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 – [pic]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 - [pic]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 –[pic]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 -[pic]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[pic] 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..

[pic] qн = ( 7,288*hнн – 14.0,36) * ( - 0.5869*t + 21.032)

[5]

Таким образом, при бурении скважин на северном участке пласта

БП111 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.

-----------------------

[pic]