Скин-фактор (Skin)

Последнее сообщение
Ватт 76 12
Сен 08

Собственно, что такое?

Zorg 579 10
Сен 08 #1

Ватт пишет:

Собственно, что такое?


В самом общем смысле мера совершенства заканчивания скважины. Положительный скин - пласт поврежден или механические проблемы, нулевой скин - пласт не поврежден, отрицательный скин бывает после стимуляции пласта (кислотная обработка, ГРП, глубокая перфорация).

Более подробно. Общий скин фактор подразделяется на скин перфорационный (количество отверстий, диаметр, глубина, фазировка), скин ствола скважины (связанный с углом наклона), скин по степени вскрытия; скин, связанный с повреждением пласта; скин, связанный с турбулентностью потока. Еще в литературе описываются геологические скины или "геоштуцеры". Насколько я понял, это некие природные препятствия, затрудняющие приток в пласте.

В скважинах с ГРП скин может возникать вследствие повреждения пласта на границе трещина-пласт. В горизонтальных скважинах с ГРП скин возникает вследствие изменения направления течения жидкости по трещине ГРП: в трещине жидкость движется равномерно, тогда как при подходе к стволу скважины часть потоков меняет направление.

Ватт 76 12
Сен 08 #2

А что тогда такое заканчивание? В прямом смысле?

Zorg 579 10
Сен 08 #3

Ватт пишет:

А что тогда такое заканчивание? В прямом смысле?


К заканчиванию скважины можно отнести способ оборудования забоя скважины: открытый ствол, перфорированная колонна, хвостовик, фильтр, наличие либо отсутствие трещины ГРП и т.д. Сюда же входит скважинное оборудование: пакер, насос, НКТ.

Насос Насосович 43 10
Сен 08 #4

Очень высококвалифицированный ответ! Точно и просто.
Моё уважение, Zorg

FREZER-RAYBER 3 10
Ноя 08 #5

Насос Насосович, Вы тоже оч умный- моё почтение!

alero 11 10
Ноя 08 #6

Скин есть сумма скинов. В последней встретившейся мне версии сумма была от 1 до 15.
Резюме: скин - это величина написанная вилами на воде.

Mishgen 145 11
Ноя 08 #7

alero пишет:

Скин есть сумма скинов. В последней встретившейся мне версии сумма была от 1 до 15.
Резюме: скин - это величина написанная вилами на воде.

Или по-другому - некая константа позволяющая использовать то или иное уравнение для расчета дебита скважины ... впрочем, как и проницаемость :-) ИМХО.

С уважением,
Инженер.

Ramzeskz 23 9
Май 09 #8

Добрый день

Как Ваше ничего ? biggrin.gif

я меня такой вопрос:

каков диапазон для скин фактора?
например: от -5 до +5 (максимальные значения)...

просто я меня получилось -9. не могу понять, что это?

Есть ли расчет Скина для карбонатных резервуаров? попробую в ручную, потом сравню wacko.gif

сппасибо
пока

result.jpg

Unknown 1602 12
Май 09 #9

realno skin (a eto vse-taki dovolno abstraktniy factor) var'iruet, skazhem, ot -3 do... +5 (skavazhina, nadejus, vertikalnaja?).
Pri etom esli znachenija previshaujshie +5 eshe mopzhno ozhidat vstretit, to menshe -3 pochti ne vozmozhno, tak chto -9 malo pohozhe na korrektnuju ozenku, dazhe v karbonatah.

Zorg 579 10
Май 09 #10

Ramzeskz пишет:

Добрый день
Как Ваше ничего ? biggrin.gif
я меня такой вопрос:
каков диапазон для скин фактора?
например: от -5 до +5 (максимальные значения)...
просто я меня получилось -9. не могу понять, что это?
Есть ли расчет Скина для карбонатных резервуаров? попробую в ручную, потом сравню wacko.gif
сппасибо
пока


Что за софт используешь для анализа ГДИС?

Теоретически минимальный скин может достигать -7. На практике я встречал значения в районе -5.5, полученные по ГДИС. На этих скважинах делали ГРП 100-150 т. Положительный скин в теории может достигать 10 и выше, но это редко, обычные значения находятся в диапазоне до +5. Все, что выше, вероятнее всего связано с механическими проблемами (некачественная перфорация, например). Твой скин -9 это точно ошибка.

Также ошибка в коэффициенте влияния ствола скважины С. Он у тебя слишком высокий.
Порядок значений коэффициента влияния ствола скважины:
1) пластоиспытатель на трубах 0.0001-0.001 м3/атм
2) фонтан 0.01-0.1 м3/атм
3) механизированная скважина 0.1-1 м3/атм

В общем, проверь входные данные еще раз. И настройки софта.
Потом по полученным данным (kh, S, Pres) можешь сам для проверки прикинуть дебит скважины и сравнить с фактом. Если отличия большие, значит что-то не так.

Kolos 203 10
Май 09 #11

Osi u nego normal'nie - eto LOG-LOG diagnosti4eskiy grafik. Sdelano v Saphire.

Odnazna4no 4to skvazina ne dostigla radial'nogo rezima, poetomu KH skoree vsego opredelen nepravel'no a ot suda i SKIN ne pravel'niy. KH skoree vsego namnogo nize 4em u tebya.

Kolos 203 10
Май 09 #12

A voobwe u tebya trewina. Skoree vsego posle gidrorazriva skvazina. Model'ku pomenyay na vertikal'nuyu sk vazinu s beskone4noy trewinoy.

I naydi vot eto knigu. Tam vse est'.

Анализ_динамических_потоков_KAPPA.pdf

VIT 1074 12
Май 09 #13

Ramzeskz пишет:

Добрый день

Как Ваше ничего ? biggrin.gif

я меня такой вопрос:

каков диапазон для скин фактора?
например: от -5 до +5 (максимальные значения)...

просто я меня получилось -9. не могу понять, что это?

Есть ли расчет Скина для карбонатных резервуаров? попробую в ручную, потом сравню wacko.gif

сппасибо
пока


Какой то косяк в данных при интерпретации графика. kh 25000 многовато будет, C тоже какой то странный. А скина -9 не может быть. Проверьте исходные данные.

Ramzeskz 23 9
Май 09 #14

Всем привет

Я где то читал, что если превышат S <<-5, то скважина не вышла на радиальный поток...

Ситуация такова, во время бурения было огромное полощение. В данный момент скважина вскрыла 73м.

Ramzeskz 23 9
Май 09 #15

ПРога ECRIN 4.10.02. т.е. Saphir

я посчитал, гидропроводность = 149101 md*m/cp
проницаемость = 341mD

blink.gifhuh.gif

Ramzeskz 23 9
Май 09 #16

Kolos пишет:

A voobwe u tebya trewina. Skoree vsego posle gidrorazriva skvazina. Model'ku pomenyay na vertikal'nuyu sk vazinu s beskone4noy trewinoy.
I naydi vot eto knigu. Tam vse est'.

Анализ_динамических_потоков_KAPPA.pdf

в общем поменял на трещину бусконечную как и посоветовал,. и получил S=0.0491, но С увеличился = 5860 m3/bar
result2.jpg

Zorg 579 10
Май 09 #17

Посмотри еще на начальное пластовое 555 бар. Насколько реальна эта цифра?

Гоша 1118 12
Май 09 #18

Действительно, странно - Рпл 555, а "во время бурения было поглощение". Похоже противоречие. Какая глубина?

На радиальный по картинке скважина действительно не вышла, поэтому надеждность определения скина и kh почти нулевая.

Ramzeskz 23 9
Май 09 #19

Гоша пишет:

Действительно, странно - Рпл 555, а "во время бурения было поглощение". Похоже противоречие. Какая глубина?

На радиальный по картинке скважина действительно не вышла, поэтому надеждность определения скина и kh почти нулевая.

глубина спуски манометра 4068м.

Странно wacko.gif , точто 555бар мало?

Ramzeskz 23 9
Май 09 #20

Может кто подскажет формулу для подчета Скин-Фактора для карбонатного резервуара?

хочу в ручную посчитать

Zorg 579 10
Май 09 #21

Ramzeskz пишет:

глубина спуски манометра 4068м.

Странно wacko.gif , точто 555бар мало?


Многовато показалось просто. Похоже, твой коллектор с АВПД.

Alexey S 567 9
Май 09 #22

Zorg пишет:

Многовато показалось просто. Похоже, твой коллектор с АВПД.

Да, вроде, нормальное пластовое, если это газоконденсат. Если пластовое больше 500 мы, вроде так и классифицируем как АПВД, по умолчанию.
Скин, конечно, минус 9, но это ничего. По каппе и минус 7 реально-прогнозируемых получалось. Насколько это правильно, конечно, тоже вопрос, но выборка получилась именно такой.

Zorg 579 10
Май 09 #23

Ramzeskz пишет:

Может кто подскажет формулу для подчета Скин-Фактора для карбонатного резервуара?
хочу в ручную посчитать

Начни с формулы Хоукинса:

Skin=(kr/kd-1)*ln(rd/rw)

kr - проницаемость пласта
kd - проницаемость поврежденной (либо стимулированной, например, кислотой) зоны
rd - радиус поврежденной (либо стимулированной) зоны
rw - радиус ствола скважины

Также можно использовать концепцию Пратса об эффективном радиусе скважины:

rw эф = rw*e^(-Sf)

rw эф - эффективный радиус скважины
Sf - скин эффект в результате трещины ГРП

Используя две эти формулы, ты можешь прикинуть каким должен быть эффективный радиус скважины, если скин -5, например.

wo_bugs 148 12
Май 09 #24

Alexey S пишет:

Да, вроде, нормальное пластовое, если это газоконденсат. Если пластовое больше 500 мы, вроде так и классифицируем как АПВД, по умолчанию.
Скин, конечно, минус 9, но это ничего. По каппе и минус 7 реально-прогнозируемых получалось. Насколько это правильно, конечно, тоже вопрос, но выборка получилась именно такой.

На счет газоконденсата, это хорошо подмечено. Правда на картинках написано "Standard Oil Test". Может в этом проблема?
И еще когда данные с манометра в psi, а потом грузишь их как bar, то такая лабуда получается. И сидишь, гадаешь: "Почему это $ля анализ не получается?".

VIT 1074 12
Май 09 #25

Ох намутили что-то в этой ветке, видно товарищ Волков уехал в отпуск wink.gif

To "Ramzeskz":
"Может кто подскажет формулу для подчета Скин-Фактора для карбонатного резервуара?"
А какая разница какая литология.

To Alexey S:
"Да, вроде, нормальное пластовое, если это газоконденсат. Если пластовое больше 500 мы, вроде так и классифицируем как АПВД, по умолчанию.
Скин, конечно, минус 9, но это ничего. По каппе и минус 7 реально-прогнозируемых получалось. Насколько это правильно, конечно, тоже вопрос, но выборка получилась именно такой."

Интересно узнать как связанно пластовое давление и тип флюида. И АВПД это не абс величина, а относительная, давление может быть и 700 атм и при этом быть аномально низким (ниже гидростатического). Ну про скин уже сказали что для него есть предельная отрицательная величина.

XFactor 283 10
Май 09 #26

VIT пишет:

Ох намутили что-то в этой ветке, видно товарищ Волков уехал в отпуск wink.gif

To "Ramzeskz":
"Может кто подскажет формулу для подчета Скин-Фактора для карбонатного резервуара?"
А какая разница какая литология.


разница - огромная, раз он карбонатный - тобишь трещиноватый, соответсвенно фильтрация уже не идеально радиальная, и скин для нее счетается по другому

вот тока надо формулу поискать, где-то на компе валялась

Alexey S 567 9
Май 09 #27

VIT пишет:

Ну про скин уже сказали что для него есть предельная отрицательная величина.

Эх, ребята, если бы все было так просто.
Совсем недавно разбирался с одним месторождением. Пласт - низкопроницаемый, тип флюида-газоконденсат, АПВД. Большинство скважин с ГРП. В общем, после интерпретации данных (делали очень опытные люди) в каппе получился средний скин после ГРП, как я уже писал около -7. Сам сначала не поверил, но это есть.
И была там одна скважина с поглощением. Бурили тяжелым раствором и что-то не рассчитали. Но скважину, естественно, закончили и запустили. И что вы думаете они получили? Правильно, такие же параметры, как и на других скважинах с ГРП, включая скин -7. Поглощение порвало пласт и сделало "естественную" трещину.
А вот теперь вопрос.
У парня пласт карбонатный. Какая у него проницаемость я не знаю, но думаю, что больше чем в моем случае. У парня было поглощение (он писал что было огромное поглощение), в моем случае тоже. У парня скважина не вышла на радиальный режим, в моем случае скважину также не получилось вывести на радиальный режим.
И, если в моем случае получился скин -7, то почему у парня не может получится -9? Особенно, учитывая что скином мы пытаемся описать "несовершенство" скважины.

