Как найти скин фактор

1. Понятие скин-фактора

Продуктивность
определяется выражением
,
где Q – дебит жидкости, м³/сут;
Р
– депрессия, МПа. ПричемР=Р_пл
— Р_заб.

Продуктивность
открытой (без обсадки) скважины с
неизмененной прискважинной зоной пласта
(ПЗП) можно рассчитать по значению
гидропроводности (),
определенной по данным КВД в этой
необсаженной скважине. Такую продуктивность,
которую обычно называют потенциальной,
чтобы отличить ее от аналогичной
продуктивностив обсаженной скважине, будем называть
потенциальной продуктивностью открытого
ствола ().

Отметим,
что
(а также)
определяется по тому участку КВД, для
которого депрессия мала (хотя и превышает
депрессию, меньше которой флюид не
движется). Итак, значениеможно рассчитать, если известно значение,
по формуле Дюпюи для установившегося
радиального притока несжимаемой жидкости
к вертикальной скважине

.
(1)

Рис. 9.8.
Скин-факторы (S) определяются
продуктивностями

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);
– потенциальный коэффициент продуктивности
с учетом пластовых условий.

Реальная
добывающая (то есть 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
в этой обсаженной скважине рассчитать
ее фактическую продуктивность ()

.
(2)

Натуральный
логарифм отношения радиуса скважины
по долоту (r_c)
к приведенному радиусу (r*_c)
называется скин-фактором

.
(3)

Подставляя
выражение (3) в выражение (2) получаем
уравнение, которое связывает любую
продуктивность ()
с соответствующим скин-фактором (S*), то
есть

.

(4)

1. 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.

Если
устремить приведённый радиус к радиусу
контура, то фактическая продуктивность
устремится к бесконечности, а скин-фактор
– только к -7,6 (–).
Хотя для модели бесконечного пласта
(бесконечный радиус контура, например,
КВД по Хорнеру) теоретически скин-фактор
мог бы достигать и более отрицательных
значений (но для практики, наверное,
такие большие приведенные радиусы
бессмысленны).

Таким
образом, для модели установившихся
отборов (формула Дюпюи с ограниченным
контуром питания) теоретический диапазон
скин-фактра заключен в интервале от
-7,6 до +(плюс бесконечности). Учитывая большую
погрешность традиционного определения
значения скин-фактора, в качестве
нормального скин-фактора следует
рекомендовать диапазон -2<S*<5. Это
соответствует диапазону 0,7<КС*<1,7,
где

– коэффициент снижения продуктивности.
При интерпретации величины скин-фактора
целесообразно руководствоваться
таблицей.

Таб.
9.1.
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)

Соседние файлы в папке госы

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

  17.02.201675.26 Кб333.doc

• #

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

Скин-фактор и приведённый радиус

По определению скин-фактор описывается формулой:

где — скин-фактор, — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,
— приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Скин-фактор и продуктивность

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:

где — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
— фактическая продуктивность реальной скважины,
— радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),
— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: ), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно   и   ).

Большая положительная величина скин-фактора (то есть   и   ) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Значительная отрицательная величина скин-фактора (то есть   и   ) наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т. д.). Часто «ложноотрицательные» значения скин-фактора получаются при интерпретации «недовосстановленных» кривых восстановления давления (КВД) без учёта «послепритока» в ствол скважины, когда на графике отсутствует участок плоскорадиального потока.

Литература

• Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, 1974.
• Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.

Отрицательные значения скин-фактора наблюдаются у скважин после гидроразрыва пласта(ГРП), кислотных обработок (КО). Значительные отрицательные значения скин-фактора наблюдаются на наклонно направленых скважинах (ННС), и на скважинах с горизонтальным окончанием.

Ссылки

• Определение скин-фактора по кривой восстановления давления (КВД).
• Определение скин-фактора комплексным методом переменной депрессии.
• Компьютерная программа «МЕТОД» для расчета скин-фактора по КВД.

1. СКИН-ФАКТОР

ООО «Газпромнефть НТЦ»
23-27.11.2015
Газпром нефть
1

2. Модель скин-эффекта

Скин-фактор
Модель скин-эффекта
Kh
P skin
St =
18,4 q µo Bo
∆Pskin=P’wf – Pwf
rd
rw P S < 0
wf
P’wf
Pwf
Pr
kd kr
h
S>0
Скин-эффект – дополнительное падение давления за счет
изменения проницаемости призабойной зоны.
Cкин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение
давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы.
Газпром нефть
2
2

3. Скин-фактор

Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:
• Кольматирование буровым раствором
• Осаждение солей из-за несовместимости
пластовой и нагнетаемой воды
• Разрушение естественного цемента пласта и
вынос его в призабойную зону
• Гидроразрыв пласта
• Проведение кислотных обработок
Газпром нефть
3

4. Скин-фактор

Повреждения, вызванные закачкой
бурового раствора
Проникновение
фильтрата
бурового раствора
в пласт
•Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает
эффективную проницаемость в призабойной зоне.
Газпром нефть
4

5. Скин-фактор

Повреждения при закачке
“Зашламо
ванная”
вода
Несовместимая
вода
•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.
Газпром нефть
5
5

6. Скин-фактор

Повреждения в результате добычи
pwf < pb
pr > pb
•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.
Газпром нефть
6
6

7.

