Что такое скин фактор

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.

Источник

Что такое скин фактор

Традиционные методы определения скин-фактора скважины основаны на исследованиях неустановившегося режима фильтрации флюидов в пласте. Обычно анализируют кривую восстановления давления (КВД) после закрытия скажины. При этом существенное влияние на результаты расчётов оказывает субъективный выбор конечного участка плоскорадиального потока на КВД (подробнее см. ниже на этой странице). Особенно недостоверными получаются параметры пласта по «недовосстановленным КВД» даже после обработки методами с учётом притока. Кроме того, на фильтрационные свойства прискважинной зоны пласта (ПЗП) влияет величина депрессии, на которой работала скважина до закрытия на КВД. К тому же, нестационарный режим фильтрации при исследовании отличается от условий продолжительной работы скважины. А потому не даёт ответа на вопрос, что будет при эксплуатации скважины?
Устранить противоречия в результатах стандартной обработки данных ГДИС и получить характеристики пласта, приведённые к условиям эксплуатации скважины, поможет метод переменной депрессии. Подробнее о применении этого метода к анализу скин-фактора скважины смотрите в статье по этой ссылке. А ниже будут рассмотрены вопросы, возникшие при традиционной обработке КВД.

Помогите разобраться с определением скин-фактора по КВД

I. По Херсту и Ван-Эвердингену необходимо подставлять в формулу для показателя скин-эффекта значение депрессии (по забойному давлению) для определённого времени. Некоторые исследователи предлагают использовать точку по времени 1 час. Но при этом варианты значений депрессии различны:

В книге: Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г. и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2000. предлагается использовать фактическую точку на КВД (см. стр. 82-87).

В книге: Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. используется точка на продолжении прямолинейного участка графика КВД в полулогарифмических координатах.

Как поступить, что брать за депрессию, для подстановки в формулу для скин-фактора? – Ответ.

II. При оценке скин-эффекта по формуле Херста и Ван-Эвердингена (Щелкачёв В.И. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1948.) совсем не учитывается гидродинамическое несовершенство скважины. Впервые учёту влияния несовершенства скважины была посвящена работа Назарова С. Н. В формуле гидродинамическое несовершенство скважин можно учесть двумя способами:

Произвести замену величины истинного радиуса скважины на приведённый, в таком случае скин-фактор будет отражать только влияние изменения проницаемости призабойной зоны;

Cохранить величину истинного радиуса скважины, но в данном случае величина показателя скин-эффекта будет отражать не только влияние изменения проницаемости пласта, но и влияние гидродинамического несовершенства скважины.

Как поступить: использовать комплексный параметр, который получен из КВД (пьезопроводность/квадрат приведённого радиуса), или использовать оценённую через гидропроводность пьезопроводность и радиус скважины по долоту? – Ответ.

Таблица. Интерпретация показателя скин-фактора.

Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные величины скин-эффекта свидетельствуют о “недовосстановленности” КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчётов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД.

Проницаемость призабойной зоны пласта не изменена, или изменена не значительно (в пределах погрешности определения скин-эффекта).

Проницаемость ПЗП заметно понижена, что может служить основанием для проведения геолого-технических мероприятий по увеличению проницаемости (гидроразрыв, кислотная обработка и другие). Однако возможно, для интерпретации выбран слишком поздний участок КВД (когда давление практически постоянно).

КВД в полулогарифмических координатах: .

Формула Херста и Ван-Эвердингена следующая:

Откуда показатель скин-эффекта выражается как:

К конечному участку КВД, соответствующему плоскорадиальному потоку проведена касательная, удовлетворяющая уравнению прямой .

Утверждение 1: В формулу для расчёта скин-эффекта нужно подставлять значение депрессии A, отсекаемое на оси ординат продолжением прямолинейного участка графика КВД в полулогарифмических координатах.

Если же использовать исходное выражение (*), то конечно, можно брать точку и с самой КВД, но только не через 1 час, а с прямолинейного участка графика (где КВД и касательная совпадают, что обычно происходит через несколько часов или ещё позже), подставляя в формулу (*) значения и , соответствующие этой точке.

Утверждение 2. Определение скин-эффекта требует привлечения данных о скважине, пласте и свойствах флюида (радиус скважины, эффективная толщина, пористость, сжимаемость, желательно независимая оценка пьезопроводности по данным гидропрослушивания). Низкая достоверность этих данных может негативно повлиять на результат расчёта скин-эффекта.

Вопрос 2: Здесь в случае отсутствия значения пьезопроводности по данным гидропрослушивания, имеется ввиду подстановка в формулу (*) значения пьезопроводности, оцененной по формуле:

Под эффективной толщиной понимается нефтенасыщенная перфорированная толщина?

Ответ 2: Пьезопроводность можно оценить по формуле с использованием гидропроводности, определённой по КВД . Под эффективной толщиной пласта h понимается проницаемая толщина, охваченная депрессионным воздействием при данном исследовании. То есть, в неё включены не только перфорированные коллектора, но и прилегающие проницаемые слои, гидродинамически связанные с перфорированными. Задача определения эффективной толщины таких гидродинамических систем (ГДС) решается при комплексной интерпретации данных каротажа. Впрочем, при отсутствии этой информации можно использовать перфорированную толщину как первое приближение.

Утверждение 3. Комплексный параметр (отношение пьезопроводность/квадрат приведённого радиуса) проще в определении (так как для его расчёта требуется только сама КВД), однако физический смысл этого параметра сложно интерпретировать и применять на практике.

Вопрос 3. Допустим, определена пьезопроводность по формуле (**), и подставлен радиус скважины по долоту. Тогда используя, что и , из (*) получим:

Что в этом случае нам покажет скин-фактор, какой его смысл? Точность определения пьезопроводности оставляет желать лучшего. Если допустить, что пьезопроводность определена правильно, то

(точнее , то есть, получаем скин-эффект по определению)

и при предложенном определении скин-фактор будет определять совокупные потери? Или только состояние ПЗП?

Скорее всего, совокупные. – Верно! Поскольку истинный радиус скважины по долоту сопоставляется с рассчитанным по КВД приведённым радиусом, на который оказали влияние все факторы гидродинамического сопротивления, фактически имевшие место при исследовании. А вот если вместо истинного подставить радиус, приведённый только за несовершенство , то получим скин-эффект, характеризующий только состояние ПЗП (конечно, в предположении, что прочими факторами гидродинамического сопротивления можно пренебречь).

Если же подставлять комплексный параметр в формулу (*) вместо , то получим отсутствие скин-эффекта, а это всего лишь будет результатом геометрии в решении задачи, а не оценкой действительного состояния ПЗП. – Конечно! Если сопоставлять приведённый радиус, рассчитанный по КВД, с самим собой (а не с истинным или с приведённым только за несовершенство), то получим нуль (а не скин-эффект). Только не понятно, зачем это делать? Если для понимания физического смысла комплексного параметра, то аналитически тут всё ясно. Однако на практике при обработке фактического материала складывается такая ситуация. Честный интерпретатор, не имея достоверной информации о пьезопроводности, ограничивается определением числового значения комплексного параметра по КВД. А Заказчика интересует практический вопрос, нужно ли проводить геолого-технические мероприятия по увеличению проницаемости ПЗП с целью повышения дебита скважины (а значит, и прибыли J ), или же такие мероприятия не дадут никакого эффекта (бесполезная трата средств – из скважины больше ничего не выжать L )? Вот тут и выясняется, что числовое значение комплексного параметра само по себе не даёт ответа на этот вопрос. Нужно довести расчёты до скин-эффекта, числовое значение которого уже поддаётся интерпретации (см. таблицу). Вечная дилемма – какое из двух зол меньше: бесполезная информация или недостоверная информация? Мы, как всегда, выбираем оба! J

То есть, если на месторождении не проводилось гидропрослушивание (результатом которого является значение пьезопроводности), сжимаемость скелета не известна, то определить скин-эффект не удастся? Я правильно понимаю? В таком случае, существуют ли другие методы оценки состояния ПЗП? – Не всё так безнадёжно! J В формуле (*) пьезопроводность стоит под логарифмом. Поэтому, даже если ошибиться при оценке пьезопроводности в 10 раз, то после логарифмирования погрешность составит единицу, а если в 100 раз, то результат определения скин-эффекта изменится всего на два с небольшим! Основная же причина низкой точности определения скин-эффекта при обработке фактического материала кроется в первом члене формулы (*). Даже при незначительных ошибках в выборе участка плоскорадиального потока на КВД и определении уклона касательной, погрешность определения этого члена может достигать нескольких единиц (см. ответ 4). В таких условиях неопределённость второго члена в формуле (*) выглядит не такой уж принципиальной. Поэтому некоторые практики вообще предлагают не забивать себе голову оценкой пьезопроводности, а просто в формуле (*) второй член заменяют некоторым среднестатистическим эквивалентом, например: , и интерпретируют такой скин-эффект по таблице, то есть с учётом погрешности определения. Получить же скин-эффект с такой точностью, чтобы его можно было интерпретировать, как советуют теоретики (отрицательный – значит проницаемость ПЗП повышена; нуль – не изменена; положительный – проницаемость понижена), по фактическим КВД практически невозможно. И пьезопроводность тут не самая большая проблема. Главное – как выбрать участок неискажённого плоскорадиального потока?! “Проводить касательную к конечному участку КВД” – хотя теоретически достаточно обосновано, но на практике не всё так просто (см. ответ 4).

Сущёствуют и другие ограничения на теоретическую область применения формулы Херста и Ван-Эвердингена. Нетрудно заметить, что по этой формуле при получается (ln(0))! Однако очевидно, что в момент закрытия скважины должно быть ! А при по формуле получается ! Но на самом деле известно, что КВД восстанавливается только до пластового давления, то есть до конечной величины (выходит, что с “конечным участком КВД” может быть серьёзная нестыковка)! Такой абсурд на предельных случаях вызван целым рядом допущений, сделанных теоретиками при выводе этой формулы. Получается, что эта формула не может описать реальную КВД целиком от начала до конца. Поэтому, реальная КВД в полулогарифмических координатах не может быть линейной сразу во всем диапазоне даже в случае совершенной скважины, однородного бесконечного пласта, постоянства пластового давления, отсутствия “послепритока” и прочих нелинейных факторов. Теоретически, даже в таком идеальном случае КВД будет линейна в полулогарифмических координатах только при условии , где T – продолжительность установившейся (то есть при и ) работы скважины перед остановкой.

При предположении отсутствия послепритока, искажение будет вызвано несовершенством скважины по степени и характеру вскрытия, и отличием свойств ПЗП от удалённой зоны. Почему при таком допущении при определении скин-фактора никак не используется начальный искаженный участок? – Теоретически, можно интерпретировать нелинейность КВД на участке плоскорадиального потока как неоднородность фильтрационных свойств пласта (изменение гидропроводности).

В нашей системе “ГДИ-эффект” есть программная реализация методики, в которой проводятся две касательные: одна к участку КВД, соответствующему удалённой зоне (как обычно), а вторая – к участку ближней зоны (на ранних временах). По концу этого участка определяется радиус ближней зоны (и здесь без пьезопроводности, к сожалению, опять не обойтись L ). А по отношению угловых коэффициентов касательных и по отношению радиуса ближней зоны к радиусу скважины рассчитывается скин-эффект.

Теоретические решения уравнения фильтрации (например, всевозможные палетки) обычно выводятся в предположении, что перед закрытием скважина длительно работала в установившемся режиме, то есть при и , либо эти параметры изменялись по определённому закону. Однако выполнить это условие при реальных исследованиях практически невозможно. Нестабильность режима работы скважины перед закрытием заметно влияет на регистрируемую КВД, особенно в её начале.

Источник

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.

Источник

Petroleum Engineers

Вы здесь

Расчёт скин фактора

Подскажите пожалуйста, дали добрые люди шаблон в экселе, обработка КВД. И формула расчёта скин фактора:

Видно, что основная составляющаяэто прирост давления за первый час. Догадываюсь, что 1 час это величина чем-то обусловлена, скорее всего осреднённая. А если по графику КВД, эту точку должно быть видно?

