Взаимосвязь дебита и скин-фактора

 

При расчетах притока в нефтяных и газовых скважинах влияние скин-фактора на дебиты становится очевидным. Упрощение расчетов возможно путем введения метода оценки эффективности удаления скин-фактора методами воздействия на пласт (кислотная обработка и ГРП).

 

Закон Дарси может быть использован для расчета теоретически возможных дебитов как газовых, так и нефтяных скважин:

 

Нефть

       q_STB =  0.00708 kh (P_avg – P_wf)                  (Уравнение 5)

                   μ B_o [ln (r_e /r_w) +s]

 

       Где: q_STB = дебит, ст. бар/день

                   kh = пропускная способность пласта, мД*фут

                   P_avg = среднее пластовое давление, psi

                   P_wf = забойное давление, psi

                   μ = вязкость нефти, сП

                   B_o = объемный коэффициент

                   r_e = радиус дренирования,фут

                   r_w = радиус скважины, фут

Газ

       q_MCFD =  0.703 kh (P_avg² – P_wf²)                 (Уравнение 6)

                   μ T z [ln (r_e /r_w) +s]

 

       Где: q_MCFD = дебит, тыс. куб футов/день

                   kh = пропускная способность пласта, мД*фут

                   P_avg = среднее пластовое давление, psi

                   P_wf = забойное давление, psi

                   μ = вязкость газа, сП

                   T = пластовая температура

                   z = коэффициент сверхсжимаемости

                   r_e = радиус дренирования, фут

                   r_w = радиус скважины, фут

 

Так как ln (r_e /r_w) – натуральный логарифм частного от деления большого числа r_e, на довольно малое r_w, для типичных расстояний между скважинами и радиусов дренирования, его величина может быть принятой равной 7 для нефтяных скважин и 8 для газовых. В результате такого приближения данные уравнения принимают вид:

Нефть

       q_STB =  0.00708 kh (P_avg – P_wf)                  (Уравнение 5a)

                       μ B_o [7 +s]

 

Газ

       q_MCFD =  0.703 kh (P_avg² – P_wf²)                 (Уравнение 6a)

                      μ T z [8 +s]

 

Увеличение добычи снижением скин-фактора

 

Эффективная кислотная обработка должна оказать влияние на расчетную величину скин-фактора. Например, была применена кислотная обработка для восстановления первоначальной проницаемости пласта. В таком случае, положительный скин-фактор должен быть значительно снижен до запланированного значения ноль. Кислотная обработка карбонатных коллекторов может изменить скин-фактор от положительного до отрицательного за счет увеличения проницаемости породы при взаимодействии с кислотой.

 

Потенциал увеличения продуктивности скважины можно оценить отношением q₂/q_1, где используются скин-фактор s₁ до воздействия на пласт и скин-фактор s₂после воздействия. Допускаем те же условия притока (ΔP_prod) и сходные пластовые условия. Увеличение добычи может быть оценено следующими уравнениями для нефтяных и газовых скважин:

 

Нефть

       q₂ = 7 + s₁                           (Уравнение 7a)

       q₁ 7 + s₂

Газ

       q₂ = 8 + s₁                           (Уравнение 7b)

       q₁ 8 + s₂

 

 

Пример 1 – Нефтяная скважина дает 500 барр/день из песчаного пласта. Исследования на восстановление давления показали, что скин-фактор равен +10. Какой же будет теоретический дебит, если скин-фактор снизить до нуля?

 

                   q₂ = (7 + 10) x 500  = 1214 барр/день

                        (7 + 0)

 

Пример 2 – Газовая скважина дает 12 млн.ст.куб. футов/день из карбонатного пласта. Исследования на восстановление давления показали, что общий скин-фактор равен +6. Если после кислотной обработки дебит увеличится до 18 млн.ст.куб. футов/день, какова будет величина скин-фактора.

 

       q ₂ = 8 + s₁ = 18 = (8 + 6)            

       q₁ 8 + s₂ 12 (8 + s₂)

 

       s₂ = (2) (14) – 8 = -1.24 после воздействия

                      (3)