Интерпретация кольцевой неоднородности пласта и скин-эффект в условиях плоско-радиального потока

В предыдущем параграфе рассмотрена кольцевая неоднородность пласта, вызванная повреждением пласта и ухудшением проницаемости прискважинной зоны в процессе бурения скважины, а также дана интерпретация результатов исследования КВД без учета притока после закрытия скважины. Разработана методика определения радиуса кольцевой неоднородности при фильтрации жидкости к несовершенной скважине в ограниченном и неограниченном пласте.

Было установлено, что во многих случаях ухудшение проницаемости в приствольной кольцевой зоне (см. рис.10.2) обусловлено вскрытием пласта в процессе бурения и освоения скважин, когда имеет место инфильтрация глинистого раствора в пласт, присутствие дисперсных частиц глины, частиц цемента, высокая газонасыщенность и др., закупорка пор (кальмотаж), что в конечном счете приводит к разрушению прискважинной зоны пласта. Такое явление впервые Херстом и Ван Эвердингеном было названо как "скин-эффект". Количественное его выражение, которое используется при определении депрессии, затрачиваемой на преодоление скин-эффекта, названо Ван Эвердингеном скин-фактором S.

Тогда имеем

. (10.6.1)

С учетом скин-эффекта давление на забое после пуска совершенной скважины в работу определится уравнением

, (10.6.2)

где

æ;₂ – коэффициент пьезопроводности в внешней зоне П (см. рис.10.2).

Следует заметить, что термин "скин-эффект" в отечественгной литературе не принят. Термин "скин-эффект" по В.Н.Щелкачеву, например, идентичен термину "скин-фактор". В последствии под термином "скин-эффект" стали понимать вообще изменение проницаемости в кольцевой зоне радиуса R ₀ (см.рис. 10.2), которую авторы назвали "скин-зона". Ван Эвердинген и В.Н.Щелкачев получили формулу для определения скин-фактора S в зависимости от отношения проницаемостей К ₁ и К ₂ кольцевой и внешней зон и радиуса R ₀ скин-зоны

S = (10.6.3)

Из формулы следует, если К ₁< К ₂, то значение S положительное; если К < К ₁, что может быть за счет кислотных и термических обработок, а также за счет ГРП, то значение S становится отрицательным и достигает величины до S =-5. При К ₁= К ₂ значение S =0. Хоукинс установил, что величина S меньше (-6) полдучалась очень редко, а S =-6 в основном соответствовало ГРП, что указывало на его эффективность как метода воздействия на ПЗП.

Херст, обработав результаты исследования скважин, обнаружил, что во многих случаях величинга S оказывалась большой и положительной. Это явно указывало на ухудшенную проницаемость ПЗП. В некоторых случаях на долю скин-эффекта приходилось более 80% от общего перепада давления в пласте.

Для определения скин-эффекта по формуле (10.6.3) параметры К ₁, К ₂ и R ₀ определяются из соотношений, приведенных в § 10.5.

Литература к гл. 8-10

 

1. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.) – М.: Гостотоптехиздат. 1969. – 628 с.

2. Тихов A.M. Математическая теория движения жидкости и газа к центральной несовершенной скважине. Изд-во Харьковского ун-та, Харьков, 1964. – 156 с.

3. Хейн А.Л. Теоретические основы и методика определения параметров пласта по данным испытания несовершенных скважин при неустановившемся режиме фильтрации жидкостей и газов. В сб. «Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений». – Тр. ВНИИ, 1953, вып. 4.

4. Хейн А.Л. Некоторые вопросы теории неустановившегося притока жидкости и газа к скважинам с меридианально-симметричной конструкцией забоя. – Тр. ВНИИ, 1954, вып. 5.

5. Глоговский М.М. Дебит скважин, несовершенных по степени вскрытия пласта. – Тр. МНИ, 1951, вып. 11.

6. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. – М.: Гостоптехиздат. 1948.

7. Пирвердян А.М. Нефтяная подземная гидравлика. – Баку, Азнефтиздат, 1956.

8. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1965.

9. Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. – М.: Недра, 1970

10. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. – Уфа, Башиз-дат, 1974.

11. Телков В.А. Приток к точечному стоку в пространстве и к линии стоков в полубесконечном пласте. – Тр. УНИ «Физикохимия и разработка нефтяных месторождений», 1975, вып. 30. –С. 143-145.

12. Телков В.А. Установившийся приток реального газа к несовершенной скважине в ограниченном пласте. – НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени», 1978, вып. 37. – С. 34-54.

13. Абасов М.Т., Джалилов К.Н. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений. – Баку, Азернешер, 1960.

14. Минский Е.М. О притоке жидкости и газа к несовершенным скважинам при нелинейном законе сопротивления. – ДАН СССР, 1955, т. 103, №3.

15. Максимов Ю.И. Расчет на электронной вычислительной машине нестационарного притока газа к скважинам, несовершенным по степени вскрытия пласта. – Тр. ВНИИгаза, 1963, вып. 18 – М.: Недра, 197026. –С. 59-63.

16. Куванышев У.П. Некоторые задачи пространственной фильтрации в анизотропных пластах. – Тр. ТатНИИнефть, 1965, вып. 8.

17. Nisle R.G. The Effect of Partial Penetration on Pressure Build – up in Oil Wells. – J.P.T., vol 213, May, 1958.

18. Щелкачев В.Н., Назаров С.Н. Учет влияния гидродинамического несовершенства скважин в условиях упругого режима. – Нефтяное хозяйство, 1954, № 5.

19. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. – М. –Л:, Гостоптехиздат, 1959.

20. Казарина Е.С. Решение нестационарных задач притока жидкости к гидродинамически несовершенным скважинам и галереям. – Автореферат диссертации, МИНХ и ГП, 1973.

21.Нефтепромысловые исследования пластов. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М.: Степанов В.П. –М.: Недра, 1974.

22. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963.

23. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1981. – 240 с.

24. Zana E.T., Thomas G.W. Some Effect of Contaminants of Real Gas Flow. – J.P.T., N 9, Sept., 1970.

24a. Телков А.П., Грачев С.И., Краснова Т.Л, Сохошко С.К. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. – Тюмень, ООО НИПИКБС-Т, – 2000. – 328 с.

25. Щелкачев В.Н. Обобщение формы решений основных задач теории нестационарного поля фильтрационных потоков. – Тр. МИНХ и ГП, 1967, вып. 66.

26. Карслоу Х.Г. Теория теплопроводности. – М.: Гостоптехиздат, 1947 (пер. с англ.).

27. Градштейн И.С., Рыжик И.М. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений. – М.: Физматгиз, 1962.

28. Телков А.П., Грачёв С.И. и др. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобыча. – Тюмень. – ООО НИПИКБС-Т. – 2001 г.

29. Buhidma J.M. Transient Pressure Behavior of Partially Penetrating Wells Subject to Bottomivater Drive. – J.P.T., 1980, July, – P. 1251-1261.

30. Минский Е.М., Марков П.П. Экспериментальные исследования сопротивления несовершенных скважин. – Тр. ВНИИ, 1956, вып. 8,

31 Технологический режим работы газовых скважин // Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П.-М.: "Недра", 1978.-279 с.

32. Литвинов А.А. Количественная оценка гидродинамического совершенства эксплуатации скважин при различных видах перфорации по данным промысловых исследований. – Тр. ТатНИИ, 1960, вып. П.

33. Perrine R.L. Well Productivity Increase From Drain Hollis as Measured by Model Studies. – Petr. Tranc. AIME, vol. 204, 1955.

34. Landrum R.L., Crawford P.B. Effect of Drain Hollis Drilling on Production Capasity. – I.P.T. Febr., 1955.

35. Harris M.H. The Effect of Perforating on Well Productivity. – I.P.T. Apr., 1966.

36. Пыхачев Г.Б. Приближенный расчет производительности несовершенной скважины. – Изв. вузов «Нефть и газ», 1963, № 10.

37. Телков А.П. Расчет фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины и экраном в условиях однородно-анизотропного пласта и взаимодействие скважин. – Нефтяной хозяйство, 1972, № 4. – С. 9-13.

38. Вагабов Н.Р. Влияние непроницаемой перегородки на стационарное движение жидкости к несовершенным скважинам в неоднородных пластах. – Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1962, № 9.

39. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. – М.: Недра, 1973.