Скин-фактор
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.
Призабойная
зона
kd
Объем
пласта
k
h
rw
rd
k
rd
sd 1 ln
kd
rw
k – проницаемость коллектора
kd – проницаемость измененной зоны
rd – радиус измененной зоны
rw – радиус скважины
Если kd < k (повреждение), скин-фактор является положительным.
Если kd > k (интенсификация), скин-фактор является отрицательным.
Если kd = k, скин-фактор равен 0.
Газпром нефть
7
7

8.

Скин-фактор
Вывод формулы Хокинса
r
r
18,41 q B
18,41 q B
n( e )
n( d )
kh
rd
kd h
rw
re
rd
18,41 q B 1
1
Pобщ Рнач Рскин
А( n(
(
h
k
n(
rd
)
kd
n(
rw
))
r
r
18,41 q B
k
( n( e )
n( d ))
hk
rd
kd
rw
re
r
r
r
k
) n( d ) n( d )
n( d ))
rd
rw
rw
kd
rw
re
r
k
) (
1) n( d ))
rw
kd
rw
— скин- фактор, то формула Дюпюи
k
r
( 1) n( d ) S
может быть записана в виде:
kd
rw
А( n(
Введем обозначения
q
kh
( P Pwf )
re
18,41 B ( n( ) 0,75 S )
rw
Газпром нефть
8
8

9.

Скин-фактор
St – суммарный скин-эффект — совокупность скинэффектов, возникших по различным причинам:
St = Sd + Sp + Spp + Ssz + Sq + Sf + …
Sd
– механический скин-фактор, возникающий за счет изменения фильтрационных свойств в призабойной
области вокруг скважины, которое происходит, например, вследствие кольматации бурового раствора в пласт (+
Sp – скин-фактор за счет перфорации. Возникает из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия и
отражает влияние на продуктивность обсаженной скважины эффект создания перфорационных каналов, по которым
осуществляется приток флюида из продуктивного пласта в ствол скважины (+)
Spp
– скин-фактор за счет частичного вскрытия. Возникает из-за несовершенства скважины по степени
вскрытия (то есть за счет неполного вскрытия стволом скважины всей мощности продуктивного пласта) (+)
Ssz
– скин-фактор за счет образования зоны разрушения. Возникает из-за несовершенства скважины по
характеру вскрытия и отражает влияние на продуктивность обсаженной скважины эффекта уплотнения породы в
области вокруг перфорационных каналов (+)
Sq
– геометрический скин-фактор, возникающий за счет отклонения ствола скважины от вертикали (-)
Sf
– скин-фактор, возникающий за счет создания трещин гидравлического разрыва пласта (ГРП) (-)
Газпром нефть
9
9

10. Скин-фактор за счет перфорации

Скин-фактор
Скин-фактор за счет перфорации
Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг
перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной
проницаемости. Sp – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+)
Уплотненная зона
Стремление
жидкости к
перфорациям
Газпром нефть
10
10

11.

Скин-фактор
Скин-фактор за счет перфорации
Наиболее общий подход к расчету скин-фактора, возникающему за счет
создания перфорационных каналов в продуктивном пласте, был предложен
Karakas и Tariq (1991). По результатам подробного численного
гидродинамического моделирования они предложили набор корреляций для
расчета отдельных составляющих скин-фактора , возникающего за счет
перфорации
S p S H SV S wb
SH
– скин-фактор за счет схождения потока к перфорационным каналам в
горизонтальной плоскости;
SV
– скин-фактор за счет схождения потока к перфорационным каналам в
вертикальной плоскости;
S wb
– скин-фактор за счет самого ствола скважины.
Газпром нефть
11
11

12.

Скин-фактор
Скин-фактор за счет перфорации
rw
sH ln
rwe
1
4 Lp ,
rwe
rw L p ,
åñëè 0 ,
åñëè 0 .
rwe
– эффективный радиус скважины с учетом длины перфорационных
каналов, м;
Lp
– длина перфорационных каналов, м;
– набор численных коэффициентов, зависящий от фазировки
перфорационных зарядов и представленный в таблице ниже
Газпром нефть
12

13.

Скин-фактор
Скин-фактор за счет перфорации
b 1 b
pD pD
sV 10 z r
a
z pD
z p
Lp
kH
kV
a a1 log rpD a2
rpD
rp
kV
1
2 z p
k H
b b1rpD b2
z pD
безразмерное расстояние между перфорационными отверстиями, д.е.
z p
– расстояние между перфорационными отверстиями, м
z p 1 ns , где ns – плотность перфорационных отверстий, отв/м
rpD
– безразмерный радиус перфорационных каналов, м
rp
– радиус перфорационных каналов, м
a1 , a2 , b1 , b2 – наборы числовых констант, зависящие от фазировки перфорационных
зарядов и представленный в таблице ниже
Выражение для SV получено для диапазона значений
z pD 10
и
rpD 0.01
Газпром нефть
13

14.

