Раскройте понятие о скин-факторе, перечислите и охарактеризуйте основные типы скин-факторов.

Скин-фактор – количественная мера несовершенства скважины. Скин-фактор – комплексный параметр, отражающий интегрально все виды механизмов нарушения коллектора, влияющих на ухудшение проницаемости

и пористости околоскважинного пространства продуктивного пласта и на снижение притока пластовой жидкости.

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.

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.

Скин-фактор вносит свой огромный негативный вклад на всех этапах жизни месторождения - начиная от проектирования разработки и завершая его списанием:

» в стадии проектирования разработки месторождения скин-фактор закладывается в виде допущенных ошибок проектирования;

» в стадии строительства и разработки месторождения скин-фактор обеспечивается в виде реализованных ошибок проектирования;

» в стадии эксплуатации месторождения скин-фактор реализуется в виде огромных невозобновляемых затрат на эксплуатацию месторождения с необратимыми нарушениями параметров пласта и на восстановление

разрушенной гидрогеоэкологии.

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)

Типы.

Наиболее часто встречающиеся случаи появления скин-фактора – СФ колатации, возникает с ухудшением проницаемости призабойной зоны вследствии загрязнения пласта в процессе бурения, кап.ремонта, освоения.

СФ частичного вскрытия пласта. В случае частичного вскрытия дополнительное фильтрационное сопротивление создается не в результате ухудшения свойств пласта возле скважины, а в результате уменьшения интервала поступления флюида в скважину. Кроме того, флюид из недобуренной части пласта вынужден продвигаться по вертикали, а в терригенных коллекторах вертикальная проницаемость значительно ниже горизонтальной.

СФ отклонения ствола от вертикали. Угол отклонения СКВ от вертикали 0<a<90

1 – ствол скважины, 2- пласт,3 перфорация.

4) СФ вертикальной неоднородности. Например, высокопроницаемый пропласток в кровле пласта. Приток в скважину происходит преимущественно через этот пропласток. Флюиду приходится преодолевать дополнительное фильтрац-ое сопротивление при движении к высокопроницаемому пропластку.

5) СФ изменения состава флюида. Возникает из-за уменьшения фазовой проницаемости в призабойной зоне. В газовых, газоконденсатных, нагнетательных скважинах связан с изменением насыщения по радиусу пласта( выделение газа, выпадение конденсата в прискважинной зоне, продвижение фронта воды).

6) СФ гидроразрыва. В скважину под большим давлением закачивают флюид, в пласте создается трещина и закрепляется пропантом ( напр, хорошо отсортированным и окатанным песчаником).

Раскройте понятия о характеристиках несовершенства скважины, сопутствующих скин-фактору (соотношение фактической и потенциальной продуктивности, приведенный радиус скважины, коэффициент несовершенства вскрытия).

Важной количественной характеристикой с-эффекта является соотношение фактического и потенциального коэф-ов продуктивности. Фактическую продуктивность можно рассчитать двумя способами. Можно замерить дебит и депрессию Кфакт= q/ Рпл-Рс. Можно оценить свойство пласта и рассчитать продуктивность на основе ур.Дюпюи. для совершенного пласта : Кфакт=2ПE/ln(rкп/rc), Если воспользуемся для оценки продуктивности несовершенного пласта этим соотношением, то получим потенциальную продуктивность. Для пласта со скин-эффектом : Кфакт= 2ПЕ/ln(rкс/rc)+s.

Для совершенной скважины потенциальная и фактическая продуктивность одинаковы. При ухудшенной проницаемости призабойной зоны потенциальная продуктивность выше,чем фактическая, а при улучшенной проницаемости призабойной зоны потенциальная продуктивность ниже, чем фактическая.

Поведение гидродинамических параметров в несовершенной скважине может быть описано модельюсгвершенной скважины при некотором фиктивном значении её радиуса. Это значение называют приведённым радиусом rc пр. введение этого параметра позволяет использовать для определения параметров несовершенной скважины те же расчётные соотношения, что и для совершенной скважины, но при замене значения rc на rc пр. по дюпюи : q=2ПЕ/ln(rкп/rc пр)+s. Отсюда rс пр= rc*e^-s. приведеннй радиус совершенной скважины равен радиусу скважины. При ухудшенной проницаемости призабойной зоны rc пр<rc, при улучшенной проницаемости rc пр>rc.

Коэф гидродинамического совершенства определяет долю перепада давлений, приходящуюся на долю неоднородности в призабойной зоне.

n=1- [Ps-Pcs/Pпл-Pcs], n=Кфакт/Кпот/ для совершенной скважины коэффициент гидродинамического совершенства равен единице, при ухудшенной проницаемости призабойной зоны – меньше 1, при улучшенной проницаемости – больше1.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: