Normalised dimensionless difference between the drawdown survey wellbore pressure sandface bottomhole pressure (BHP)
and
a model with non-damaged near-well reservoir zonethe sandface reservoir pressure :| \displaystyle p({\bf r}, t) |_{{\bf r} \in \Gamma_s} |
|
at the boundary of damaged reservoir zone : | LaTeX Math Block |
|---|
|
mathblock |
S_M = \frac{2 \pi \sigma}{q_t} \cdot \left[ p_{wf}(t) - p^*_{wf}(t)p({\bf r}, t) |_{{\bf r} \in \Gamma_s} \right] |
where
...
The
| LaTeX Math Block Reference |
|---|
|
can be re-wrriten as:| LaTeX Math Block |
|---|
| anchor | P_wf_skin |
|---|
| alignment | left |
|---|
|
p_{wf}(t) = p^o_{wf}(t)| - \frac{q_t}{2 \pi \sigma} \ S_M |
with the meaning that near-reservoir damage is resulting in additional pressure drop quantified by the value of mechanical skin-factor
It quantitatively – formation transmissibilityIt characterises permeability change in a thin layer (usually < 1 m) around the well or around the fracture plane, caused by stimulation or deterioration during production, injection the reservoir invasion under drilling or well intervention or under routine production or injection.
It contributes to the total skin estimated in transient well testing.
For the radial-symmetric permeability change change around a the well it it can be represented estimated by means of Hawkins equation:
| LaTeX Math Block |
|---|
| anchor | TI84WSM |
|---|
| alignment | left |
|---|
|
S_M = \left ( \frac{k}{k_s} - 1 \right ) \ \ln \left ( \frac{r_s}{r_w} \right ) |
where
| well radius from drilling |
| damaged reservoir ( ) radius: |
where ( the most typical range is: |
k \neq k
The definition of
in | LaTeX Math Block Reference |
|---|
|
suggests that:Definition suggest that - deteriorated permeability of the near-well reservoir zone is characterized characterised by a positive skin-factor ,
- improved improved permeability of the near-well reservoir zone is characterized characterised by a negative skin-factor .
...
The most popular practical range of skin-factor variation is
with upper limit may sometimes extend further up.Motivation
...
...
For the negative skin-factor values there is a natural limitation from below caused by the Mechanical Skin concept itself.
The Mechanical Skin concept is trying to approximate the true inhomogeneity of the near and far reservoir zones with homogenous far reservoir model and additional pressure drop at the well wall.
In case of high permeability
The values of
...
are usually not supported by the majority of commercial simulators as these values assume almost infinite permeability in the 10 m area around the well see | LaTeX Math Block Reference |
|---|
|
below:| LaTeX Math Block |
|---|
|
k_s = k \cdot \left[ 1+\frac{S_M}{ \ln \frac{r_s}{r_w}} \right]^{-1} \rightarrow \infty \, \mbox{ when } S_M \rightarrow -5 |
In other words, the highly negative skin-factor
should be modelled as composite area around near-reservoir zones rather than using the concept of Mechanical Skin.
For horizontal wells the lower practical limit when Mechanical Skin concept can be applied is even lower and usually assumed as 0.
See Also
...
Petroleum Industry / Upstream / Subsurface E&P Disciplines / Well Testing / Pressure Testing
[ Well & Reservoir Surveillance ][ Skin-factor (total) ][ Skin-factor (geometrical) ]
| Show If |
|---|
|
| Panel |
|---|
|
| Expand |
|---|
| Formula | LaTeX Math Block Reference |
|---|
| displaytext | 1DR pressure diffusion of low-compressibility fluid |
|---|
| page | 1DR pressure diffusion of low-compressibility fluid |
|---|
|
provides a good example how mechanical skin-factor affects pressure dynamics |
|
w < r < r_s , где – радиус скважины по долоту, – радиус поражения призабойной зоны, где произошли изменения в пласте,В зависимости от типа коллектора и технологии бурения и освоения скважины проницаемость призабойной зоны может оказаться как лучше так и хуже удаленной зоны пласта : .В общем случае, для учета этого явления при расчете динамики давления пласта необходимо применять радиально-композитную фильтрационную модель: внутреннее кольцо пораженного пласта + внешнее кольцо невредимого пласта. Однако, если кольцевая зона поражения пласта намного меньше радиуса дренирования | LaTeX Math Block |
|---|
| anchor | rsrwre |
|---|
| alignment | left |
|---|
| r_s - r_w \ll r_e \rm \, , |
то динамика пластового давления может быть рассчитана по модели c неповрежденной призабойной зоной за вычетом поправочного члена на повреждение:| LaTeX Math Block |
|---|
| anchor | P_wf_skin |
|---|
| alignment | left |
|---|
| p_{wf}(t) = p^o_{wf}(t)| - \frac{q_t}{2 \pi \sigma} \ S |
где – дебит скважины в пластовых условиях, – гидропроводность дальней зоны пласта, – скин-фактор – безразмерная характеристика повреждения призабойной зоны:| LaTeX Math Block |
|---|
| S = \bigg ( \frac{k}{k_s} - 1 \bigg ) \ \ln \big ( \frac{r_s}{r_w} \big ) |
Учитывая, что на практике радиус повреждения призабойной зоны, как правило, меньше м, а радиус контура питания как правило исчисляется сотнями метров, то условие | LaTeX Math Block Reference |
|---|
|
практически всегда выполняется и поражение призабойной зоны можно всегда характеризовать скин-фактором. В частности, однофазная радиальная фильтрация в однородном бесконечном пласте, вскрытым скважиной со скин-фактором приводит к следующей формуле для забойного давления:| LaTeX Math Block |
|---|
| p_{wf}(t) = p(t,r_w) = p_i + \frac{q_t}{4 \pi \sigma} \, \bigg[ - 2S + {\rm Ei} \bigg( - \frac{r_w^2}{4 \chi t} \bigg) \bigg] |
Заметим, что значение скин-фактора оказывает влияния на поведение давления только в самой скважине, и не влияет на распределение давления за пределами зоны поражения пласта (сравните с | LaTeX Math Block Reference |
|---|
| anchor | p_F |
|---|
| page | 1DR Line Source Solution (LSS) @model |
|---|
|
)
|
