Аналіз зміни дебіт нафти після ГРП і прогноз додаткового видобутку на Вингаяхінском родовищі.

А. А. Телішев, Е. В. Боровков

У даній роботі авторами пропонується прогнозування ефекту після ГРП на Вингаяхінском родовищі в свердловинах які ще не вступили в експлуатацію, для цього використовуються фактичні залежності збільшення дебіту нафти після ГРП від ряду геологічних параметрів.

Вингаяхінское родовище відкрито в 1968 році, в розробці з 1986 року, відповідно до технологічної схемою розробки 1984р. Основним об'єктом розробки є пласт БП111.

В даний час родовище разбурено на 80%, буріння ведеться на північній ділянці поклади, в районі розвідувальних свердловин 360Р, 20Р, 21Р, 351Р, 23Р і 15р.

Північний участок рекомендовано [1] разбурівать із застосуванням гідроразрива пласта, так як ця зона характеризується найбільш погіршеними геологічними характеристиками і низькими фільтраційно - ємнісними властивостями (таблиця).

                             
З метою проектування гідроразрива пласта БП111 на Вингаяхінском родовищі, оцінки ефективності та додаткової видобутку нафти були виявлені залежності збільшення дебіту нафти після ГРП від ряду геологічних параметрів - kпор., kпрон., kнн., kпесч., нефтенасищенной товщини. У розрахунок бралися свердловини, в яких приріст дебіту нафти склав більше 5 т на добу.

Перша виявлена ступенева залежність - збільшення дебіту нафти від проникності, яка представлена на рісунке.1.

Рівняння, описує криву має вигляд:

у = 15,603 x 0,223; [1]

                             
Де у - Qн, х - kпр.

коефіцієнт кореляції R складає 0,761.

Рис.1. Залежність зміни дебіту нафти після ГРП від проникності.

Друга залежність, представлена на рис.2 - збільшення дебіту нафти від пористості, рівняння описує лінійну залежність має вигляд:

у = 2,7552 x-26, 558; [2]

Де у - Qн, х - kпор .

коефіцієнт кореляції R -- 0,723.

Рис.2. Залежність зміни дебіту нафти після ГРП від пористості.

На рис.3 представлена третя залежність збільшення дебіту нафти від нефтенасищенной товщини. Рівняння описує залежність має вигляд:

у = 7,2888 x-14, 036; [3]

Де у - Qн, х - hнн .

                             
коефіцієнт кореляції R - 0,787.

Рис.3. Залежність зміни дебіту нафти після ГРП від нефтенасищенной товщини.

Для коефіцієнта песчанністості і насиченості залежності мають коефіцієнт кореляції менше 0.1, тому не розглядаються.

Найбільш високий коефіцієнт кореляції отримано в залежності [3], рис.3.

Раніше (1), була отримана залежність (для північної ділянки поклади) зміни дебіту нафти у часу, (крива падіння дебіту нафти), яка має такий вигляд:

у = -0,5869 х + 21,032; [4]

де у - Qн (Приріст дебіту, т/добу. ), Х - час продовження ефекту, міс.

Знаючи усереднені геологічні параметри не разбуренного північної ділянки поклади і рівняння описують залежність збільшення дебіту нафти після ГРП, можна визначити Qн - Величину приросту дебіту нафти в свердловинах в яких буде проведено ГРП.

При середній нефтенасищенной, товщині що дорівнює 6 м., дебіт нафти після ГРП, визначається за залежності [3] і становить 29,2 т./сут.

Середня тривалість ефекту (t) від ГРП визначається по залежності [4] і дорівнює 29 місяців.

Отримані значення збільшення дебіту нафти після ГРП і часу продовження ефекту, дозволяють визначити величину додаткової видобутку за формулою [5], яка складе 25,2 т.т на свердловину ..

Qн = (7,288 * hнн - 14.0 , 36) * (-- 0.5869 * t + 21.032) [5]

Таким чином, при бурінні свердловин на північній ділянці пласта БП111 Вингаяхінского родовища, в зонах з нефтенасищенной товщиною не менше 6 м. і проведення в цих свердловинах гідроразрива, дозволить нам додатково добути в середньому 25 тис.т. нафти на свердловину.

Список літератури :

[1] "Аналіз застосування гідроразрива пласта на Вингаяхінском родовищі ". ВАТ "СібНІІНП" Телішев А.А., Чебалдіна І.В., Михайлова Н.Н., Мостовая Т.Ю.