Анализ изменения дебитов нефти после ГРП и прогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении.
Анализ изменения дебитов нефти после ГРП и
прогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении.
А.А.Телишев, Е. В. Боровков
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.
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 БП
111 на Вынгаяхинском месторождении
, оценки
эффективности и дополнительной добычи нефти были выявлены зависимости увеличения
дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров – k
пор., k
прон., k
нн., k
песч., 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 –
q
н, х – k
пр.
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:
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 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.