С этим вроде немного разобрался.

Но есть люди, неспособные к абстрактному мышлению, я из их числа. И когда говорят: «отрицательный скин или положительный видно сразу», для меня это непонятно. Спасибо RomanK, за идеальную КВД, понятие неопределённости задачи ГДИ стало намного определённей:) Но со скином пока туго. В шаблоне поиграл с давлением через 1 час, получается, чем быстрее рост забойного в начальный момент, тем выше скин.

Я как бы этот тестовый эксель и делал чтобы перейти к скину. Мне и сейчас (пока) непонятна теоретическая основа появления этого P(1hr), ну я конечно предполагаю почему это делается и я даже уверен что это так и есть, но руки не доходили. Точне доходили доходили и недошли. Наши, отечественные учебники и ихние не радуют пояснением почему это происходит.

Вот такая картинка. Получается зона с нарушением должна давать выположенную кривую, с меньшим ростом давления. Чем ниже проницаемость ПЗП, тем выше скин, если правильно понимаю. Почему по формуле получается наоборот? Или формула не та?

Вы нарисовали две КВД с разной проницаемостью. Никакого отношения к скин-фактору их сравнение не имеет.

Если Вы построите две КВД для разного скина, они почти полностю совпадут, только первая точка будет отличаться как раз на величину этой дополнительной депрессии. Вычленить эту депрессию из перепада давления за первый час видимо и пытаются Ваши коллеги.

И когда говорят: «отрицательный скин или положительный видно сразу», для меня это непонятно.

Видимо там так. Скин это просто дельта давления (http://marla.fancymaces.ru/?p=671) после часа восстановления считается, что загрязненная зона пройдена, поэтому сняв значение давления через условный час, обратных ходом считают какое должно было бы быть забойное давление и сравнивают с фактическим.

вот вам идеальная производная

ну в принципе логично. рост или падение производной после прохождения импульса давления через нарушенную зону. Но если правильно понимаю, режим переходный, на радиальный ещё не вышла? Тоесть если ВСС велико, по производной влияния скина не увидим?

Тогда еще послеприток учтите. Это все делает определение скина некоторой аферой

Проблема в том, что для записи полного перепада давления, мы должно что-то записать на месте проницаемости. Хотя, как кажется, в чём проблема? Взяли бы и оставили как есть суммой двух частей. Однако, проблема в том, что ни радиуса зоны загрязнения, ни давления на контуре этого загрязненного радиуса мы не знаем. В итоге слишком много неизвестных. Нет решения.

Похоже, решение с подстановкой давления через час это просто упрощение, хотя что-то там Дейк более свободно двигает этот интервал.

Тогда еще послеприток учтите. Это все делает определение скина некоторой аферой

Народ, почему никто не ткнул в минус 3,908, там у Дейка плюс!

У того-же Дейка средняя проницаемость принимается 50 мД.

У меня 3 мД, значит и время прохождения скин-зоны увеличиться?

По послепритоку понятно.

Журнал «Экспозиция нефть газ», №6 2011.Расчет скин-эффекта сжатия и кольматации по реальным данным эксплуатацииВ. Н. Боганикhttp://gisgdieffect.ru/publish/2011/6/

Вот Инженер выкладывал. Говорят, изменение скина сразу видно. Пояснили, что изменение скина видно по увеличению расстояния между логом и производной. Больше скин, ниже производная. Всё логично. Для меня скин это штуцер на забое. Давление в пласте растёт независимо., а вот в скважине амплитуда скорости изменения ( а значит и производная) определяется именно этим «штуцером».

Вот нашёл у того-же Дейка. Соль в том, что не надо прямо как я, брать давление с фактической КВД через час. Давление надо брать с касательной, проведённой по линейному участку.

