23. Проанализируйте особенности поведения логарифмической производной в цикле ксд для ограниченного пласта (две непроницаемые параллельные вертикальные границы – модель русловых отложения).

Описание модели

Модель русловых отложений описывает пласт, ограниченный двумя верти­кальными плоскопараллельными границами, отстоящими на расстоянии L друг от друга. Аналитическое соотношение для оценки давления в стволе также по­лучают методом источника. Для описания учета фильтрации в русле в отличие от рассмотренных ранее случаев необходимо ввести бесконечное число вообра­жаемых скважин. Их расположение определяется многократным отражением от границ

Характерные режимы течения

Вначале давление ведет себя так, как будто пласт неограничен. Затем при не­симметричном расположении скважины в русле начинается псевдорадиальный режим течения, связанный с влиянием ближайшей границы. При длительном дренировании пласта линии тока становятся параллельными границам русла. Режим течения становится линейным.

Особенности поведения логарифмической производной

Поведение давления и логарифмической производной при дренировании русла определяется его шириной, расположением скважины относительно гра­ниц русла и фильтрационными свойствами пласта. Сразу после прекращения послепритока в стволе формируется радиальный (ранний радиальный) режим течения, характеризуемый асимптотой к лога­рифмической производной, параллельной оси абсцисс.

Затем формируется псевдорадиальный режим течения, связанный с бли­жайшей границей, который за­тем переходит в линейный. При расположении скважины ближе к середине русла увеличивается продолжительность раннего радиального режима за счет псевдорадиального.

Влияние на результаты ГДИС ширины русла при расположении скважины в его середине: в этом случае сразу после пос­ле притока возникает ранний радиальный режим течения. При малой ширине русла его формированию препятствует влияние границ, наблюдается линей­ный режим течения. Чем больше ширина русла, тем отчетливее проявляется ранний радиальный режим и тем позднее формируется линейный.

При асимметричном расположении скважины в русле при достаточной его ширине дополнительно наблюдается псевдорадиальный режим отражения от ближайшей границы.

26. Сопоставьте информативные возможности асимптотической обработки КВД по в координатах Хорнера и обобщенных логарифмических координатах

СМ ВОПРОС 31

24. Проанализируйте особенности поведения логарифмической производной в цикле ксд для ограниченного пласта (две непроницаемые пересекающиеся вертикальные границы – модель «клин»)

25. Проанализируйте особенности поведения логарифмической производной в цикле ксд для ограниченного пласта ( модель «линза»).

27. Раскройте понятие о скин-факторе, перечислите и охарактеризуйте основные типы скин-факторов.

Скин-фактор – количественная мера несовершенства скважины. Скин-фактор – комплексный параметр, отражающий интегрально все виды механизмов нарушения коллектора, влияющих на ухудшение проницаемости

и пористости околоскважинного пространства продуктивного пласта и на снижение притока пластовой жидкости.

По определению скин-фактор описывается формулой: где— скин-фактор,— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,— приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётнаяпродуктивностьсовпадает 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.

Применяя уравнение Дюпюидля плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора: где— потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),— фактическаяпродуктивностьреальной скважины,— радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Скин-фактор вносит свой огромный негативный вклад на всех этапах жизни месторождения - начиная от проектирования разработки и завершая его списанием:

» в стадии проектирования разработки месторождения скин-фактор закладывается в виде допущенных ошибок проектирования;

» в стадии строительства и разработки месторождения скин-фактор обеспечивается в виде реализованных ошибок проектирования;

» в стадии эксплуатации месторождения скин-фактор реализуется в виде огромных невозобновляемых затрат на эксплуатацию месторождения с необратимыми нарушениями параметров пласта и на восстановление

разрушенной гидрогеоэкологии.

Интерпретация скин-фактора по кривой восстановления давления (КВД)

	Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД
	Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора)
	Проницаемость ПЗП заметно понижена, что может служить основанием для геолого-технических мероприятий по увеличению проницаемости (например, гидроразрыв, кислотная обработка). Однако возможно, что для интерпретации выбран слишком поздний участок КВД (когда давление практически постоянно)

Типы.

