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.

q₂ = 8 + s₁ = 18 = (8 + 6)

q₁ 8 + s₂ 12 (8 + s₂)

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

(3)