Я как бы этот тестовый эксель и делал чтобы перейти к скину. Мне и сейчас (пока) непонятна теоретическая основа появления этого P(1hr), ну я конечно предполагаю почему это делается и я даже уверен что это так и есть, но руки не доходили. Точне доходили доходили и недошли. Наши, отечественные учебники и ихние не радуют пояснением почему это происходит.

Время 1 час берется только из удобства обнуления логарифма ln(t) который есть в формуле линейнего стока. Это идет насколько понимаю с тех времен когда ГДИ обрабатывали ручками и хотели максимально упростить себе жизнь.

Время 1 час берется только из удобства обнуления логарифма ln(t) который есть в формуле линейнего стока. Это идет насколько понимаю с тех времен когда ГДИ обрабатывали ручками и хотели максимально упростить себе жизнь.

Так и есть, тоже помню такое когда учился и разбирался с формулами.

Получается, если пересчитать на другое время то и скин измениться? Основная доля в скине это перепад давления от Pwsl до Pwf. Теперь о визуализации. Получается, если сравнивать графики по одной скважине, более крутая начальная часть говорит о большем скине?

Вот, наконец-то нашёл, Дейк со мной согласен:)

Получается, если пересчитать на другое время то и скин измениться? Основная доля в скине это перепад давления от Pwsl до Pwf. Теперь о визуализации. Получается, если сравнивать графики по одной скважине, более крутая начальная часть говорит о большем скине?

Если считать правильно, то не изменится. Главное брать точки с фактической КВД соответвующие радиальному течению, т.е. те точки для которых выполняется решение линейного стока. Картинку к сожалению выложить не могу, с работы файлы не грузятся.

Тоесть при выборе другого интервала появиться дополнительный lgt? Кстати, получается, что скин не зависит от давления? А как-же тогда уменьшение продуктивности при снижении забойного (газ, трещины)?

Если есть возможность то советую вот эту книжку посмтреть. Объясняется все крайне доходчиво.

Либо самому найти уравнение линейного стока и вывести из него скин фактор.

Спасибо за ссылку. Но в принципе углубляться в математику не хотелось. Просто по работе постоянно имею дело с графиками замеров забойного давления в режимных скважинах. В последнее время обязал писать мини КВД, 1-2 часа на забое. Ну и хотелось-бы при сравнении графиков видеть изменение скин-фактора.

Спасибо за ссылку. Но в принципе углубляться в математику не хотелось. Просто по работе постоянно имею дело с графиками замеров забойного давления в режимных скважинах. В последнее время обязал писать мини КВД, 1-2 часа на забое. Ну и хотелось-бы при сравнении графиков видеть изменение скин-фактора.

Все равно надо ждать выхода на радиалку.

Ну либо быть абсолютно уверенным что у вас поведение ВСС однинаково в повторных исследованиях, а для этого надо обеспечить спуск датчика на туже глубину что и прошлые исследования+соблюдение режима до остановки скважины+одинаковый состав притока по исследованиям и то не факт что получится. Проще закрыть на забое если есть чем.

Проведение замеров Р заб это квартальная операция. Режим работы не меняется. А вот влияние АСПО в ПЗП возможно, так как давление посажено ниже Р нас. Ну и хотелось бы обосновать проведение обработок растворителем на основе динамики скин фактора. Тоесть если по результату рядового замера подразумевается рост скина, останавливаем до выхода на радиальный режим. Подтверждается, планируем обработку, корректируем МОП.

А так конечно, скважины разные. Вот висит 19 сут, выход на радиальный не просматривается.

А на картинке скважина с ГРП?.

Блин, какая ещё динамика скин фактора во времени 🙂 Получить бы для начала стабильные параметры пласта.

Дебит это не только жидкость из пласта, на режимных скважинах с большим штуцером сильно добавляет и накопленная в колонне. Точность замера дебита, как верно замечено, сильно хромает.

Нет, скважина без ГРП, просто проницаемость мизерная.

А если принять, что параметры стабильные, а изменяется только скин фактор?

Вот такая КВД. Интерпретация выдала скин минус 3. А я что-то сомневаюсь, считаю, получается +2. Что скажете навскидку?

Источник

• ← Что такое скин фактор скважины
• Что такое скин фрай →