Наиболее часто встречающиеся случаи появления скин-фактора – СФ колатации, возникает с ухудшением проницаемости призабойной зоны вследствии загрязнения пласта в процессе бурения, кап.ремонта, освоения.

СФ частичного вскрытия пласта. В случае частичного вскрытия дополнительное фильтрационное сопротивление создается не в результате ухудшения свойств пласта возле скважины, а в результате уменьшения интервала поступления флюида в скважину. Кроме того, флюид из недобуренной части пласта вынужден продвигаться по вертикали, а в терригенных коллекторах вертикальная проницаемость значительно ниже горизонтальной.

СФ отклонения ствола от вертикали. Угол отклонения СКВ от вертикали 0<a<90

1 – ствол скважины, 2- пласт,3 перфорация.

4) СФ вертикальной неоднородности. Например, высокопроницаемый пропласток в кровле пласта. Приток в скважину происходит преимущественно через этот пропласток. Флюиду приходится преодолевать дополнительное фильтрац-ое сопротивление при движении к высокопроницаемому пропластку.

5) СФ изменения состава флюида. Возникает из-за уменьшения фазовой проницаемости в призабойной зоне. В газовых, газоконденсатных, нагнетательных скважинах связан с изменением насыщения по радиусу пласта( выделение газа, выпадение конденсата в прискважинной зоне, продвижение фронта воды).

6) СФ гидроразрыва. В скважину под большим давлением закачивают флюид, в пласте создается трещина и закрепляется пропантом ( напр, хорошо отсортированным и окатанным песчаником).

28. Раскройте понятия о характеристиках несовершенства скважины, сопутствующих скин-фактору (соотношение фактической и потенциальной продуктивности, приведенный радиус скважины, коэффициент несовершенства вскрытия).

Важной количественной характеристикой с-эффекта является соотношение фактического и потенциального коэф-ов продуктивности. Фактическую продуктивность можно рассчитать двумя способами. Можно замерить дебит и депрессию Кфакт= q/ Рпл-Рс. Можно оценить свойство пласта и рассчитать продуктивность на основе ур.Дюпюи. для совершенного пласта : Кфакт=2ПE/ln(rкп/rc), Если воспользуемся для оценки продуктивности несовершенного пласта этим соотношением, то получимпотенциальную продуктивность. Для пласта со скин-эффектом : Кфакт= 2ПЕ/ln(rкс/rc)+s.

Для совершенной скважины потенциальная и фактическая продуктивность одинаковы. При ухудшенной проницаемости призабойной зоны потенциальная продуктивность выше,чем фактическая, а при улучшенной проницаемости призабойной зоны потенциальная продуктивность ниже, чем фактическая.

Поведение гидродинамических параметров в несовершенной скважине может быть описано модельюсгвершенной скважины при некотором фиктивном значении её радиуса. Это значение называют приведённым радиусом rc пр.введение этого параметра позволяет использовать для определения параметров несовершенной скважины те же расчётные соотношения, что и для совершенной скважины, но при замене значенияrcнаrcпр. по дюпюи :q=2ПЕ/ln(rкп/rcпр)+s. Отсюдаrс пр=rc*e^-s. приведеннй радиус совершенной скважины равен радиусу скважины. При ухудшенной проницаемости призабойной зоныrcпр<rc, при улучшенной проницаемостиrcпр>rc.

Коэф гидродинамического совершенстваопределяет долю перепада давлений, приходящуюся на долю неоднородности в призабойной зоне.

n=1- [Ps-Pcs/Pпл-Pcs],n=Кфакт/Кпот/ для совершенной скважины коэффициент гидродинамического совершенства равен единице, при ухудшенной проницаемости призабойной зоны – меньше 1, при улучшенной проницаемости – больше1.