VIT 1074 12
Май 09 #28

Alexey S пишет:


По поводу АВПД и т.д. Тут нет абсолютных величин, все зависит от бассейна и его истории. Поэтому говорить что окно там на 3 км или 4 без относительно к определенному бассейну, месту, миграции не имеет смысла.

А по поводу скина, никто не спорит что он может получиться любой. А если зафиксировать все параметры и менять объемный коэфф нефти он тоже может получиться очень необычным smile.gif Но дело в том что все что меньше определенный предельной величины не имеет физического смысла относительно модели где мы его потом будем использовать: а именно радиальный приток + формула Дарси.

Kolos 203 10
Май 09 #29

Proverit' mozno radius skvazini, videl kogda nepravel'nuyu cifru ili ne v tex veli4inax vvodili i polu4alis' zapredel'nie skini. Uda4i

Alexey S 567 9
Май 09 #30

VIT пишет:

А по поводу скина, никто не спорит что он может получиться любой. А если зафиксировать все параметры и менять объемный коэфф нефти он тоже может получиться очень необычным smile.gif Но дело в том что все что меньше определенный предельной величины не имеет физического смысла относительно модели где мы его потом будем использовать: а именно радиальный приток + формула Дарси.

Также с этим полностью согласен. Но иногда мы имеем то, что имеем smile.gif. Если люди с очень большим опытом говорят, что здесь скин такой, то я склонен им доверять.
Другое дело, что в данном случае топикстартер, возможно, сейчас не имеет большого опыта и его мысли, конечно, необходимо направить в правильное русло. Но данных, на основе которых можно сделать какие-то конкретные умозаключения по скважине нет и поэтому ответы, советы и мысли получаются очень общие.

Zorg 579 10
Май 09 #31

XFactor пишет:

разница - огромная, раз он карбонатный - тобишь трещиноватый, соответсвенно фильтрация уже не идеально радиальная, и скин для нее счетается по другому

вот тока надо формулу поискать, где-то на компе валялась


На самом деле для определения скин фактора разницы нет карбонатный или теригенный коллектор. Скин фактор характеризует отличие проницаемости в ПЗП от проницаемости пласта (см. формулу Хоукинса). Если коллектор трещинноватый, он трещинноватый как в ПЗП, так и на удалении от скважины. Если пласт не поврежден и не стимулирован, то нет отличий в проницаемости ПЗП и пласта, т.е. скин фактор (по Хоукинсу) будет равным 0.

Что касается радиального притока, то он формируется как в теригенных, так и в карбонатных коллекторах. Наличие трещинноватости не является фактором, затрудняющим формирование радиального притока, т.к. трещинноватость распределена вокруг скважины равномерно.
В скважинах с ГРП, где существует одна трещина, после запуска, влияния ствола и переходного режима, могут формироваться билинейный (для трещин с Fcd < 300) и линейный режимы (для трещин с Fcd > 300). Однако через какое-то время фомируется псевдо-радиальный режим. Псевдо-радиальным режим называют из-за того, что хотя на удалении от скважины приток происходит по кругу, то вблизи скважины этот круг искажается из-за трещины.

Ramzeskz 23 9
Июн 09 #32

Доброе утро

Всем спасибо большое..

вскрытая толща пласта всего 73м,. Нефтяная скважина.

я вот думаю, если в следующий раз проводить КВД, подольше держать.. может и радиальный пототок увижу, .

Хотя в скважине в свое время было огромное поглащение, как и ребята сказали выше, там наверняка образовалось трещина большая.. и РАДИАЛЬНЫЙ РЕЖИМ не будет выводиться, .. или нудно большое время для стабилизации..

Ramzeskz 23 9
Июн 09 #33

Zorg пишет:

Начни с формулы Хоукинса:

Skin=(kr/kd-1)*ln(rd/rw)

kr - проницаемость пласта
kd - проницаемость поврежденной (либо стимулированной, например, кислотой) зоны
rd - радиус поврежденной (либо стимулированной) зоны
rw - радиус ствола скважины

Также можно использовать концепцию Пратса об эффективном радиусе скважины:

rw эф = rw*e^(-Sf)

rw эф - эффективный радиус скважины
Sf - скин эффект в результате трещины ГРП

Используя две эти формулы, ты можешь прикинуть каким должен быть эффективный радиус скважины, если скин -5, например.