Скин-фактор
Скин-фактор за счет перфорации
swb c1 exp c2rwD
rwD
rw
rw Lp
Численные значения коэффициентов с1 и с2 зависящие от фазировки
перфорационных зарядов приведены в таблице.
Выражение для Swb получено для диапазона значений 0.3 rwD 0.9
При rwD<0.3 влияние скин-фактора за счет ствола скважины становится
пренебрежимо малым и Swb 0
Газпром нефть
14

15.

Скин-фактор
Скин-фактор за счет перфорации
Зона измененных
фильтрационных
свойств пласта
Зона разрушения за счет
уплотнения породы
Схема задачи для расчета скин-фактора за счет перфорации и скин-фактора за
счет образования зоны разрушения вокруг перфорационных каналов
Газпром нефть
15

16.

Скин-фактор
Скин-фактор за счет перфорации
Результат расчета скин-фактора за счет перфорации по методу Karakas и
Tariq в зависимости от длины перфорационных каналов для трех различных
углов фазировки перфорационных зарядов (180°, 90° и 60°)
Скин-фактор за счет перфорации sp
6
180 град
5
90 град
60 град
4
ns = 12 отв/м
rp = 0.01 м
3
k V = 1 мД
k H = 10 мД
2
rw = 0.078 м
1
0
-1
-2
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
Длина перфорационных отверстий L p , м
0.9
1
Газпром нефть
16

17. Скин-фактор за счет частичного вскрытия

Скин-фактор
Скин-фактор за счет частичного вскрытия
Для расчета скин-фактора за счет частичного вскрытия Spp наиболее
популярными в нефтяном инжиниринге являются корреляционные
зависимости, разработанные на основе приближенных аналитических
моделей, предложенных Papatzacos (1987) и Vrbik (1991).
Газпром нефть
17

18. Скин-фактор за счет частичного вскрытия

Скин-фактор
Скин-фактор за счет частичного вскрытия
1). Корреляция Papatzacos
hw
h
h h
s pp 1 ln D ln h
hw 2 hw 2 hw
h
hD
h
rw
zw hw 4 h zw hw 4
zw hw 4 h zw hw 4
kH
kV
(
0 hпритока
hw – мощность вскрытого интервала, открытого для
w h
zw
), м
– расстояние от подошвы пласта до центра интервала, открытого
для притока ( hw 2 zw h hw 2 ), м
kH
–проницаемость пласта в латеральном направлении, мД
kV
– проницаемость пласта в вертикальном направлении, мД
Газпром нефть
18

19. Скин-фактор за счет частичного вскрытия

Скин-фактор
Скин-фактор за счет частичного вскрытия
2). Корреляция Vrbik
2
h
h
s pp 1 1.2704 ln hD f 0
hw
hw
h
f w
h
z
2z h
2 z h
f 2 w 0.5 f w w 0.5 f w w ,
h
h
h
2 y 0.1053
1
ln sin
y ln y 2 y ln 2 y
, 0 y 2,
2
hD
hD
2
f y
2 ln 2 1 ln 0.1053 ,
y 0, y 2.
2
hD hD
Газпром нефть
19

20. Скин-фактор за счет частичного вскрытия

Скин-фактор
Скин-фактор за счет частичного вскрытия
Сравнение результатов расчета скин-фактора за счет частичного
вскрытия по корреляциям Papatzacos и Vrbik в зависимости от
относительной мощности вскрытого интервала.
40
hD = 750
35
zw / h = 0.5
30
Spp
25
Papatzacos
20
Vrbik
15
10
5
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
hw / h
Газпром нефть
20

21. Скин-фактор за счет образования зоны разрушения вокруг перфорационных каналов

Скин-фактор
Скин-фактор за счет образования зоны разрушения вокруг
перфорационных каналов
Расчет скин-фактора Scz , возникающего за счет уплотнения горных пород
вокруг перфорационных каналов, вызванного действием кумулятивной струи,
производится по аналогии расчетом механического скин-фактора для зоны с
измененными фильтрационными свойствами (McLeod, 1983):
z p k
k rcz
scz
ln
Lp kcz kd rp
kcz
rcz
– проницаемость зоны разрушения породы вокруг перфорационных
каналов, мД
– радиус зоны разрушения породы вокруг перфорационных каналов, м
Газпром нефть
21

22. Скин-фактор за счет образования зоны разрушения вокруг перфорационных каналов

Скин-фактор
Скин-фактор за счет образования зоны разрушения вокруг
перфорационных каналов
4
Скин-фактор за счет образования
зоны разрушения вокруг
перфорационных каналов scz
kcz / k = 0.75
kcz / k = 0.5
3.5
kcz / k = 0.25
3
kcz / k = 0.1
Δz p / Lp = 0.25
2.5
k / kd = 1
2
1.5
1
0.5
0
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
Относительный радиус зоны разрушения r cz / r p
Зависимость Scz от относительного радиуса зоны разрушения rcz/rp
Газпром нефть
22

