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]

[pic]

[pic]

[pic]