рылся в инете и нашел это:

она подойдет и или как?

S=(KH)/(18.4*вязкость*Bo*J)-Ln(re/rw)+0.75

Ramzeskz 23 9
Июн 09 #34

Zorg пишет:

Начни с формулы Хоукинса:

Skin=(kr/kd-1)*ln(rd/rw)

kr - проницаемость пласта
kd - проницаемость поврежденной (либо стимулированной, например, кислотой) зоны
rd - радиус поврежденной (либо стимулированной) зоны
rw - радиус ствола скважины

Также можно использовать концепцию Пратса об эффективном радиусе скважины:

rw эф = rw*e^(-Sf)

rw эф - эффективный радиус скважины
Sf - скин эффект в результате трещины ГРП

Используя две эти формулы, ты можешь прикинуть каким должен быть эффективный радиус скважины, если скин -5, например.


Спасибо

а где брать эти данные:

kd - проницаемость поврежденной (либо стимулированной, например, кислотой) зоны
rd - радиус поврежденной (либо стимулированной) зоны

WHIM 39 9
Июн 09 #35

Не понимаю, почему все обсуждают скин-фактор напрочь забыв о том, что это такое. - Это характеристика несовершенства скважины (не вдаваясь в детали - оценивается исходя из разницы депрессии, которую нужно приложить, что бы скважина работала с тем же дебитом, что и совершенная), которое может быть вызвано челым рядом различных параметров (начиная с отклонения от вертикали и заканчивая образованием трещин).

В приведенной обработке определяется интегральный скин! и для его проверки достаточно воспользоваться в первом приближении формулой для радиальной фильтрации.

Попытки оценить скин карбонатных коллекторов (трщиноватых) дадут лишь одну частную составляющую интегрального скин-фактора. И они наверняка не совпадут.

Проблема конкретно этих материалов в том, что времени исследования не достаточно для выхода на радиалку, оценка - приближенная по конечному участку (если, конечно все было учтено и обработано верно)

А насчет диапазона изменения скин-фактора - 7 это не предел. Сейчас работаю с месторождением, где это нормальное значения для скважины с ГРП, так как вскрываются плотные разности и трещины имеют большие размеры.

Zorg 579 10
Июн 09 #36

Ramzeskz пишет:

а где брать эти данные:
kd - проницаемость поврежденной (либо стимулированной, например, кислотой) зоны
rd - радиус поврежденной (либо стимулированной) зоны


Принимаешь какие-либо предположения и рассчитываешь. Например, ты знаешь, что поглощение раствора составило 70 м3. Предполагаешь, что он равномерно распространялся во всех направлениях от ствола скважины. Мощность, пористость, остаточную нефтенасыщенность берешь по ГИС и исследованиям керна и рассчитываешь, на какое расстояние должен был отфильтроваться раствор. Это и будет радиус поврежденной зоны.

Также радиус проникновения фильтрата бурового раствора можно определить по ГИС.

Что касается проницаемости поврежденной зоны, ты можешь предположить, что она составляет к примеру 10% от начальной, а затем рассчитать скин фактор, и т.д.

Zorg 579 10
Июн 09 #37

Ramzeskz пишет:

рылся в инете и нашел это:
она подойдет и или как?
S=(KH)/(18.4*вязкость*Bo*J)-Ln(re/rw)+0.75


Это закон Дарси для псевдоустановившегося режима. Закон Дарси справедлив при выполнении ряда условий:
- ламинарный режим течения
- однородный пласт
- однородная несжимаемая жидкость

Так же в данном случае должен установиться псевдоустановившийся режим. Т.е. возмущение давления в пласте в результате работы скважины должно достичь всех границ области дренирования.

Если эти условия у тебя соблюдаются, то можно применить закон Дарси для вычисления скин-фактора.

Zorg 579 10
Июн 09 #38

Для определения минимально возможного скина предлагаю вернуться к концепции эффективного радиуса скважины Пратса:

rw эф = rw*e^(-S) или S = -ln (rw эф/rw)

По этим формулам я рассчитал скин для разных эффективных радиусов. При расчете я предположил, что радиус дренирования равен 500 м. Для этого случая минимально возможный (теоретически) скин равен -8.4. Если радиус дренирования увеличить до 1000 м, то минимальный скин составит -9.1. Для радиуса дренирования 250 м минимальный скин будет -7.7.

