Статья: Гидроразрыв пласта
Аннотация
В данной работе авторами предлагается прогнозирование эффекта после ГРП на
Вынгаяхинском месторождении в скважинах которые еще не вступили в
эксплуатацию, для этого используются фактические зависимости увеличения
дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров.
А.А.Телишев, Е. В. Боровков
Анализ изменения дебитов нефти после ГРП и прогноз дополнительной добычи на
Вынгаяхинском месторождении.
Вынгаяхинское месторождение открыто в 1968 году, в разработке с 1986 года,
согласно технологической схеме разработки 1984г. Основным объектом разработки
является пласт БП111.
В настоящее время месторождение разбурено на 80%, бурение ведётся на северном
участке залежи, в районе разведочных скважин 360Р, 20Р, 21Р, 351Р, 23Р и 15Р.
Северный участок рекомендовано [1] разбуривать с применением гидроразрыва
пласта, так как эта зона характеризуется наиболее ухудшенными геологическими
характеристиками и низкими фильтрационно – емкостными свойствами (таблица).
С целью проектирования гидроразрыва пласта БП111 на
Вынгаяхинском месторождении, оценки эффективности и дополнительной
добычи нефти были выявлены зависимости увеличения дебита нефти после ГРП от
ряда геологических параметров – kпор., kпрон., kнн.
, kпесч., нефтенасыщенной толщины. В расчёт принимались скважины, в
которых прирост дебита нефти составил более 5 т/сут.
Первая выявленная степенная зависимость – увеличение дебита нефти от
проницаемости, которая представлена на рисунке.1.
Уравнение, описывающее кривую имеет вид:
у = 15,603x 0,223;
[1]
Где у –  qн, х – kпр.
коэффициент корреляции R составляет 0,761.
Рис.1. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от проницаемости.
Вторая зависимость, представлена на рис.2 - увеличение дебита нефти от
пористости, уравнение описывающее линейную зависимость имеет вид:
у = 2,7552x-26,558;
[2]
Где у -  qн, х – kпор.
коэффициент корреляции R - 0,723.
Рис.2. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от пористости.
На рис.3 представлена третья зависимость увеличения дебита нефти от
нефтенасыщенной толщины. Уравнение описывающее зависимость имеет вид:
у = 7,2888x-14,036;
[3]
Где у – qн, х – hнн.
коэффициент корреляции R - 0,787.
Рис.3. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от нефтенасыщенной толщины.
Для коэффициента песчаннистости и насыщенности зависимости имеют коэффициент
корреляции меньше 0.1, поэтому не рассматриваются.
Наиболее высокий коэффициент корреляции получен в зависимости [3], рис.3.
Ранее {1}, была получена зависимость (для северного участка залежи) изменения
дебита нефти во времени, (кривая падения дебита нефти), которая имеет
следующий вид:
у = -0,5869х + 21,032;
[4]
где у - qн ( прирост дебита, т/сут. ), х – время продолжения эффекта, мес.
Зная усреднённые геологические параметры не разбуренного северного участка
залежи и уравнения описывающие зависимость увеличения дебита нефти после ГРП,
можно определить
qн - величину прироста дебита нефти в скважинах в которых будет
проведён ГРП.
При средней нефтенасыщенной, толщине равной 6 м., дебит нефти после ГРП,
определяется по зависимости [3] и составляет 29,2 т./сут.
Средняя продолжительность эффекта (t) от ГРП определяется по зависимости [4]
и равна 29 месяцам.
Полученные значения увеличения дебита нефти после ГРП и времени продолжения
эффекта, позволяют определить величину дополнительной добычи по формуле [5],
которая составит 25,2 т.т на скважину..
 qн = ( 7,288*hнн – 14.0,36) * ( - 0.5869*t + 21.032) [5]
Таким образом, при бурении скважин на северном участке пласта БП1
11 Вынгаяхинского месторождения, в зонах с нефтенасыщенной толщиной не
менее 6 м. и проведении в этих скважинах гидроразрыва, позволит нам
дополнительно добыть в среднем 25 тыс.т. нефти на скважину.
Список литературы:
[1] ”Анализ применения гидроразрыва пласта на Вынгаяхинском месторождении”.
ОАО “СибНИИНП” Телишев А.А., Чебалдина И.В., Михайлова Н.Н., Мостовая Т.Ю.
|
