Скин-фактор

1.

Скин - фактор

2.

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) Торпедирование

3.

Повреждения, 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.

4. Повреждения при закачке

“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.

5. Повреждения в результате добычи

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.

6. Модель скин-эффекта

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 породы

7. Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения:

Pskin = 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
1000

8.

St – 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).

9. Скин-фактор и свойства призабойной зоны

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.

10. Эффективный радиус скважины

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
s

11. Минимальный скин-фактор (максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии rwd = rе , где rwd - эффективный радиус

скважины
rе
- радиус зоны дренирования
smin
Пример:
smin
re
ln
rw
re
250
ln ln
7.8
0.1
rw

12. Геометрические скин-факторы

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

13. Геометрические скин-факторы

Частичное проникновение – скважина частично вскрывает
продуктивный пласт или произведена перфорация только
участка продуктивного слоя пласта, Spp – скин-фактор,
учитывающий несовершенство вскрытия (+)
hp
h

14. Геометрические скин-факторы

Когда 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
h

15. Геометрические скин-факторы

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

16. Скин-фактор и порванные пласты

Площадь притока =
rwd - эффективный
2 rwdh
Площадь притока =
4 xf h
радиус
xf - полудлина
трещины
rwd
Xf
2
X f 2rwd

17.

Вычисление скин - фактора
Pобщ Рнач Рскин
r
r
18,41 q B
18,41 q B
n ( e )
n ( d )
kh
rd
kd h
rw
r
r
18 , 41 q B 1
1
(
n( e )
n ( d ))
h
kr
rd
kd
rw
r
r
18 , 41 q B
k
( n ( e ) r n ( d ))
hk
rd
kd
rw
А( n (
re
r
r
r
k
) n ( d ) n ( d ) r n ( d ))
rd
rw
rw
kd
rw
А( n (
re
k
r
) ( e 1) n ( d ))
r
kd
rw
Введем обозначения
(
r
kr
1) n ( d ) S
kd
rw
- скин- фактор, то формула
Дюпюи может быть записана в виде:
q
kh
( P Pwf ) .
re
18 , 41 B ( n ( ) 0 , 75 S )
rw

18. Упражнение: расчет скин - фактора

• В процессе глушения скважины,
отфильтровавшаяся в призабойную зону
жидкость, изменила проницаемость со 100 мД
до 60 мД в радиусе 0,6 м. Радиус скважины – 0,1
м. Вычислить скин – фактор.
• Для очистки призабойной зоны применили
кислотную обработку при этом проницаемость
восстановилась до 80% от исходной.
Вычислить скин – фактор.

19. Пример диапазона значений скина

Нелинейная шкала
300
Наибольшиие повреждения
200
100
Гравийная упаковка
50
10
0
Frac Pack
(ГРП для высокопроницаемых коллекторов)
Высок. проницаем. разрыв
-1
-2
Кислотный ГРП
-3
“Обычный” разрыв с
-4
использованием проппанта
-5
-6
Массивн. гидравлич. разрыв.
-7

20. 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

21. Гидравлический разрыв

Песок с проппантом
Смеситель
Помпа
Устье скважины
Флюид
НКТ
Трещина
проппант
Флюид для ГРП
Залежь

22. 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
При ГРП (S = -3)
rэф = 2 м
радиус скважины
rэф= 0.1 м (или меньше)
1
20

23.

Причины проведения ГРП
Соединение линзообразных резервуаров

24.

Причины проведения ГРП
Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП

25.

Причины проведения ГРП
Использование трещиноватых коллекторов
Параллельные Трещины
Ортогональные Трещины

26.

Причины проведения ГРП
Соединение расслоенных формаций
• Обеспечение соединения всех продуктивных
пропластков
Продуктивный Интервал,
стимулированный ГРП
Продуктивный Интервал,
стимулированный кислотной обработкой

27. Скин – фактор после 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 FCD зависит от разницы
проницаемостей проппанта и пласта. FCD это отношение
способности трещины пропускать поток к возможности пласта этот
поток поставлять в трещину, т.е. проводимости трещины к
проводимости пласта.
FCD
kf w
k xf
kf
k
w
xf
- проницаемость проппанта (мД)
- проницаемость пласта (мД)
- ширина трещины (м)
- полудлина трещины (м)
Неограниченная проводимость (FCD>10)
Ограниченная проводимость (FCD<10)

28. Расчет скин – фактора после ГРП по корреляционной зависимости для месторождений России

• Время наступления псевдоустановившегося
режима
0.12 C A
tпур
t
0,00864 k
• Безразмерное время
A= re2
0,12 A
t Dx f
tпур x 2f
• Находим безразмерное давление PD (по
корреляциям для месторождений России)
• Находим скин - фактор
re
S PD n( ) 0,75
rw

29. Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России

30. Расчет скин-фактора

h=
k=
td(prf)=
Fcd=
=
=
Ct=
39.36
15
2.6
6.0756
0.18
1.4
2.0E-05
Xf =
ft
12.0 meters
md
td for pseudo PRF : 1 < td < 5 ----(Fcd=100>>>>> 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
36.43

31. Упражнение : расчет скин - фактора

Данные 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.

32. Гидравлический разрыв

В пластах с низкой проницаемостью, к<1 мД
Требуются глубоко проникающие (длинные)
трещины
– Кислотные или расклинивающие наполнители
закачиваются на большее расстояние от скважины
В пластах с высокой 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·м

33. Увеличение добычи после ГРП для различных длин трещин

Высокопроницаемые
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
6

34. Выводы из статьи «Большие дебиты после эффективного ГРП в России» (Джо Мак - ЮКОС, Дон Уолкотт - ЮКОС, Михаил Холодов – ЮКОС):

1.
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.

35.

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.

36. Корреляция Пратса

• Из графика по вычисленному значению
FCD находим отношение
rэф
xf
rэф
• Находим скин - фактор
S n (
rэф
rc
)

37.

Корреляция Пратса

38. Влияние контура питания на значения минимально возможного скина

0
-2 0
500
1000
S
-4
-6
-8
-10
r
1500

39. Форм-факторы

Радиальный пласт
q
J
p pwf
54,32 10 3 kh
rk 3
o Bo ln s
rc 4
Каково уравнение для нерадиального
пласта?

40. Форм-факторы

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

41. Форм-факторы

форм-фактор по Одеху
q
J
p pwf
54,32 10 3 kh
C A Odeh A 3
s
o Bo ln
4
r
c

42. Форм-факторы

Скин, 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
A

43. Отношения форм-факторов

10.07
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

44. Форм-факторы

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
4

45. Упражнение

Скважину 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 скважины

46. Порядок расчета форм - фактора

Порядок 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
)