Анализ изменения дебитов нефти после ГРП ипрогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении.
А.А.Телишев, Е. В. Боровков
Вданной работе авторами предлагается прогнозирование эффекта после ГРП наВынгаяхинском месторождении в скважинах которые еще не вступили в эксплуатацию,для этого используются фактические зависимости увеличения дебита нефти послеГРП от ряда геологических параметров.
Вынгаяхинскоеместорождение открыто в 1968 году, в разработке с 1986 года, согласно технологическойсхеме разработки 1984г. Основным объектом разработки является пласт БП111.
Внастоящее время месторождение разбурено на 80%, бурение ведётся на северномучастке залежи, в районе разведочных скважин 360Р, 20Р, 21Р, 351Р, 23Р и 15Р.
Северныйучасток рекомендовано [1] разбуривать с применением гидроразрыва пласта, таккак эта зона характеризуется наиболее ухудшенными геологическимихарактеристиками и низкими фильтрационно – емкостными свойствами (таблица). /> />
С целью проектирования гидроразрывапласта БП111 на Вынгаяхинском месторождении, оценкиэффективности и дополнительной добычи нефти были выявлены зависимости увеличениядебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров – kпор., kпрон., kнн., kпесч., нефтенасыщенной толщины. В расчётпринимались скважины, в которых прирост дебита нефти составил более 5 т/сут.
Перваявыявленная 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.
коэффициенткорреляции R составляет 0,761.
Рис.1.Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от проницаемости.
Втораязависимость, представлена на рис.2 — увеличение дебита нефти от пористости,уравнение описывающее линейную зависимость имеет вид:
у= 2,7552x-26,558; [2]
Гдеу — />qн, х – kпор.
коэффициенткорреляции R — 0,723.
/>
Рис.2.Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от пористости.
Нарис.3 представлена третья зависимость увеличения дебита нефти отнефтенасыщенной толщины. Уравнение описывающее зависимость имеет вид:
у= 7,2888x-14,036; [3]
Гдеу –/>qн, х – hнн./> />
коэффициент корреляции R — 0,787.
Рис.3.Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от нефтенасыщенной толщины.
Длякоэффициента песчаннистости и насыщенности зависимости имеют коэффициенткорреляции меньше 0.1, поэтому не рассматриваются.
Наиболеевысокий коэффициент корреляции получен в зависимости [3], рис.3.
Ранее{1}, была получена зависимость (для северного участка залежи) изменения дебитанефти во времени, (кривая падения дебита нефти), которая имеет следующий вид:
у= -0,5869х + 21,032; [4]
гдеу -/>qн ( прирост дебита, т/сут. ), х – время продолжения эффекта,мес.
Знаяусреднённые геологические параметры не разбуренного северного участка залежи иуравнения описывающие зависимость увеличения дебита нефти после ГРП, можноопределить/>qн — величину прироста дебита нефти в скважинах в которыхбудет проведён ГРП.
Присредней нефтенасыщенной, толщине равной 6 м., дебит нефти после ГРП,определяется по зависимости [3] и составляет 29,2 т./сут.
Средняяпродолжительность эффекта (t) от ГРПопределяется по зависимости [4] и равна 29 месяцам.
Полученныезначения увеличения дебита нефти после ГРП и времени продолжения эффекта,позволяют определить величину дополнительной добычи по формуле [5], котораясоставит 25,2 т.т на скважину..
/> qн= ( 7,288*hнн – 14.0,36) * ( — 0.5869*t +21.032) [5]
Такимобразом, при бурении скважин на северном участке пласта БП111Вынгаяхинского месторождения, в зонах с нефтенасыщенной толщиной не менее 6 м.и проведении в этих скважинах гидроразрыва, позволит нам дополнительно добыть всреднем 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.