40. Телков А.П. Некоторые особенности эксплуатации нефтяных залежей с подошвенной водой. – НТО. – М.: ВНИИОЭНГ, 1972. – 136с.

41. Зотов Г.А. Расчет фильтрационных сопротивлений скважины, несовершенной по степени вскрытия пласта, при нелинейном режиме фильтрации. – Тр. ВНИИгаза, «Подземная гидравлика», 1963, вып. 18/26. – С. 64-70.

42. Минский Е.М. О турбулентной фильтрации газа в пористых средах. – Сб. «Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов». – М.: Гостоптехиздат, 1951.

43. Баренблатт Г.И., Ентов В.М.: Рыжик Б.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. – М.: Недра, 1972.

44. Соловкин Е.Б., Соловкина Н.А. Выбор плотности перфорации скважин. – НТС «Нефтепромысловое дело», 1979, вып. 5. – С. 20-23.

45. Соловкина Н.А. Совершенствование вскрытий продуктивного пласта нефтяной скважины при создании в нем глубоких каналов. – СНТ ВНИИ «Исследования в области технологии и техники добычи нефти», 1976, вып. 54. – С. 22-26.

46. Зазовский Ф.Я., Степанов В.П. Об исследовании несовершенных скважин. В сбор. АзИНТИ «Гидродинамические методы исследования пластов и скважин», Баку, 1967. – С. 20-28.

47. Streltsova T.D., Me Kinly R.M. Early Time Buildup Data 403 Analysis for a Complex Reservoir. J. Petrol. Technol.1982, V. 34, No 5, p.p. 1145-1155.

48. Гурьевских Г.К., Шашков В. М.: Ягафаров А.К. Прогнозирование интенсификации притока по результатам испытания скважин. Проблемы нефти и газа Тюмени. НТС, вып. 57, 1983. – С. 25-28.

49. Ramey H. J. and Agrawal R. G. Annulus Unloading Rates as Influenced by Wellborn Storage and Skin-Effect. Soc. Pet. Eng. J., Oct. 1972.

50. Zana E.T., Thomas G. W. Some Effects of Contaminants on Real Gas Flow. J.P.T., N 9. Sept., 1970.

51. Carr N., Kobayashi R. and Burrows D.B. Viscosity of Hydrocarbon Gases Under Press. Trans. A. I.M.E., N 201, 1954, p.p. 47-55.

52. Al-Hussainy R., Ramey H. I. and Crowford P.B. The Flow of Real Gases through Porous Media. J.P.T., May, 1966, p.p. 624-636.

53. Поляков Ю.А., Алиев З.С. Влияние неоднородности пласта на параметры, определяемые по кривым восстановления и стабилизации давления. Газовое дело, № 9, 1970. –С. 6-9.

54. Подобии Г.А., Яковлев Н.Е. Алгоритм обработки данных гидродинамических исследований нефтяных скважин. Проблемы нефти и газа Тюмени, НТС, вып. 17, 1973. –С. 43-48.

55. Кисляков Ю.П., Демин Н.В., Русских В.Н. Влияние градиентов давления на величину параметров пласта на Туймазинском месторождении. НХ, № 2, 1964.

56. Чарный И.А., Умрихин И.Д. Об одном методе определения параметров пласта по наблюдению неустановившегося режима притока к скважине. – Тр. Московского нефтяного института, вып. 24, 1959.

57. Иванов Т.Ф. Гидродинамические исследования пластов с помощью непрерывного изменения дебитов скважин. Нефтяная и газовая промышленность, № 2, 1974. – С. 21-23.

58. Телков В.А. Приток к линии стоков (несовершенной скважине) в неограниченном по протяженности пласте конечной мощности и взаимодействие несовершенных линий стоков. – ТР. ТюмИИ, 1978, вып. 66. – С. 6-79.

59. Богачев Б.А., Солянов С.А. Упрощение одного точного метода обработки KB Д. В межвуз. тем. сб. «Вопросы разработки нефтяных и газовых месторождений», Тюмень, ТГУ, вып. 71, 1981. – С. 80-85.

60. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев, Гостехиздат, УССР, 1961.

61. Щербаков Г.Б. Гидродинамические исследования нефтяных скважин и пластов. МИНХ и ГП, 1975, 100 с (учебное пособие).