23. Геометрический скин-фактора за счет на отклонения скважины от вертикали

Скин-фактор
Геометрический скин-фактора за счет на отклонения скважины от
вертикали
По сравнению с вертикальной скважиной продуктивность наклоннонаправленной скважины оказывается выше за счет увеличения площади
поверхности, доступной для притока пластового флюида. Этот эффект
учитывают с помощью введения геометрического скин-фактора Sq<0. Для
расчета геометрического скин-фактора Sq используют корреляции, основанные
на аналитических моделях Cinco-Ley (1975) и Ozkan-Raghavan (2000).
q
Газпром нефть
23

24. Геометрический скин-фактора за счет на отклонения скважины от вертикали

Скин-фактор
Геометрический скин-фактора за счет на отклонения скважины от
вертикали
1). Корреляция Cinco-Ley
q
sq
41
2.06
q
56
1.865
hD
log
100
kV
q arctg
tgq
kH
q – угол отклонения ствола скважины от вертикали, градусы.
Выражение получено для q ≤ 75o и в предположении, что наклоннонаправленная скважина полностью вскрывает продуктивный пласт
Газпром нефть
24

25. Геометрический скин-фактора за счет на отклонения скважины от вертикали

Скин-фактор
Геометрический скин-фактора за счет на отклонения скважины от
вертикали
2). Корреляция Ozkan-Raghavan
hwD
hwD
2
sq 1
rD cos , rD sin ,
sin q ,
sin q F
hwD sin q
2
2
hwD
h
w
rw
kH
cos 2 q sin 2 q
kV
0.3hwD sin 2 q
arccos
rD
h kH
z
kH
hD w
z wD w
rw kV
rw kV
x, y , a , b
F
1
x b ln x b 2 y 2 x a ln x a 2 y 2
4
y
x a
x b
,
arctg
arctg
2
y
y
hD
ln 1 2 exp cos z D z wD e exp 2
2hwD
ln 1 2 exp cos z D z wD e exp 2 ,
2
rD 1 0.09hwD
sin 2 q
z wD 0.3hwD cosq ,
zD
z wD 0.3hwD cosq ,
e z D z wD cos 2 q
если z w h / 2,
если z w h / 2,
rD sin
hD sin q
Выражение для Sq
верно при условии
hwD
2 .3
.
hD sin q
Газпром нефть
25

26. Геометрический скин-фактора за счет на отклонения скважины от вертикали

Скин-фактор
Геометрический скин-фактора за счет на отклонения скважины от
вертикали
Скин-фактор за счет отклонения
скважины от вертикали, sθ
В модели, предложенной Cinco-Ley, предполагается, что наклонно-направленная
скважина полностью вскрывает продуктивный пласт, тогда как корреляция OzkanRaghavan справедлива также и для наклонно-направленных скважин с частичным
вскрытием. Для случая совершенной по степени вскрытия наклоннонаправленной скважины оба подхода дают одинаковые результаты.
Скважина полностью
вскрывает продуктивный пласт
Угол отклонения от вертикали θ, градусы
Газпром нефть
26

27.

Скин-фактор. Расчет общего скин-фактора для различных типов
скважин.
Необсаженная вертикальная скважина
Совершенная скважина по степени вскрытия. Если необсаженная
вертикальная скважина (открытый ствол, open hole) полностью вскрыла
продуктивный пласт, то скин-фактор такой скважины будет равен только
механическому скин-фактору за счет изменения фильтрационных свойств
пласта в призабойной зоне
st sd
где
k
rd
sd 1 ln
kd
rw
Газпром нефть
27

28.

Скин-фактор. Расчет общего скин-фактора для различных типов
скважин.
Необсаженная вертикальная скважина
Несовершенная скважина по степени вскрытия. Если необсаженная
вертикальная скважина вскрыла продуктивный пласт не полностью, то
общий скин-фактор такой скважины будет являться комбинацией из
механического скин-фактора Sd и скин-фактора за счет частичного вскрытия
Spp
Зона измененных
фильтрационных
свойств пласта
hw
zw
Схождение
фильтрационного
потока за счет
частичного
вскрытия
Газпром нефть
28

29.

Скин-фактор. Расчет общего скин-фактора для различных типов
скважин.
Необсаженная вертикальная скважина
Когда схождение потока происходит вне пределов зоны изменения
фильтрационных свойств rd , суммарный эффект от механического скинфактора и скин-фактора за счет частичного вскрытия будет выражаться
следующим образом
h
st sd s pp
hw
Задача.
Выполнить
оценку
скин-фактора
вертикальной
необсаженной скважины радиусом 0.108 м, работающей в пласте с
горизонтальной проницаемостью 18 мД, коэффициентом анизотропии
проницаемости 0.1 и мощностью коллектора 26.7 м. Скважина
вскрывает первые 22 м от кровли продуктивного пласта. Известно
также, что в процессе бурения вокруг скважины образовалась зона
кольматации бурового раствора радиусом 1.5 м, в которой
проницаемость пласта уменьшилась в 10 раз.
Предполагать, что область схождения фильтрационного потока
находится вне зоны кольматации бурового раствора.
Газпром нефть
29

30.

