Скин-фактор. ООО «Газпромнефть НТЦ»

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