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 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 = 15,603x0,223; [1]
 |
Где у –
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 -
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 –
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.