Normalised Normalized dimensionless difference between the actual drawdown wellbore pressure the sandface bottomhole pressure (BHP)
and
a reservoir pressure of a
reference model of a full-entry vertical well with homogeneous
reservoir and non-damaged
near-well reservoir zone estimated at wellbore radius :
| LaTeX Math Block |
|---|
|
S = \frac{2 \pi \sigma}{q_t} (p_{wf}(t) - p^*_{wf}(t)) |
where
– total sandface ratep_{\rm ref}(t, r_w) - p_{wf}(t)}{ \left[ r \cdot \frac{\partial p_{\rm ref}}{\partial r} \right]_{r=r_w} } |
It can be interpreted as the dimensionless ratio of linear-average pressure gradient between wellbore axis and wellbore radius to the actual pressure gradient at wellbore radius:
| LaTeX Math Block |
|---|
|
S = \left[ \frac{p_{\rm ref}(t, r_w) - p_{wf}(t)}{ r_w } \right]
\Big/
{ \left[ \frac{ \partial p_{\rm ref}}{\partial r} \right]_{r=r_w}} |
...
By definition the skin-factor is a pressure adjustment at the well-reservoir contact and does not affect pressure distribution in reservoir away from wellbore
.This means that skin-based pressure calculations in the damaged or in non-homogenous and non-radial-flow area around a well may become a bit inaccurate.
Nevertheless the size of a damaged area is usually much smaller than a drainage area during the well testing () the skin-factor concept works just fine for the most practical well tests applications.
The total skin is usually decomposed into a sum of two components:
| LaTeX Math Block |
|---|
|
S_T = S_G + \frac{A_w}{A_{wrc}} \cdot S_M |
where
| , related to pressure drop caused by the near-reservoir zone formation damage |
| borehole flow area |
| well-reservoir contact area |
Based on definition the wellbore pressure dynamics
of the well with
skin-factor can be writen as:
| LaTeX Math Block |
|---|
|
p_{wf}(t) = - \frac{q_t}{2 \pi \sigma} \, S + p^*p_{wf}(t) |
where
is a model of a full-entry vertical well with homogeneous reservoir and non-damaged near-reservoir zone.Motivation
...
...
...
...
where
...
...
...
...
...
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 ) |
Из определения видно, что
ухудшенная призабойная зона
характеризуется положительным скин-фактором , улучшеная призабойная зона
характеризуется отрицательным скин-фактором ....
...
| LaTeX Math Block Reference |
|---|
|
...
|
| a reference model of a full-entry vertical well with homogeneous reservoir and non-damaged near-reservoir zone |
See Also
...
Petroleum Industry / Upstream / Subsurface E&P Disciplines / Well Testing / Pressure Testing
[ Well & Reservoir Surveillance ]
[ Skin-factor (geometrical) ][ Skin-factor (mechanical) ]
На практике, наиболее популярные значения скин-фактора лежат в интервале
. 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] |
...