Вывод. Теоретический минимально возможный скин ограничен радиусом дренирования скважины. Т.к. эффективный радиус не может быть больше радиуса дренирования.

Второй вопрос. А как вычислить не теоретическое, а практическое значение?

Для трещины ГРП с Fcd > 300:
rw эф = 0.5 Xf (Xf - полудлина трещины).

Т.е. ограничителем скин фактора выступает длина трещины. Я бы задался максимально возможной длиной 150 м. В этом случае rw эф = 75, а минимально возможный скин = -6.5.

VIT 1074 12
Июн 09 #39

Zorg пишет:

Для определения минимально возможного скина предлагаю вернуться к концепции эффективного радиуса скважины Пратса:

rw эф = rw*e^(-S) или S = -ln (rw эф/rw)

По этим формулам я рассчитал скин для разных эффективных радиусов. При расчете я предположил, что радиус дренирования равен 500 м. Для этого случая минимально возможный (теоретически) скин равен -8.4. Если радиус дренирования увеличить до 1000 м, то минимальный скин составит -9.1. Для радиуса дренирования 250 м минимальный скин будет -7.7.

Вывод. Теоретический минимально возможный скин ограничен радиусом дренирования скважины. Т.к. эффективный радиус не может быть больше радиуса дренирования.

Второй вопрос. А как вычислить не теоретическое, а практическое значение?

Для трещины ГРП с Fcd > 300:
rw эф = 0.5 Xf (Xf - полудлина трещины).

Т.е. ограничителем скин фактора выступает длина трещины. Я бы задался максимально возможной длиной 150 м. В этом случае rw эф = 75, а минимально возможный скин = -6.5.


Можно и так, наверное подойти к проблеме.
Практический минимальный скин я бы вычислял через уравнение линейного потока. Т.е. для данной геометрии Xe и Ye вычисялем индекс продуктивности линейного потока так если бы трещина была во всю длину. Приравниваем это к индексу продуктивности скважины с радиальным притоком, находим величину скина как неизвестное. Так для 3000 футов и квадратной геометрии получаем минимальный скин -8.

Rig-107 6 9
Июл 09 #40

Дорогой Ramzeskz, ты где пашешь? Для карбонатных резервуаров типа Тенгиза и Кашагана – там песня вообще отдельная. Поговори с Тенгизскими парнями, там всё равно сейчас ни бурения нет нм капремонтов, ни кислотки, вообще затишье, те, кто остался, сидят и бамбук курят.
Или ты типа практикант? Дали задачку, сказали попробовать?
Подумай ещё раз: в твоем конкретном случае трещинно-кавернозный высокопроницаемый коллектор. АВД + поглощение – вообще типично, поэтому и бурят только с CHCD / PMCD (например с Везефордовской rotating head).

Артур85 96 9
Июл 09 #41

Ребят, а просто теоретически подсчитать никак?? граничное значение для скина можно получить из следующей формулы - К = (2 * Pi * "сигма") * dP / ( ln(Rk/rc) + "скин"), отсюда получается, что "скин" не может быть меньше чем -ln(Rk/rc)... я подставил такие данные: Rk - радиус контура питания = 250 м. (при том, что расстояние между скважинами взять 0,5км) и rc - радиус скважины = 0,216 м. При этом у мя граничное значение для "скин"а получилось равным -7,05... судите сами... и то такой скин вы нигде не получите... кислотка, как самый лучший способ, дает скин -4-5, моксимум -6...

Irina 66 11
Июл 09 #42

Артур85 пишет:

кислотка, как самый лучший способ, дает скин -4-5, моксимум -6...

Может, на карбонатах кислотка и может дать такой скин. но на терригенных пластах такого скина не достичь никогда. Минимальный скин дает ГРП. И на моей памяти только в нагнетательных скважинах интерпретаторы -6 смогли увидеть, обычно когда трещина техногенная и под сильным напором вода, как в трубу, в пласт хлещет. На добывающих скважинах у нас обычно -4 - -3 скин. А кислотка - это просто способ убрать скин, вызванный загрязнением призабойной зоны. После кислотки скина меньше 0 добиваться, по-моему, не удавалось.
И когда говорят, что скин, якобы, -9, я бы сильно усомнилась в значении проницаемости.

