and data-weighing inversion: synthetic and field examples // J. of petroleum science and engineering. - №75. - 2010. - P.19-32.

99.Archie G.E. The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics // Petroleum Transactions of the AIME. - 1942. - P. 54-62.

100. Arthur K.G., Peden J.M. The Evaluation of Drilling Fluid Filter Cake Properties and Their Influence on Fluid Loss. - SPE 17617. - 1988.

101. Barreau P., Bertin H. h ^p. Water control in producing wells: Influence of an adsorbed-polymer layer on relative permeabilities and capillary pressure // SPE 35447. - 1996. - P. 234-239.

102. Bennion B. Formation Damage-The Impairment of the Invisible, by the Inevitable and Uncontrollable, Resulting in an Indeterminate Reduction of the Unquantifiable! // Journal of Canadian Petroleum Technology. -38(2). -February 1999.-P. 11-17.

103. Bennion D. B., Thomas F. B., Bennion D. W., and Bietz R. F. Underbalanced Drilling and Formation Damage—Is It a total solution? // Journal of Canadian Petroleum Technology. -34(9). - November 1995. — P. 3441.

104. Bezemer C., Havenaar I. Filtration Behavior of Circulating Drilling Fluids //Society of Petroleum Engineers Journal. - Dec., 1966. - P. 292.

105. Bishop S. R. The Experimental Investigation of Formation Damage Due to the Induced Flocculation of Clays Within a Sandstone Pore Structure by a High Salinity Brine. - SPE 38156 - June 2-3, 1997. - P. 123-143.

106. Boek E., Tardy P., Hall C. Deep bed filtration modelling of formation damage due to particulate invasion from drilling fluids // Springer Science and Business Media B.V. - 2011. - 479 p.

107. Bourgoyne A.T., Chenevert M.E., Millheim K.K., Young F.S. Applied drilling Engineering //SPE Textbook Series, Vol.2, 3rd edition, Society Petroleum Engineers, Richardson. - 1991. - 502 pp.

108. Brooks, J.E., 1997. A simple method for estimating well productivity. -SPE 38148.-1997.

109. Civan F. Reservoir Formation Damage. // Gulf Professional Publishing. -2007.-P. 1135.

110. Chin W.C. Formation invasion, with applications to measurement-while-drilling, time-lapse analysis, and formation damage. // Houston: Gulf Publishing Company. - 1995. - P. 240.

111. Corey A.T. The Interrelation Between Gas and Oil Relative Permeabilities. //Prod. Monthly. - November 1954. - P. 38-41.

112. Chugunov N., Senel O., Ramakrishnan T.S. Reducing Uncertainty in Reservoir Model Predictions: from Plume Evolution to Tool Responses. // Energy Procedia. - ISSN 1876-6102. - 2013. - P. 3687-3698.

113. Darley H.C.H., Gray G.R. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids. — Houston, TX: Gulf Professional Publishing. -1988. — 643 p.

114. Darley H. C. H. Prevention of Productivity Impairment by Mud Solids //Petroleum Engineer. - September, 1975.- P. 102-110.

115. Dewan J.T. Chenevert M.E. A model for filtration of water-base mud during drilling: determination of mudcake parameters // Petrophysics. - 2001. -№. 3. - P. 237-250.,

116. Dewan, J. T. Holditch, S. A. Radial Response Functions for Borehole Logging Tools // Topical Report. Gas Research Institute. - January 1992. -Contract № 5089-260-1861.

117. Dewan J. T., Chenevert, M. E. A Model for Filtration of Water-base Mud During Drilling: Determination of Mudcake Parameters // Petrophysics. -42(3).-2001.-P. 237-250.

118. Ding Y., Longeron D., Renard G., Hayet A. Method of determining by numerical simulation the restoration conditions, by the fluids of a reservoir, of a complex well damaged by drilling operations. - Patent 7099811. - 2002.

119. Ding Y., Renard G. Modelling of near-wellbore formation damage for open hole horizontal wells in anisotropic media. - SPE 82255. - 2003.

120. Doll H.G. Introduction to induction logging and application to logging of wells drilled with oil based mud // JPT. - 1946. - №6.

121. Well logging and interpretation techniques //Dresser Atlas Inc. Dresser Industries, USA. - Chap. 3. - 1982.

122. Dullien F.A.L. Porous media: fluid transport and pore structure. // San Diego: Academic Press. - 1992. -574 p.

123. Earlougher R. C. Advances in Well Test Analysis. //Society of Petroleum Engineers Monograph. - № 5. - 1977. - p 39.

124. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation // 3-rd edition -Prentice Hall. Eglewood Cliffs. NJ. - 2000. - 750 p.

