Что такое скин-фактор и каким способом он определяется

Какие изменения происходят в структуре запасов месторож в процессе их длит эксплуатации

Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

- снижением добычи нефти (в среднем на 10 ¸ 20 % в год при маловязкихнефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);

- темпом отбора нефти на конец стадии 1 ¸ 2,5 %;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ¸ 85 % при среднем росте обводненности 7 ¸ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачиКн на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненностиnв.

Какие факторы влияют на неравномерность выработки нефти из продуктивных коллекторов

Анализ полноты выработки запасов

Важным вопросом оценки эффективности осуществляемой системы разработки является полнота выработки запасов нефти. В связи с этим при анализах разработки первостепенное внимание должно уделяться выяснению степени охвата разработкой отдельных частей залежи, продуктивных пластов и прослоев. Поэтому достаточно изучения степени охвата пласта заводнением по площади пласта. Сопоставляя между собой отдельные участки залежи по темпу отбора запасов и текущей добыче нефти, можно судить о том, какие из участков вырабатываются недостаточно и что следует сделать для интенсификации их выработки.

При расчлененности объекта разработки на ряд отдельных изолированных друг от друга пластов степень воздействия на каждый из них нередко бывает различной, что приводит к неравномерной выработке отдельных пластов. В связи с разной проницаемостью пластов вода будет быстро вытеснять нефть из пластов с хорошими коллекторскими свойствами и почти совсем не будет вытеснять ее из пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами. В результате интенсивность выработки пластов будет весьма различной. В таком случае о степени выработки отдельных пластов лучше всего судить по характеру приемистости воды в перфорированных интервалах пластов нагнетательных скважин. Для этого в закачиваемую воду добавляют радиоактивные изотопы, часть которых адсорбируется в призабойной зоне скважин против пластов, принимающих воду. Снятие кривой гамма-методом до и после закачки изотопов позволяет проследить пути движения нагнетаемой в скважину воды и определить пласты, принимающие воду. Таким образом, для наиболее эффективного контроля за работой пластов необходимо комплексное применение различных методов, включая данные об особенностях и деталях строения объекта разработки, об эксплуатации скважин и залежи в целом, а также все материалы по исследованию пластов в скважинах.Необходимо иметь в виду, что главной задачей контроля разработки является выяснение полноты и темпов выработки каждого из пластов и прослоев, объединенных в один объект разработки, и определение на основании этих данных мероприятий по интенсификации разработки и повышению нефтеотдачи пластов.

Какие причины приводят к снижению дебитов нефти, росту обводненности на позд стадии разработки

Анализ причин сложившейся ситуации показывает, что основными из них являются:

-отсутствие подхода к операциям при КРС как к единому технологическому процессу, направленному на решение конкретных задач [11];

-отсутствие текущего информационного контроля и сопровождения работ при КРС, объединяющего (интегрирующего) его в единый технологический процесс [1,2];

-отсутствие научного сопровождения работ и оперативного анализа их технологической и экономической эффективности при КРС в конкретных геолого-технических условиях [8].

Первая причина обусловлена тем, что, несмотря на наличие утвержденных и действующих в рамках предприятия «Исполнителя» согласованных с «Заказчиком» РД на проведение тех или иных видов работ при КРС, в практике выполнения технологических операций допускается произвольное изменение их последовательности, часто оправдываемое непредвиденным отклонением усдовий проведения производственно- технологических видов работ от предписываемых утвержденным регламентом;

Вторая причина тесно взаимосвязана с первой и обусловлена отчасти пренебрежением, а отчасти неоправданной экономией средств на геофизический контроль и сопровождение операций при КРС как на стадии планирования, так и на стадиях их выполнения и завершения.

Третья причина обусловлена главным образом отсутствием у персонала отделов геологии и разработки НГДУ, как представителей «Заказчика», необходимых навыков владения приемами научного сопровождения работ при КРС и оперативного анализа их технологической и экономической эффективности.

Что такое скин-фактор и каким способом он определяется

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

По определению скин-фактор описывается формулой:

 где S— скин-фактор, rc— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,

rc* — приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: ), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно    и  ).

Большая положительная величина скин-фактора  (то есть    и   )свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Значительная отрицательная величина скин-фактора (то есть  и   ) наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т. д.). Часто "ложноотрицательные" значения скин-фактора получаются при интерпретации "недовосстановленных" кривых восстановления давления (КВД) без учёта "послепритока" в ствол скважины, когда на графике отсутствует участок плоскорадиального потока.