Что такое скин фактор скважины
Petroleum Engineers
Вы здесь
Скин-фактор скважины
Собственно, что такое cкин-фактор скважины?
Контекст
Собственно, что такое?
Более подробно. Общий скин фактор подразделяется на скин перфорационный (количество отверстий, диаметр, глубина, фазировка), скин ствола скважины (связанный с углом наклона), скин по степени вскрытия; скин, связанный с повреждением пласта; скин, связанный с турбулентностью потока. Еще в литературе описываются геологические скины или «геоштуцеры». Насколько я понял, это некие природные препятствия, затрудняющие приток в пласте.
В скважинах с ГРП скин может возникать вследствие повреждения пласта на границе трещина-пласт. В горизонтальных скважинах с ГРП скин возникает вследствие изменения направления течения жидкости по трещине ГРП: в трещине жидкость движется равномерно, тогда как при подходе к стволу скважины часть потоков меняет направление.
А что тогда такое заканчивание? В прямом смысле?
А что тогда такое заканчивание? В прямом смысле?
Очень высококвалифицированный ответ! Точно и просто.
Моё уважение, Zorg
Насос Насосович, Вы тоже оч умный- моё почтение!
я меня такой вопрос:
Есть ли расчет Скина для карбонатных резервуаров? попробую в ручную, потом сравню 
Также ошибка в коэффициенте влияния ствола скважины С. Он у тебя слишком высокий.
Порядок значений коэффициента влияния ствола скважины:
1) пластоиспытатель на трубах 0.0001-0.001 м3/атм
2) фонтан 0.01-0.1 м3/атм
3) механизированная скважина 0.1-1 м3/атм
В общем, проверь входные данные еще раз. И настройки софта.
Потом по полученным данным (kh, S, Pres) можешь сам для проверки прикинуть дебит скважины и сравнить с фактом. Если отличия большие, значит что-то не так.
Что такое скин фактор скважины
УДК 622.244.441. Статья из научно-технического журнала «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», № 5, 2004 год, стр.42-45. ОАО «ВНИИОЭНГ».
Как определить скин-фактор
(ОАО “ЦГЭ”, ООО “ГИС-ГДИ-эффект”)
Построение линии нормальной продуктивности и определение линии текущей продуктивности
Коэффициент продуктивности (в дальнейшем продуктивность η ) может быть определен по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС), и в том числе по кривым восстановления давления (КВД), индикаторным линиям или (что одно и то же) индикаторным кривым (ИК), кривым восстановления уровня (КВУ). Исходными для обработки (за исключением ИК) являются данные об изменении давления во времени. Как видно из рисунка, продуктивность терригенных (вероятно, и карбонатных также) пород для одного и того же объекта одной и той же скважины существенно зависит от депрессии ( Δ P ).
* Заметим, что при проведении плавной линии мы отказались от фактической линии КВУ 5 на участке Δ P от 2,5 до 5,5 МПа. Здесь мы использовали гипотезу о том, что для исследуемого коллектора зависимость продуктивности от депрессии должна быть монотонной. Отклонение от этой закономерности связано с недостаточной очисткой приствольной части пласта. Детальное обсуждение закономерности изменения продуктивности от депрессии на начальном этапе ввода скважины в эксплуатацию и на последующих этапах выходит за рамки настоящей статьи и является предметом отдельных наших публикаций.
Данные КВД, ИК и КВУ, представленные в виде зависимости продуктивности от депрессии
Для дальнейших рассуждений нам понадобится понятие продуктивность эксплуатации ( η эксп ). Она определяется по линии текущей продуктивности при депрессии равной депрессии эксплуатации ( Δ P эксп ) данного пласта.
Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности ( ε ), определенной по данным КВД в этой необсаженной скважине. Такую продуктивность, которую обычно называют потенциальной, чтобы отличить ее от аналогичной продуктивности η пот2 в обсаженной скважине, будем называть потенциальной продуктивностью открытого ствола ( η пот1 ).
Здесь – гидропроводность пласта; R k – радиус контура питания скважины, то есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому P пл ; r c – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному P заб ); h пот1 – потенциальный коэффициент продуктивности с учетом пластовых условий.