125. Ferguson C. K., Klotz, J. A. Filtration of Mud during Drilling. // Petroleum Transactions of AIME. - № 201. - 1954. - p. 29.

126. Fisk, J. V., Shaffer, S. S., and Helmy, S., "The Use of Filtration Theory in Developing a Mechanism for Filter-Cake Deposition by Drilling Fluids in Laminar Flow // SPE Drilling Engineering. - 6(3) . - September 1991. - P. 196-202.

127. Fordham E. J., Ladva H. K., Hall C., Dynamic Filtration of Bentonite Muds under Different Flow Conditions. - SPE 18038. - 1988.

128. Fordham E. J., Allen D. F., Ladva H. K. J., The Principle of a Critical Invasion Rate and its Implications for Log Interpretation. - SPE 22539. -October, 1991.

129. Epov M., Yeltsov I., Glebocheva N., et al. Time Evolution of the Near Borehole Zone in Sandstone Reservoir through the Time-Lapse Data of High-Frequency Electromagnetic Logging // Petrophysics. - 2002. -No. 2. - P. 121122.

130. Hammond P.S. Invasion while drilling: results of second series of DTS experiments RFP. - 146 p.

131. Hammond P.S., Fordham E.J. Formation invasion: results of November WBS experiments. RFP. - 126.

132. Herzig J.P., Leclerc D.M., Le Goff P. Flow of Suspensions through Porous Media - Application to Deep Filtration // Industrial and Engineering Chemistry. 1970.-No. 5.-P. 8-35.

133. Holditch S. A., Dewan J. T., Chenevert M., Yao, C., Evaluation of Mud Filtrate Invasion During Drilling in Medium Permeability Gas Reservoirs //Proceedings of 1992 International Gas Research Conference, Orlando, Florida. - 1992.-185 p.

134. Ives K.J., Pienvichitr V. Kinetics of filtration of dilute suspensions // Chemical Engineering Science. - 1965. - No. 11. - P. 965-973.

135. Khilar K.C., Fogler H.S. Water Sensitivity of sandstones // SPE Prod Eng. - 1983.-P. 55-64.

136. Krueger, R. F., 1963, Evaluation of Drilling Fluid Filter Loss Additives under Dynamic Conditions //JPT - P. 90.

137. Kuchuk F.J., Zhan L., Ma S.M., Al-Shahri A.M., Ramakrishnan T.S., Altundas B. Determination of in-situ two-phase flow properties through downhole fluid movement monitoring //SPE Reservoir Evaluation and Engineering. -№.1. -2010. - P.575-587.

138. Kuchuk F.J., Zhan L., Ma S.M., Al-Shahri A.M., Ramakrishnan T.S., Altundas B. Characlerization of reservoir heterogeneily through fluid movement monitoring with deep electromagnetic and pressure measurements //SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - №. 3. - June 2010. - P.509-522.

139. Kuchuk F.J. Pressure Behavior of the MDT packer module and DSI in cossllow-multilayer reservoirs // Journal Of Pelroleum Science and Engineering. - №. 2. - June 1994. - P. 123-135.

140. Li S., Shen L.C. Dynamic invasion profiles and time-lapse electrical logs // SPWLA 44th Annual Logging Symposium. - June 22-25, 2003.

141. Lohne A., Han L., van der Zwaag C. Formation damage and well productivity simulation. - SPE 122241. - 2009.

142. Mikhailov D., Ryzhikov N., Makarova A., Shako V., Theuveny B., Burukhin A.. A method for determination of near-wellbore zone properties alteration during well drilling, completion and cleanup operations by combination of numerical simulations and special experimental technique -SPE-174248-RU - 2015.

143. Navarro D., Li S., Liu R.C., Mohanty K.K. et. al. Invasion effects on time-lapsed array induction logs // SPWLA 48th Annual Logging Symposium. -June 3-6, 2007.

144. Numerical Recipes: The Art of Scientific Computing. - Cambridge University Press. Third Edition. - 2007. - 1256 pp.

145. Outmans H.D. Mechanics of static and dynamic filtration in the borehole. //SPE 491-PA. - 1963. - P. 236-244.

146. Peden J. M., Arthur K. G., Avalos M. The Analysis of Filtration under Dynamic and Static Conditions. - SPE 12503. - February, 1984.

147. Peng S. J., and Peden J. M. Prediction of Filtration under Dynamic Conditions. - SPE 23824, - February 26-27, 1992. - P. 503-510.

148. Prigorovskaya T.A. Sstatical analysis of PDC drill bits runnings and their longevity predietione // Electronic scientific journal "Oil and Gas Business". -2011. - № 3.

