Аннотация В данной работе авторами предлагается прогнозированиеэффекта после ГРП на Вынгаяхинском месторождении в скважинах которые еще невступили в эксплуатацию, для этого используются фактические зависимостиувеличения дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров. А.А.Телишев, Е. В. Боровков Анализ изменения дебитов нефти после
ГРП и прогноздополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении. Вынгаяхинскоеместорождение открыто в 1968 году, в разработке с 1986 года, согласнотехнологической схеме разработки 1984г. Основным объектом разработки являетсяпласт БП111.В настоящее время месторождениеразбурено на 80 , бурение вед тся на северном участке залежи, в районеразведочных скважин 360Р, 20Р, 21Р, 351Р, 23Р и 15Р.
Северный участокрекомендовано 1 разбуривать с применением гидроразрыва пласта, так как этазона характеризуется наиболее ухудшенными геологическими характеристиками инизкими фильтрационно емкостными свойствами таблица . С целью проектированиягидроразрыва пласта БП111 на Вынгаяхинском месторождении,оценки эффективности и дополнительной добычи нефти были выявленызависимости увеличения дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров kпор kпрон kнн kпесч нефтенасыщенной
толщины. В расч т принимались скважины, вкоторых прирост дебита нефти составил более 5 т сут. Первая выявленнаястепенная зависимость увеличениедебита нефти от проницаемости, которая представлена на рисунке.1. Уравнение, описывающеекривую 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 отпроницаемости.
Вторая зависимость,представлена на рис.2 – увеличение дебита нефти от пористости, уравнениеописывающее 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 отпористости. На рис.3 представленатретья 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 отнефтенасыщенной толщины.Для коэффициентапесчаннистости и насыщенности зависимости имеют коэффициент корреляции меньше 0.1, поэтому нерассматриваются.Наиболее высокий коэффициенткорреляции получен в зависимости 3 , рис.3.Ранее 1 , была полученазависимость 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 усредн нные геологическиепараметры не разбуренного северного участка залежи и уравнения описывающие зависимость увеличения дебита нефти после ГРП, можноопределить qн – величину прироста дебита нефти в скважинах вкоторых будет провед н ГРП. Присредней нефтенасыщенной, толщине равной 6 м дебит нефти после
ГРП, определяется по зависимости 3 и составляет29,2 т. сут. Средняя продолжительностьэффекта t от ГРПопределяется по зависимости 4 и равна 29 месяцам.Полученные значения увеличениядебита нефти после ГРП и времени продолжения эффекта, позволяют определитьвеличину дополнительной добычи по формуле 5 , которая составит 25,2 т.т наскважину qн 7,288 hнн 14.0,36 – 0.5869 t 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. Списоклитературы 1 Анализприменения гидроразрыва пласта на Вынгаяхинском месторождении . ОАО СибНИИНП Телишев А.А Чебалдина И.В Михайлова Н.Н Мостовая Т.Ю.