CC BY
29
ИЗВЕСТИЯ
ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА им. С. М. КИРОВА
Том 287 1977
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА НЕФТЕРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН ПО ПРИТОКАМ НА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ
Л. л. ПУХЛЯКОВ (ПРЕДСТАВЛЕНА КАФЕДРОЙ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ)
Долгое время существовало мнение, что в процессе бурения вокруг стенок скважин образуется тонкий слой заглинизированных пород, который среди американских авторов получил наименование скнн [6]. В отечественной литературе этот слой называют глинистой коркой. Однако позже было установлено, что по наиболее крупных порам глинистый раствор проникает в пласт на значительные расстояния. Особенно интересно это проникновение идет тогда, когда за счет отбора из пласта жидкости пластовое давление оказывается пониженным. Так, в тридцатые—сороковые годы, когда в нашей стране внедрялось роторное бурение, при проходке эксплуатирующихся пластов в бурящихся скважинах происходили катастрофические поглощения глинистого раствора. Одновременно прекращалось поступление нефти в соседние работающие скважины. Происходило это вследствие глинизации пластов.
Для оценки степени изменения пласта за счет глинизации М. Хоу-кинс [5] предложил пользоваться следующей формулой
-О 1п-~-, (1)
бгл
где 5 — скин-эффект, то есть эффект всей заглинизированной зоны (безразмерная величина), кгл—проницаемость заглинизированной зоны в дарси или миллидарси, кпз—проницаемость незаглинизированной зоны в тех же единицах, — радиус заглинизированной зоны в см и гск — радиус скважины перед спуском обсадной колонны — половина диаметра долота в см.
Болыпивство авторов, например К. Гетлин [1], Б. А. Лысов [2] и др. для определения скин-эффекта рекомендуют пользоваться результатами исследования скважин на неустановившихся режимах. Можно для этого воспользоваться результатами исследования скважин и на установившихся режимах.
В основе излагаемого метода лежит новая формула для определения радиуса влияния скважины
____2^1_
1п^—1п(Гск+г/+Гот) пНт^Р* ' ^
где — радиус влияния скважины в см, гск—радиус скважины перед спуском обсадной колонны в см, гох — радиус влияния отверстий, или половина среднего расстояния между соседними отверстиями в фильтре
скважины в см, у — глубина канала при отверстии в см, У\ — объем жидкости, отработанной из пласта в процессе испытания скважины на первом режиме в см3, Н — мощность пласта в см, ш — пористость пласта в долях единицы, |3 — сжимаемость нефти в 1/ат и АР ^ — депрессия на пласт на внешней границе зоны влияния отверстий на первом режиме. Методики определения каждого из этих параметров изложены в статьях [3, 4] и здесь не приводятся.
После определения радиуса влияния скважины на первом режиме, определяется пьезопроводность пласта, а затем радиусы влияния ее на других режимах. Но теперь расчет ведется по формуле
Я2 = 2,24Ш, (3)
где % — пьезопроводность пласта в см2/сек и ^ — суммарное время работы скважины в процессе ее испытания в сек.
Затем в соответствии с упомянутыми методиками определяются эффективные проницаемости пласта на различных режимах к\, и т. д. а также проницаемость в незаглинизированной части пласта ктя по кер* ну — проницаемость пласта в заглинизированной части £гл. Полученные данные подставляются в формулу
1га>- а_____**
Огл= Г I -
К НЗ-л-гл
где йтл— геометрическая характеристика заглинизированной зоны в 1 ¡см и 2(31— сумма геометрических характеристик на первом режиме в тех же единицах.
По скважине 123 Оленьего нефтяного месторождения получены следующие данные: радиус влияния скважины на первом- режиме 6979 см, геометрическая характеристика зоны плоскорадиального потока 0,0439 1/см, сумма геометрических характеристик по скважине в целом на этом режиме 1,4073 1/см, эффективная проницаемость на этом режиме 7,691 миллидарси, проницаемость в заглинизированной части пласта 6,5 миллидарси и проницаемость в незаглинизированной части пласта 217,9 миллидарси. Подставляя все это в формулу (4), получаем
1,4073-(217,9—7,691) °гл =--217,9—6,5-- = 1,3994 {¡CM. (5)
Недостаток полученной величины до 1,4073 составляет 0,0079 1 ¡см, что меньше геометрической характеристики зоны плоскорадиального потока (0,0439) на 0,0360 1 ¡см. Эта величина подставляется в формулу для определения радиуса зоны глинизации
Ов = -гг\п --, (6)
11 "max
где G л1 —геометрическая характеристика заглинизированной части зоны плоскорадиального потока в 1 ¡см, п — число отверстий в пределах фильтра скважины (безразмерная величина), Я —мощность пласта в см и бшах— максимальная компонента неполноты перфорации, равная в рассматриваемом случае 1800 см. Подставляя эти величины в формулу (6), получаем
0,0360 =
120 3700
In
Rrn
1800
(7)
откуда
1 *гл 0,0360-3700
1П 1800 ^ 120 ' (8)
Производя в этом выражении соответствующие преобразования, находим, что в рассматриваемом случае радиус зоны глинизации оказался равным 5461 см.
Наконец, подставляя найденную величину и другие приведенные
выше данные в формулу Хоукинса, получаем
S= ~1) = (33>5~1) 1п 574>2 = 206Д (9)
Это и будет скин-эффект скважины 123 Оленьего нефтяного месторождения для скважины 125 этот параметр оказался равным 38,0 и для скважины 129—393.
ЛИТЕРАТУРА
1. К. Г с т л и н. Бурение и заканчивание скважин (перев. с англ.). М., Гостоптех-издат, 1963.
2. Б. А. Лысо в. Некоторые принципы и вопросы методики гидрдинамических расчетов при кислотной обработке пласта. Информационный сборник трудов вычислительного центра Иркутского государственного университета, вып. 4. «Количественные методы геолого-геометрических и нефтепромысловых исследований в Приленском районе Сибирской платформы». Иркутск, 1971.
3. Л. А. Пухляков. Определение проницаемости пласта Ю-1 Оленьевого нефтяного месторождения по притокам на установившихся режимах. Известия ТПИ, т. 288, 1976.
4. Л. А. Пухляков. О гидродинамическом несовершенстве скважин, связанном с неполнотой их перфорации. Известия ТПИ, т. 281, 1976.
5. М. F. Hawkins. A Note on the Skin Effect. Journall of Petroleum Technology. № 12, 1956.
6. W. Hurst. Establishment of the Skin Effect and its impediment to Fluid Flow into a Well Bore. The Petroleum Engineer Oct. 1953.