149. Prokop C. L., Radial Filtration of Drilling Mud // Petroleum Transactions of AIME. - 1952. - 5p.

150. Ramakrishnan T.S. Wilkinson D.J. Formation producibility and fractional flow curves from radial resistivity variation caused by drilling fluid invasion. // American Institute of Physics. - 1996. - P. 833-844.

151. Ramakrishnan T. S., Wilkinson D. J. Water-Cut and Fractional-Flow Logs from Array-Induction Measurements //SPE Reservoir Evaluation and Engineering Journal. - 2(1). - February, 1999. - P.85-94.

152. Saucier R. J. Successful Sand Control Design for High Rate Oil and Water Wells // Journal of Petroleum Technology. - 1969. - P. 1193-1214.

153. Saucier R. J. Considerations in Gravel-Pack Design // Journal of Petroleum Technology. - 1974. - P. 205-231.

154. Sharma M. M., Yortsos Y. C.Transport of Particulate Suspensions in Porous Media: Model Formulation // AIChE Journal. - 33(10). - October 1987. -P. 1636-1643.

155. Sharma M. M., Yortsos Y. C., Fines Migration in Porous Media // AIChE Journal. - 33(10). - 1987. - P. 1654-1662.

156. Semmelbeck M. E., Dewan J.T., Holditch S. A. Invasion based method for estimating permeability from logs. - SPE 30581. - Oct. 1995.

157. Semmelbeck M. E., Holditch S. A. The Effects of Mud Filtrate Invasion on the Intrepretation of Induction Logs. - SPE 14491. - Nov. 1985.

158. Schlumberger Log Interpretation Charts // Schlumberger Educational Serviecs. - 2009. -92 p.

159. Sun D., Li B., Gladkikh M., Satti R. Comparison of skin factor for perforated completions calculated with computational-fluid-dynamics software

and the Karakas-Tariq Semianalytical model. //SPE drilling and completion. -SPE 143663. - 2013. - P. 21-33.

160. Thomas F. B., Bennion D. B., Bennion D. W. Experimental and Theoretical Studies of Solids Precipitation from Reservoir Oil //The Journal of Canadian Petroleum Technology. - 31(1). - 1992. - P. 22-31.

161. Tobola D. P., Holditch S. A. Determination of Reservoir Permeability from Repeated Induction Logging. - SPE 19606. - SPE Annual Technical Meeting, San Antonio, Texas. - Oct. 1989.

162. Theuveny B., Mikhailov D., Spesivtsev P. et. al. Integrated approach to simulation of near-wellbore and wellbore cleanup. - SPE 166509. - 2013. -20 p.

163. Torres-Verdin C., Rohallah A., Sepehrnoori K. Quantifying wettability alteration during oil-base mud-filtrate invasion and corresponding effects on resistivity logs. //SPWLA 52nd Annual Logging Symposium. - 2001. - 15 p.

164. Vaussard A., Martin M., Konirsch O., Patroni J. M. An Experimental Study of Drilling Fluids Dynamic Filtration. - SPE 15412. - SPE Annual Technical Conference, New Orleans, Louisiana. - Oct. 1986.

165. Williams M., Cannon G. E. Evaluation of Filtration Properties of Drilling Mud //API Drilling and Production Practice. - 1935. - p 20.

166. Williams M. Radial Filtration of Drilling Muds //Transactions of AIME. -1940.-P. 57.

167. Worthington P.F. The evolution of shaly-sand concepts in reservoir evaluation // The Log Analyst. - 26(1). - 1985. - 23^0.

168. Yeager V. J., Blauch M. E., Behenna F. R., Foh, S. E. Damage Mechanisms in Gas-Storage Wells. - SPE 38863. - October, 1997. - P. 477^186.

169. Zeybek M., Ramakrishnan T., Al-Otaibi S., Salamy S., Kuchuk F., Estimatiing multiphase-flow properties from dual-packer formation-tester interval tests and openhole array resisitivity measurements // SPE 87474. — 2003.-P. 40-46.

170. Zhang J.H., Hu O., and Liu Z.H. Estimation of True Formation Resistivity and Water Saturation with a Time-Lapse Induction Logging Method //The Log Analyst. - 1999. - No. 2. - P. 138-148.

171. Zheng C.G. et. al Effects of polymer adsorption and flow behavior on two-phase flow in porous media // SPE 39632. - 1998. - P. 293-306.

172. Zolotukhin A. Course of lectures "Performance of Oil and Gas Wells". - №. MPE 730. - University of Stavanger, Norway. - 1996. -2011.