Состояние разработки месторождения и фонда скважин

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Рис. 5.1 Зависимость эффективности ГРП от толщины пласта.

При анализе влияния дебита скважины до ГРП на степень его увеличения после интенсификации, установлена закономерность снижения эффективности ГРП с увеличением начального дебита скважины. При интенсификации скважин с дебитами до ГРП – qн<20 т/сут – наблюдается шестикратное увеличение добычи нефти, в этом же случае жидкость увеличивается в 8 раз. Скважины с 20<qн<40 – добыча нефти увеличилась в 2,5 раза, жидкости в 6,5. В третьем блоке произведя гидроразрыв на скважине №1184р с начальными показателями Qн=56 т/сут, Qж=70 м3/сут. – получили полуторократное увеличение добычи нефти, а добыча жидкости увеличилась в 11,2.

Сопоставляя динамику дебитов нефти после ГРП по блокам, можно сказать, что большое влияние на эффективность ГРП оказывает местонахождение скважин. Так в районах 3, 4, 5 блоков, в зоне активной разработки, проведение мероприятий по гидроразрыву пласта дало наименьший положительный результат по сравнению с остальными зонами внедрения ГРП. В районе 1 блока, приуроченного к краевым зонам пласта, воздействие ГРП оказалось эффективным (табл.5.3.). Также эффективным

СПБГУАП / Санкт-Петербург

применением технологии ГРП оказалось в 7, 8 блоках, по причине более позднего вовлечения в разработку, по сравнению с центральными зонами месторождения. В шестом блоке в скважинах с дебитами нефти до ГРП <20

т/сут – кратность дебита нефти, оказалась ниже кратности дебита жидкости,

но при применении ГРП в скважинах с дебитами в диапазоне от 20 т/сут до 40

т/сут – кратность дебита жидкости больше или равно кратности дебита нефти.

Таблица 5.3.

Динамика дебитов нефти после ГРП в зависимости от дебита до проведения ГРП.

1 блок.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

2 блок

3 блок

4 блок

СПБГУАП / Санкт-Петербург

5 блок

6 блок

СПБГУАП / Санкт-Петербург

7 блок

СПБГУАП / Санкт-Петербург

8 блок

Рис. 5.2 Динамика дебитов нефти и жидкости в среднем по Усть-Балыкскому

месторождению, для скважин с qн<20 т/сут до ГРП.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Рис 5.3 Динамика дебитов нефти и жидкости в среднем по Усть-Балыкскому

месторождению, для скважин с 20<qн<40 до ГРП.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Рис. 5.4 Динамика дебитов нефти и жидкости в среднем по Усть-Балыкскому месторождению, для скважин с qн>40 т/сут до ГРП.

На Усть-Балыкском месторождении в результате проведения ГРП за некоторым исключением приросты дебитов сопровождаются увеличением обводненности добывающих скважин. Обводненность уменьшилась в скважинах 3215, 7058 – блок 5; 3277, 3263, 3271 – блок 6 и осталась на прежнем уровне в скважинах 3451 – блок 8; 7052 – блок 1.

Одним из редких примеров эффективного применения ГРП с увеличением текущей нефтеотдачи в зоне продолжительного дренирования является скважина 1336 (4 блок). Здесь отмечается высокий прирост дебита нефти (кратность дебита примерно 20 в первый месяц после интенсификации)

и снижение обводненности продукции скважины с 14 до 10 % в октябре 2000

года после ГРП, в январе 2001 года обводненность составила 18% и с февраля стабилизировалась на уровне 20 %. В этом случае созданные трещины позволили подключить к работе ранее недренируемые чисто нефтяные

СПБГУАП / Санкт-Петербург

пропластки.

Сопоставление динамики дебитов нефти и жидкости скважин,

находящихся в зоне эффективного влияния соседних нагнетательных скважин, и скважин, расположенных вне этих зон, проводилось по трем участкам.

Врайоне 7-8 блоков дебиты нефти после ГРП вне зоны влияния закачки значительно выше дебитов нефти в зоне влияния закачки, в то время как дебиты жидкости одинаковы. Следовательно, в этом районе система ППД не оказывает положительного влияния на эффективность ГРП, к тому же в районе зоны влияния закачки трещины разрыва попадают в зону заводнения, в

результате чего вместо ожидаемого прироста дебита нефти происходит, в

основном прирост дебита воды.

Врайоне первого блока эффективность ГРП в зоне влияния закачки несколько выше, чем вне зоны.

Врайоне 3, 4, 5 блоков все ГРП по увеличению нефтеотдачи практически не эффективны, однако после мероприятий по оптимизации получен больший приток жидкости к забою скважин – в отличии от остальных блоков.

Оценка продолжительности эффекта после применения технологии ГРП производится на основе темпов падения дебитов во времени. Для анализа использовались данные по скважинам с положительным эффектом (7 скважин

1 блока). Динамика работы скважин приведена в относительном времени,

ведущем отсчет от даты проведения ГРП.

Продолжительность эффекта прироста дебита нефти для скважин 1

блока незначительна, предположительно эффект по дебиту нефти продлится до конца 2001 года (рис. 5.5).

Эффективность применения технологии гидравлического разрыва пласта определялась путем определения прироста фактической добычи нефти над базовым уровнем. Расчет дополнительной добычи нефти проводился для каждой обработанной скважины в отдельности. В качестве базового дебита