Реальная добывающая (т.е. обсаженная и перфорированная) скважина является несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта, а ПЗП может иметь фильтрационные характеристики, отличные от характеристик дальней зоны пласта. В результате поток флюида испытывает в ПЗП дополнительные фильтрационные сопротивления. Для добывающей скважины (по аналогии с необсаженной) можно по значению гидропроводности ε в этой обсаженной скважине рассчитать её фактическую продуктивность ( η * )
Натуральный логарифм отношения радиуса скважины по долоту ( r c ) к приведенному радиусу ( r * c ) называется скин-фактором
Подставляя выражение (3) в выражение (2) получаем уравнение, которое связывает любую продуктивность ( η * ) с соответствующим скин-фактором ( S * ), т.е.
Качественная характеристика скин-фактора
Если ПЗП загрязнена, то приведенный радиус скважины будет меньше радиуса по долоту, скин-фактор положителен, фактическая продуктивность меньше потенциальной. Если ПЗП имеет лучшие фильтрационные характеристики по сравнению с дальней зоной, то приведённый радиус будет больше радиуса по долоту, скин-фактор станет отрицательным, фактическая продуктивность окажется больше потенциальной. Отметим, что погрешность определения скин-фактора на практике достигает нескольких единиц.
Интерпретация скин-фактора по кривой восстановления давления (КВД)
Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД
Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора)
Проницаемость ПЗП заметно понижена, что может служить основанием для геолого-технических мероприятий по увеличению проницаемости (например, гидроразрыв, кислотная обработка). Однако возможно, что для интерпретации выбран слишком поздний участок КВД (когда давление практически постоянно)
Вывод формулы для расчета скин-фактора по двум продуктивностям и скин-фактору эталона
Из этих двух уравнений можно получить расчетную общую формулу для определения скин-фактора ( S» ) по значениям текущей ( η » ) и эталонной ( η’ ) продуктивностей с использованием эталонного скин-фактора ( S’ ), т. е.
Частные, но практически важные случаи расчета скин-фактора
Для расчета текущего скин-фактора S»=S 0 (см. рисунок ) c текущей продуктивностью η » = η пот2 нам понадобятся эталонные значения скин-фактора ( S’= 0 ) и продуктивности ( η’= η пот1 ), т. е.
Для первого варианта расчета скин-фактора S»=S 1-1 при эксплуатации (см. на рисунке скин-фактор S 1 ) c продуктивностью η » = η эксп нам понадобятся значения скин-фактора ( S’= 0 ) и продуктивности ( η’= η пот1 ), т. е.
Расчет скин-фактора S 0 по палеткам Щурова
Здесь L – длина пулевых каналов в см;
n – число пулевых каналов на 1 м;
d – диаметр пуль в см;
– относительное вскрытие пласта скважиной ( h 1 – перфорированная толщина, h – эффективная толщина пласта);
– относительный радиус скважины.
Скин-фактор S 1-2 можно рекомендовать для практического использования при моделировании разработки залежи. Точность расчета этого скин-фактора больше (по сравнению с S 1-1 ) по двум причинам.
1. Показано, что используемые в настоящее время скин-факторы S 0 и S 1-1 не соответствуют депрессии, при которой осуществляется эксплуатация месторождения.
2. Поскольку скин-фактор зависит от депрессии, то его значение необходимо сопровождать значением депрессии, при которой произведен расчёт.
Скин — фактор Причины изменения фильтрационных свойств призабойной
Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_2.jpg» alt=»>Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:» /> Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:
Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_3.jpg» alt=»>Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в» /> Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне. Буровой фильтрат может вызвать разбухание глин, что приведет к повреждению.
Повреждения при закачке Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить поровые» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_4.jpg» alt=»>Повреждения при закачке Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить поровые» /> Повреждения при закачке Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить поровые каналы. Закачиваемая вода может быть несовместимой с пластовой водой – может вызвать образование осадков и закупорить поровые каналы. Закачиваемая вода может оказаться несовместимой с глинистыми минералами пласта; вода может дестабилизировать некоторые глины, вызывая движение мелких частиц и закупоривая поровые каналы.
Повреждения в результате добычи В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения.» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_5.jpg» alt=»>Повреждения в результате добычи В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения.» /> Повреждения в результате добычи В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения. При этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти в околоскважинной зоне. В ретроградном газоконденсатном коллекторе околоскважинное давление может быть ниже точки росы. При этом образуется неподвижное конденсатное кольцо, что снижает эффективную проницаемость по газу в околоскважинной зоне.