Скин-фактор
Если проницаемость в зоне изменения kd намного выше, чем
проницаемость пласта kr, то скважина будет вести себя как
скважина с вероятным радиусом rwd — эффективный радиус
скважины. rwd может быть вычислен на основе реального радиуса
и скин-фактора:
rw
rwd
h
kd
kr
rwd
s ln
rw
s
rwd rwe
Газпром нефть
30
30

31.

Скин-фактор. ГРП
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
2i
i
A
Газпром нефть
31
31

32. Причины проведения ГРП

Скин-фактор. ГРП
Причины проведения ГРП
Увеличение добычи
Запасы:
Ускорить извлечение
Новый пласт:
Извлекать запасы, добыча которых ранее считалась
невыгодной
Увеличить жизненный цикл пласта
Увеличить приток в скважину
Обойти повреждения в призабойной зоне
Увеличить эффективный радиус скважины
Газпром нефть
32

33.

Скин-фактор. ГРП
Причины проведения ГРП
Соединение линзообразных резервуаров
Газпром нефть
33

34.

Скин-фактор. ГРП
Причины проведения ГРП
Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП
Газпром нефть
34

35.

Скин-фактор. ГРП
Причины проведения ГРП
Использование трещиноватых коллекторов
Параллельные Трещины
Ортогональные Трещины
Газпром нефть
35

36.

Скин-фактор. ГРП
Причины проведения ГРП
Соединение расслоенных формаций
• Обеспечение соединения всех продуктивных
пропластков
Продуктивный Интервал,
стимулированный ГРП
Продуктивный Интервал,
стимулированный кислотной обработкой
Газпром нефть
36

37.

Скин-фактор. ГРП
Напряжения в пластовых условиях
Локальное напряжение на глубине:
Три основных напряжения:
• Два горизонтальных (σ2, σ3)
• Одно вертикальное (σ1)
Газпром нефть
37

38.

Скин-фактор. ГРП
Распространение трещины ГРП
Трещина раскрывается в направлении,
перпендикулярном минимальному напряжению
На небольших глубинах или в коллекторах с избыточным давлением это может привести к
образованию субгоризонтальных трещин
Газпром нефть
38
38

39.

Скин-фактор. ГРП
В результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом
создается зона высокой проводимости. Ss – скин-эффект, возникающий
вследствие стимуляции (-)
Xf
полудлина трещины
Pwf
P’wf
S<0
Pr
kr
Газпром нефть
39

40.

Скин-фактор. ГРП
Создается давление в пласте, вызывающее образование
трещины
Проппант или кислота закачиваются в созданную трещину
Модель основывается на понятии о едином плоском разрыве
Безразмерная проводимость трещины CFD зависит от разницы
проницаемостей проппанта и пласта. CFD — это отношение
способности трещины пропускать поток к возможности пласта
этот поток поставлять в трещину, т.е. проводимости трещины к
проводимости пласта.
kf w
CFD
k xf
kf
k
w
xf
— проницаемость проппанта (мД)
— проницаемость пласта (мД)
— ширина трещины (м)
— полудлина трещины (м)
Неограниченная проводимость (CFD>10)
Ограниченная проводимость (CFD<10)
Газпром нефть
40

41. Расчет скин-фактора после ГРП по корреляционной зависимости

Скин-фактор. ГРП
Расчет скин-фактора после ГРП по корреляционной зависимости
1 СПОСОБ
• Рассчитать CFD
• Рассчитать ref
• Рассчитать скин-фактор
kf w
CFD
k xf
xf
ref rw
CFD 1.01
2 1
1 .7
ref
S ln
rw
Газпром нефть
41

42.

Скин-фактор. ГРП
Расчет скин-фактора после ГРП по корреляционной зависимости
2 СПОСОБ
• Рассчитать CFD
kf w
CFD
k xf
• Рассчитать u
u ln( CFD )
• Рассчитать f
1.65 0.328 u 0.116 u2
f
2
3
1 0.18 u 0.064 u 0.005 u
• Рассчитать скин-фактор
S f ln( rw / x f )
Газпром нефть
42

43. Упражнение: расчет скин — фактора

Скин-фактор. ГРП
Упражнение: расчет скин — фактора
1. Даны параметры ГРП:
Проницаемость проппанта
kf = 300 000 мД
Проницаемость пласта
k = 10 мД
Полудлина трещины
xf = 50 м
Ширина трещины
wf = 5 мм
2. Даны параметры скважины:
Радиус скважины
rw = 0,108 м
3. Вычислить безразмерную проводимость трещины, оценить
является ли проводимость трещины ограниченной или
неограниченной.
4. Вычислить скин – фактор двумя рассмотренными способами.
Газпром нефть
43

44. Корректное использование скин-фактора и форм-фактора при описания фильтрации

Способы учета эффектов, влияющих на безразмерную продуктивность
Дополнительное фильтрационное
сопротивление в ПЗП

Скин фактор скважины это

Понятие скин-фактора

Продуктивность определяется выражением , где Q – дебит жидкости, м3/сут; Р – депрессия, МПа. ПричемР=Рпл — Рзаб.

Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности (), определенной по данным КВД в этой необсаженной скважине. Такую продуктивность, которую обычно называют потенциальной, чтобы отличить ее от аналогичной продуктивностив обсаженной скважине, будем называть потенциальной продуктивностью открытого ствола ().

Отметим, что (а также) определяется по тому участку КВД, для которого депрессия мала (хотя и превышает депрессию, меньше которой флюид не движется). Итак, значениеможно рассчитать, если известно значение, по формуле Дюпюи для установившегося радиального притока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине

. (1)

Рис. 9.8. Скин-факторы (S) определяются продуктивностями

Здесь – гидропроводность пласта; Rk – радиус контура питания скважины, то есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому Pпл; rc – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному Pзаб); – потенциальный коэффициент продуктивности с учетом пластовых условий.

Реальная добывающая (то есть 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 в этой обсаженной скважине рассчитать ее фактическую продуктивность ()

. (2)

Натуральный логарифм отношения радиуса скважины по долоту (rc) к приведенному радиусу (r*c) называется скин-фактором

. (3)

Подставляя выражение (3) в выражение (2) получаем уравнение, которое связывает любую продуктивность () с соответствующим скин-фактором (S*), то есть

. (4)

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.

Если устремить приведённый радиус к радиусу контура, то фактическая продуктивность устремится к бесконечности, а скин-фактор – только к -7,6 (–). Хотя для модели бесконечного пласта (бесконечный радиус контура, например, КВД по Хорнеру) теоретически скин-фактор мог бы достигать и более отрицательных значений (но для практики, наверное, такие большие приведенные радиусы бессмысленны).

Таким образом, для модели установившихся отборов (формула Дюпюи с ограниченным контуром питания) теоретический диапазон скин-фактра заключен в интервале от -7,6 до +(плюс бесконечности). Учитывая большую погрешность традиционного определения значения скин-фактора, в качестве нормального скин-фактора следует рекомендовать диапазон -2

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.

— Добывающие скважины:

· проникновение бурового раствора и блокировка поровых каналов;

· набухание глин при контакте с фильтратом бурового раствора;

· химическое осаждение — например, выпадение СаСОз и BaS04;

· продвижение песчаных частиц к стволу скважины;

· сжатие породы;

· повреждение породы при перфорации;

· отклонение от ламинарного течения (в основном в газовых скважинах).

-Нагнетательные скважины:

· 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):

· соляно-кислотная обработка;

· гидроразрыв пласта.

Типовые значения скин-фактора:

S < 0 интенсификация притока, S > 0 загрязнение ПЗП,

S ~ -3 предел для кислотной обработки, S ~ 1-2 умеренные загрязнение ПЗП

S — -4 хороший ГРП, S ~ 5 серьезные загрязнение ПЗП,

S — -5.5 нижний предел, S > 10 механические проблемы.

Один из методов количественной оценки загрязнения ПЗП — это учет падения давления непосредственно у стенок скважины в дополнение к перепаду, вызванному радиальным притоком к скважине. Предполагается, что дополнительный перепад давлений («скин-эффект») происходит в зоне пренебрежимо малой толщины вокруг скважины, где проницаемость ухудшилась (рис. 2.1.2).

В соответствии с этим предположением забойное давление в скважине со скин-эффектом определяется как pwf = pw + DрS, где падение давления в скин-зоне DрS является функцией дебита в пластовых условиях , вязкости флюида и физических характеристик скин-зоны (rs, kS), pw — забойное давление для однородной (k = const) радиальной модели пласта.

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.

Если использовать раствор на нефтяной основе и перфорацию выполнять на депрессии, то можно получить отрицательный скин -1.

Предыдущая12345678910111213141516Следующая

Дата добавления: 2015-12-01; просмотров: 3930; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

