Техника и технология заканчивания скважин
Продуктивность определяется выражением 
, где Q – дебит жидкости, м3/сут; 
Р – депрессия, МПа. Причем Р=Рпл - Рзаб.
Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности (
), определенной по данным КВД в этой необсаженной скважине.
Реальная добывающая (то есть обсаженная и перфорированная) скважина является несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта, а ПЗП может иметь фильтрационные характеристики, отличные от характеристик дальней зоны пласта. В результате поток флюида испытывает в ПЗП дополнительные фильтрационные сопротивления, которые характеризуются скин-фактором – комплексным параметром, отражающим интегрально все виды механизмов нарушения коллектора, влияющих на ухудшение проницаемости и пористости околоскважинного пространства продуктивного пласта и на снижение притока пластовой жидкости.
В самом общем смысле скин-фактор – это 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).
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.
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.
Выражение для расчета скин-фактора:
где 
– потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
– фактическая продуктивность реальной 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.
Таб.1. 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) |
Можно предложить следующую последовательность шагов по оценке качества первичного и вторичного вскрытия пластов:
1. На основании проведенных гидродинамических исследований и испытаний скважины в процессе бурения и освоения, а также имеющихся данных о характеристиках продуктивного объекта определяются важнейшие параметры.
2. Определяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины.
3. Определяется суммарный скин-фактор S в исследуемой скважине.
4. Определяются коэффициенты скин-фактора от гидродинамического несовершенства скважины по степени вскрытия Sc+θ и от перфорации Sn.
5. Определяется величина скин-фактора Sз, обусловленного загрязнением ПЗП в процессе бурения и при перфорации.
Полученные значения скин-фактора характеризуют: Sc+θ+Sn ухудшение гидродинамических характеристик при вторичном вскрытии, а Sз при первичном вскрытии от загрязнения.