Модель скин-эффекта h rc kз kпл rз P’заб Pзаб Pпл S >» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_6.jpg» alt=»>Модель скин-эффекта h rc kз kпл rз P’заб Pзаб Pпл S >» /> Модель скин-эффекта h rc kз kпл rз P’заб Pзаб Pпл S > 0 Cкин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы Pзаб S Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения: Pskin = 0.87″ /> Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения: Pskin = 0.87 m St = (P’заб – Pзаб) где m – наклон полулогарифмической прямой Хорнера, St – суммарный скин-эффект St = Pskin / 0.87 m = (P’заб – Pзаб) / 0.87 m Log (r) Профиль пластового давления
Скин-фактор и свойства призабойной зоны kпл – проницаемость коллектора kз – проницаемость измененной зоны» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_9.jpg» alt=»>Скин-фактор и свойства призабойной зоны kпл – проницаемость коллектора kз – проницаемость измененной зоны» /> Скин-фактор и свойства призабойной зоны kпл – проницаемость коллектора kз – проницаемость измененной зоны rз – радиус измененной зоны rс – радиус скважины Используя концепцию скина как кольцеобразной зоны вокруг скважины с измененной проницаемостью, Хокинс построил модель скважины, как показано на рисунке. Скин-фактор может быть вычислен с помощью свойств призабойной зоны. Если kз kпл (интенсификация), скин-фактор является отрицательным. Если kз = kпл, скин-фактор равен 0.
Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_12.jpg» alt=»>Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона» /> Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. Sp – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+)
Геометрические скин-факторы Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_13.jpg» alt=»>Геометрические скин-факторы Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация» /> Геометрические скин-факторы Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только участка продуктивного слоя пласта, Spp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+)
Гидравлический разрыв Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_19.jpg» alt=»>Гидравлический разрыв Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин» /> Гидравлический разрыв Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин в пласте Трещина увеличивается в длину, высоту и ширину путем закачки смеси флюида и проппанта под высоким давлением
Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_20.jpg» alt=»>Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь» /> Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь Флюид Смеситель Трещина
Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_22.jpg» alt=»>Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП» /> Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП
Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_23.jpg» alt=»>Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП» /> Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП
Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины Причины проведения ГРП» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_24.jpg» alt=»>Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины Причины проведения ГРП» /> Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины Причины проведения ГРП
Соединение расслоенных формаций Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_25.jpg» alt=»>Соединение расслоенных формаций Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой» /> Соединение расслоенных формаций Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой Продуктивный Интервал, стимулированный ГРП Причины проведения ГРП
Соотношение напряжения и глубины Расстояние от поверхности земли, м» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_27.jpg» alt=»>Соотношение напряжения и глубины Расстояние от поверхности земли, м» /> Соотношение напряжения и глубины Расстояние от поверхности земли, м
Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_30.jpg» alt=»>Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России» /> Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России
Расчет скин-фактора» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_31.jpg» alt=»>Расчет скин-фактора» /> Расчет скин-фактора
Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K 50 мД Требуются высокопроводимые короткие трещины Более высокий показатель проводимости способствует росту добычи Стимуляция призабойной зоны В пластах со средней проницаемостью, 5 Увеличение добычи после ГРП для трещин различной длины» /> Увеличение добычи после ГРП для трещин различной длины
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА
В предыдущей главе при рассмотрении радиального течения в пористой среде предполагалась однородная проницаемость по нефти по всей зоне дренирования: от внешних границ до вскрытой поверхности забоя скважины. Также подразумевалось, что радиус скважины точно измерен и постоянен по всей эффективной толщине пласта. Снижение проницаемости ПЗП представлено на рис. 2.1.1 Б.
· проникновение бурового раствора и блокировка поровых каналов;
· набухание глин при контакте с фильтратом бурового раствора;
· продвижение песчаных частиц к стволу скважины;
· повреждение породы при перфорации;
· отклонение от ламинарного течения (в основном в газовых скважинах).
· закупорка пласта из-за наличия твердых частиц в закачиваемой жидкости;
· изменение глин при контакте с закачиваемой жидкостью;
· несовместимость закачиваемой жидкости с пластовым флюидом.
Конечно, существует ряд методов интенсификации притока, увеличивающих проницаемость ПЗП (рис. 2.1.1 Б):
Типовые значения скин-фактора:
S 0 загрязнение ПЗП,
-3 предел для кислотной обработки, S
1-2 умеренные загрязнение ПЗП
5 серьезные загрязнение ПЗП,
Безразмерный перепад давлений, характеризующий скин-эффект, называется скин-фактором (Van Everdingen и Hurst) и определяется выражением:
(2.1.1)
Отрицательные значения скин-фактора соответствуют случаям, когда проницаемость ПЗП по каким-либо причинам (интенсификация скважины) стала выше общей проницаемости пласта, и количественно характеризуют интенсификацию притока к скважине.