Скин-фактор — презентация онлайн

Скин — фактор Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны: 1) Кольматирование буровым раствором; 2) Осаждение солей из-за несовместимости пластовой и нагнетаемой воды. 3) Разрушения естественного цемента пласта и вынос его в призабойную зону. 4) Гидроразрыв пласта. 5) Проведение кислотных обработок 6) ТорпедированиеПовреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт •Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне. •Буровой фильтрат может вызвать разбухание глин, что приведет к повреждению.“Зашламо ванная” вода Несовместимая вода •Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить отверстия перфораций. •Закачиваемая вода может быть несовместимой с пластовой водой – может вызвать образование осадков и закупорить отверстия перфораций. •Закачиваемая вода может оказаться несовместимой с глинистыми минералами пласта; вода может дестабилизировать некоторые глины, вызывая движение мелких частиц и закупоривая отверстии перфораций.pwf < pb p r > pb •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.St = rw rd Pwf S < 0 P’wf Pwf Kh 18,4 q µo Bo P skin Pr kd kr h S>0 Cкин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породыPskin = 0.87 m St = (P’wf – Pwf) где m – наклон полулогарифмической прямой Хорнера, St – суммарный скин-эффект St = Pskin / 0.87 m = (P’wf – Pwf) / 0.87 m Профиль пластового давления давление, атм 200 Log (r) 150 P’wf 100 Pskin Pwf 50 0,1 1 10 100 Расстояние от центра скважины, м 1000St – суммарный скин-эффект — совокупность скинэффектов, возникших по различным причинам: St = Sd + Sp + Spp + Sturb + So + Ss + … Sd – скин-эффект вследствие повреждения породы (+) Sp – скин-эффект из-за перфорации (+) Spp – скин-эффект вследствие частичного проникновения скважины в пласт (+) Sturb – скин-эффект вследствие турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+) So – скин-эффект вследствие наклона скважины (-) Ss – скин-эффект, возникающий вследствие стимуляции (-) Скин-эффект вследствие повреждения породы Sd в лучшем случае может быть уменьшен до нуля (например — кислотной обработкой). Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин (гидроразрыв).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. Призабойная kr rd sd 1 ln kd rw Объем пласта зона kr kd h rw kr – проницаемость коллектора kd – проницаемость измененной зоны rd – радиус измененной зоны rw – радиус скважины rd Если kd < kr (повреждение), скин-фактор является положительным. Если kd > kr (интенсификация), скин-фактор является отрицательным. Если kd = kr, скин-фактор равен 0.Если проницаемость в зоне изменения kd намного выше, чем проницаемость пласта kr, то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом rwd — эффективный радиус скважины. rwd может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора: rwd s ln r w rw rwd h kd kr rwd rwe sскважины rе — радиус зоны дренирования smin Пример: smin re ln rw re 250 ln ln 7.8 0.1 rw Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. Sp – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+) Уплотненная зона Стремление жидкости к перфорациямЧастичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только участка продуктивного слоя пласта, Spp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+) hp hКогда скважина входит под углом более, чем 90о, в контакте с пластом находится больший участок поверхности скважины. S — скин-фактор вследствие наклона скважины (-) s sd s h sec hВ результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом создается зона высокой проводимости. Ss – скин- эффект, возникающий вследствие стимуляции (-) Xf полудлина трещины Pwf P’wf S10) Ограниченная проводимость (FCD>>>> td=5); (Fcd=10>>>>> td=3); (ect) cp 180 ft wf = 54.9 meters 0.394 inches 0.0328 feet 10.00 mm kf = 500000 md re= 1500 ft 500 meters rw = 0.329 ft 0.100 meters tpDA = 0.12 tpss (time to reach pss)= tprf(time to reach prf)= t, days td 1.0 0.58130 5.0 2.90652 15.0 8.71955 30.0 17.439098 45.0 26.158647 45.04 26.17995 45.04 days 4.52 days 1081 hours 108.4 hours Pd (from table 1) skin Rw’ 2.968 -4.71 36.43Данные по скважине 6186 Приобского месторождения, пласт А11 1. Даны параметры ГРП: Проницаемость проппанта kf = 430 Д k = 7,8 мД Проницаемость пласта Эффективная толщина пласта h = 19.8 м. Полудлина трещины Ширина трещины xf = 60 м wf = 0.008 м 2. Даны параметры скважины: Вязкость нефти Коэффициент сжимаемости Пористость Радиус контура дренирования Радиус скважины µ = 1,36 сПз Ct = 0,000294 атм-1 = 0,15 re = 500 м rw = 0,1 м 3. Вычислить безразмерную проводимость трещины, оценить является ли проводимость трещины ограниченной или неограниченной. 4. Вычислить скин – фактор.В пластах с низкой проницаемостью, к 50 мД Требуются высокопроводимые короткие трещины – Более высокий показатель проводимости способствует росту добычи – Стимуляция призабойной зоны В пластах со средней проницаемостью, 1< к < 50 мД – Требуется очень высокая проводимость трещины ГРП более 4-5 тысяч мД·мВысокопроницаемые Пласты Низкопроницаемые Пласты 100% 90% Степень Увеличения Добычи 14 12 6 80% 70% 60% X f 50% r 40% e 30% 4 20% 10% 10 8 2 10 2 10 3 10 4 5 10 Относительная проводимость Теоретически Скин-фактор достигает — 8 10 61. В то время как дебит типичной сибирской скважины 5 мД при умеренном скине составляет ~ 20 м3/сут, эта же скважина, эффективно простимулированная, даст до 175 м3/сут в зависимости от забойного давления, создаваемого системой мехдобычи. 2. На скважинах с проницаемостями от 20 до 50 мД после эффективного ГРП и с соответствующей системой мехдобычи можно ожидать дебиты от 500 до 1200 м3/сут. 3. При проницаемости пласта более 5 мД в России проводимость трещины kfwf ГРП должна быть не меньше 1500 мД*м. 4. Традиционные ГРП неэффективны на средних проницаемостях российских коллекторов. С особым вниманием надо следить за тем, чтобы в Россию не просочились низкопроницаемые работы ГРП из Северной Америки.5. Остаточный скин, создаваемый в результате проведения ГРП, рассчитывается путем определения pD по типовым кривым в момент достижения псевдоустановившегося режима. 6. Необходимы ГРП на основе технологии концевого экранирования. Требуется очень высокая проводимость трещины kfwf ГРП для эффективного проведения работ в пластах средней проницаемости. 7. По окончании периода неустановившегося режима необходимо применять закон Дарси с отрицательным скином для расчета притока. Для расчета притока при давлениях ниже давления насыщения необходимо использовать поправку Вогеля. 8. Каждый ГРП должен рассчитываться индивидуально с использованием конкретных данных со скважины для получения правильной стимуляции. Эффективная геометрия трещин ГРП очень чувствительна к изменениям проницаемости в коллекторах средней проницаемости.• Из графика по вычисленному значению FCD находим отношение rэф xf rэф • Находим скин — фактор S n ( rэф rc )Корреляция Пратса 0 -2 0 500 1000 S -4 -6 -8 -10 r 1500Радиальный пласт q J p pwf 54,32 10 3 kh rk 3 o Bo ln s rc 4 Каково уравнение для нерадиального пласта?форм-фактор по Диетцу q J p pwf 54,32 10 3 kh 1 10.06 A 3 s o Bo ln 2 2 C r 4 Ac форм-фактор по Одеху q J p pwf 54,32 10 3 kh C A Odeh A 3 s o Bo ln 4 r cСкин, вызванный формой пласта и расположением скважины по Феткович-Вьеноту q J p pwf 54,32 10 3 kh rk 3 o Bo ln sCA s rc 4 rk A10.07 10.07 2 CA 2 C A Odeh exp 2sCA C A Odeh sCA 10.07 exp sCA CA 10.07 ln C A Odeh ln C A CA tDA CA tDA 31.6200 0.100 12.9851 0.700 31.6000 0.100 4.5132 0.600 27.6000 0.200 3.3351 0.700 27.100 0.200 21.8369 0.300 21.900 0.400 10.8374 0.400 0.0980 0.900 4.5141 1.500 30.8828 0.100 2.0769 1.700 60° 1/3 1 3 4Скважину пробурили ближе к точке пересечения 2-х разломов, чем к центру пласта. Рисунок показывает расположение скважины на основе обработанных геологических данных. Такое неудачное расположение скважины приведет к низкому дебиту. Скважина Краевая вода Рассчитайте положительный скин-фактор, связанный с неудачным расположением скважиныПорядок расчета форм фактора 1. Находим СА,Оd, соответствующее геометрии контура питания. C A,Od 3,173 CA 2. Вычисляем скин форм – фактора S f n( C A,Od A rc )