Eliza 114 12
Июл 09 #43

Irina пишет:

Может, на карбонатах кислотка и может дать такой скин. но на терригенных пластах такого скина не достичь никогда. Минимальный скин дает ГРП. И на моей памяти только в нагнетательных скважинах интерпретаторы -6 смогли увидеть, обычно когда трещина техногенная и под сильным напором вода, как в трубу, в пласт хлещет. На добывающих скважинах у нас обычно -4 - -3 скин. А кислотка - это просто способ убрать скин, вызванный загрязнением призабойной зоны. После кислотки скина меньше 0 добиваться, по-моему, не удавалось.
И когда говорят, что скин, якобы, -9, я бы сильно усомнилась в значении проницаемости.


карбонаты - кислотка может дать отрицательное значение скина за счет увеличения проницаемости в обработанной зоне. песчаники - кислота дает только восстановление начальной проницаемости (и то в лучшем случае).

Артур85 96 9
Июл 09 #44

Irina пишет:

Может, на карбонатах кислотка и может дать такой скин. но на терригенных пластах такого скина не достичь никогда. Минимальный скин дает ГРП. И на моей памяти только в нагнетательных скважинах интерпретаторы -6 смогли увидеть, обычно когда трещина техногенная и под сильным напором вода, как в трубу, в пласт хлещет. На добывающих скважинах у нас обычно -4 - -3 скин. А кислотка - это просто способ убрать скин, вызванный загрязнением призабойной зоны. После кислотки скина меньше 0 добиваться, по-моему, не удавалось.
И когда говорят, что скин, якобы, -9, я бы сильно усомнилась в значении проницаемости.

может ты не в курсе... кислотку делают только в карбонатах, а ГРП в терригенных разрезах, кислота не проест кварц, а ГРП в карбонатах делать бесмысленно... Вот так вот... =)

Eliza 114 12
Июл 09 #45

Артур85 пишет:

может ты не в курсе... кислотку делают только в карбонатах, а ГРП в терригенных разрезах, кислота не проест кварц, а ГРП в карбонатах делать бесмысленно... Вот так вот... =)

мой опыт мне подсказывает, что Вы заблуждаетесь. Так что, может, это Вы не в курсе? smile.gif

Артур85 96 9
Июл 09 #46

Прошу извинить меня за мой цинизм... Опыта у мя в этой области нет, располагаю только теоретическими знаниями.... может поделитесь накопленным багажом знаний??

Eliza 114 12
Июл 09 #47

Артур85 пишет:

Прошу извинить меня за мой цинизм... Опыта у мя в этой области нет, располагаю только теоретическими знаниями.... может поделитесь накопленным багажом знаний??

см. личку

Irina 66 11
Июл 09 #48

Артур85 пишет:

может ты не в курсе... кислотку делают только в карбонатах, а ГРП в терригенных разрезах, кислота не проест кварц, а ГРП в карбонатах делать бесмысленно... Вот так вот... =)

У меня есть опыт работы в данной области. Так что я немножко в курсе. blush.gif
про сцементированные песчаники и про трещины в них, залеченные карбонатом, про загрязнение призабойной зоны и проч. Вы слышали? Вот именно поэтому кислотку делают не только в карбонатах, но еще и в терригене.
А трещина ГРП в карбонатах, особенно если удачно соединится с системой собственных трещин здорово повышает продуктивность. У нас некотрые скважины в карбонатах без ГРП вообще не работают.
Молодой человек, если у Вас нет опыта в этой области, может, других не надо поправлять? Прошу понять меня правильно, я за критику и с удовольствием выслушаю мнение людей опытных. smile.gif

Артур85 96 9
Июл 09 #49

Если я извинился, это не значит, что я совсем ничего не знаю... Знания есть, но в некоторых нюансах могу ошибаться... Я также за критику и с удовольствием выслушиваю мнение опытных людей... абсолютно все знать невозможно.... =)

XFactor 283 10
Июл 09 #50

Артур85 пишет:

может ты не в курсе... кислотку делают только в карбонатах, а ГРП в терригенных разрезах, кислота не проест кварц, а ГРП в карбонатах делать бесмысленно... Вот так вот... =)

Ирина асболютно права.

С целью очистки призабойной зоны скажем, от выпавших солей на забоях добывающих, или кольматанта забившего ПЗП нагнеталок если воду берут из поверхносных источников без качественной подготовки, кислотки проводят везде. Другой вопрос что кислоту надо правильно подобрать.

ГРП в карбонатах обычное явление, особенно когда скважина не пересекла магистральный канал "трещину".

Страницы

Go to top