2.2 Гидродинамические методы контроля. Скин-эффект и скин-фактор

Поровое пространство коллектора в призабойной зоне пласта (ПЗП) непрерывно подвергается интенсивным кольматационным процессам в течение всего периода эксплуатации начиная от момента первичного вскрытия, затем перфорации, освоения, эксплуатации и стимуляции. Причем влияние этих технологических факторов на ФЕС ПЗП может носить прямопротивоположный характер: если при первичном вскрытии и перфорации происходит ухудшение ФЕС ПЗП по сравнению с их начальными значениями, то при эксплуатации и стимуляции ФЕС, наоборот, могут улучшаться.

Явление изменения ФЕС в ПЗП носит название «скин-эффекта», а его количественная характеристика – «скин-фактора» [18].

Поскольку знание величины «скин-эффекта» имеет большое значение не только для обоснованного выбора режима эксплуатации, но также для подбора технологий стимуляции ПЗП, то для его оценки разработаны и широко применяются, так называемые, методы гидродинамических исследований (ГДИ).

К этим методам в первую очередь относятся: метод регистрации кривых восстановления давления (КВД), метод регистрации кривых восстановления уровня (КВУ), метод индикаторных кривых (ИК) и метод гидропрослушивания (ГП).

Уникальность этих методов контроля заключается в том, что они позволяют получить не только достоверные значения гидропроводности, пьезопроводности и потенциальной продуктивности пласта на любой стадии эксплуатации, но также такую важную информацию как величина радиуса контура питания, пластовое давление на границе контура питания и расстояние до зон выклинивания пласта.

В принципе не один геофизический метод не может конкурировать с гидродинамическими методами по уровню информативности и достоверности оценки текущих ФЕС ПЗП.

Поскольку в последние годы нефтедобывающие предприятия стали пренебрегать возможностями ГДИ с целью сокращения своих затрат на услуги по ГИС, то в 2001 году Министерство энергетики РФ разработало и утвердило к неукоснительному соблюдению РД 153-39.0-109-01 под названием «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», которое устанавливает единые правила при реализации на территории РФ лицензий на право пользования недрами с целью их геологического изучения, разведки и добычи нефти, газа и конденсата, независимо от ведомственной принадлежности организаций и предприятий.

Типовой вид КВД приведен на рисунке 2. Весь временной диапазон изменения давления в скважине можно условно разбить на три области, из которых первая область характеризует условия в ПЗП, вторая – внутри пласта, а третья – на внешней границе пласта.

При анализе результатов регистрации КВД основное внимание уделяется вычислению величины «скин-фактора» — S, который характеризует интегральное состояние ПЗП:

при S>0 — имеет место процесс кольматации ПЗП;

при S=0 — ПЗП сохраняет свои первоначальные свойства;

при S

---

Смотрите также