Геологическое строение Самотлорского месторождения (стр. 14 из 24)

Рисунок 3.1 (с)

В рамках данной работы был проведен расчет дополнительной добычи нефти по скважинам от проведения ГРП. Распределение объемов дополнительной добычи и фонда стимулированных скважин по годам и по объектам приведено в таблице 3.2 (в расчет взяты скважины, ГРП по которым выполнен на 1.01.1995 г.). Очевидно, что производство работ способствовало увеличению добычи нефти из скважин. По объектам АВ13 и АВ2-3 наблюдается рост дополнительной добычи в течении всего рассматриваемого периода. По объекту БВ10 пик добычи приходится на 1993 г.

Таблица 3.2
Объемы дополнительной добычи нефти по скважинам, стимулированным ГРП(т).
Годы	Объект АВ1(3)		Объект АВ2-3		Объект АВ4-5		Объект БВ8		Объект БВ10		Итого
	Добычанефти,т	ФондскважинГРП	Добычанефти,т	ФондСкважинГРП	Добычанефти,т	ФондскважинГРП	Добычанефти,т	ФондскважинГРП	Добычанефти,т	ФондскважинГРП	Добычанефти,т	ФондскважинГРП
1992	67897	45	-	-	-	-	-	-	149499	46	217396	91
1993	345011	89	85245	52	17	1	-	-	371936	62	802209	204
1994	380709	100	214787	86	2014	1	504	1	323735	65	921749	253
1995	305244	100	232624	86	514	1	6323	1	293789	65	838494	253

Рисунок 3.2 иллюстрирует применительно к основным продуктивных объектам приведенную к единой дате динамику приростов дебитов нефти по скважинам, стимулированных ГРП.

По объекту АВ13 в первые месяцы после ГРП прирост дебита нефти составляет около 20 т/сут, через год его величина снижается на 30% (14-15 т/сут), а к концу анализируемого периода (3 года) уменьшается в 2 раза (до 10 т/сут).

По объекту АВ2-3 разброс значений прироста дебита во времени относительно высок и, практически на протяжении всего периода колеблется на уровне 12 т/сут, снижаясь на последнем отрезке анализируемого периода (через 2.5 года) до 9-10 т/сут.

По объекту БВ10 в первый год после ГРП прирост дебита нефти находится в диапазоне 20-25 т/сут, через 2 года его величина снижается примерно на 20% (17-18 т/сут), а к концу анализируемого периода (3 года) уменьшается до 15-16 т/сут.

Таким образом, проведенный анализ показал, что эффект от ГРП, проводимого СП "Самотлор Сервисиз" в условиях Самотлорского месторождения, достаточно стабилен, прирост дебита нефти составляет в среднем порядка 15-20 т/сут, и продолжительность его не ограничивается анализируемым периодом (3-3.5 года).

Оценивая эффективность гидроразрыва, следует иметь в виду две его составляющие - эффект от интенсификации добычи (который проявляется увеличением дебита скважин по жидкости) и эффект от увеличения нефтеотдачи (иллюстрацией которого является замедление темпов обводнения продукции скважин, стимулированных ГРП).

Рисунок 3.2 (а)

Рисунок 3.2 (б)

Рисунок 3.2 (с)

Ниже рассмотрена динамика дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП и динамика их обводненности.

Динамика дебитов скважин по жидкости. Рисунок 3.3 иллюстрирует динамику прироста дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП по основным объектам производства работ. Дебиты скважин приведены к одной дате.

По объекту АВ13 в первые месяцы после ГРП прирост дебитов жидкости составляет около 30 т/сут на скважину. Темп падения прироста изменяется от 28% в первом году после производства работ до 25% к концу анализируемого периода. Таким образом, за 3 года наблюдается снижение прироста дебита жидкости примерно вполовину. По объекту АВ2-3 отмечается стабилизация прироста дебита жидкости на протяжении всего рассматриваемого периода, величина его составляет примерно 17т/сут. По объекту БВ10 после производства работ в течении первого года величина прироста дебита жидкости равна 35-40 т/сут на скважину, к концу анализируемого периода (3 года) еговеличина снижается примерно вдвое (до 20 т/сут).

Рисунок 3.3 (а)

Рисунок 3.3 (б)

Рисунок 3.3 (с)

Определяющее влияние на динамику дебитов жидкости при проведении ГРП оказывает энергетическое состояние залежи. Рассмотрим динамику дебитов жидкости и пластовых давлений на нескольких конкретных примерах.

В зоне скважины 1286 (пласт АВ13) до производства ГРП пластовое давление было на уровне первоначального (180-200 атм.). После производства работ (01.93) было отмечено резкое падение пластового давления (до 140 атм.), что повлекло за собой снижение дебита. Скважина находится в зоне стягивания вдали от линии нагнетания. При переводе под закачку в июле 1995 года близлежащей скважины 16850 пластовое давление выросло до 180 атм., что близко к значению пластового давления в скважине до производства ГРП. В результате наблюдается рост дебита жидкости. Обратные примеры отмечены в скважинах 1453, 27307 того же объекта. Здесь производство ГРП повлекло за собой снижение пластового давления не компенсированное мероприятиями по интенсификации системы заводнения. В результате достигнутое в первые месяцы после ГРП значительное увеличение дебитов жидкости через 1.5-2 года было сведено к минимуму.

Анологичная картина наблюдается и по объекту БВ10. Здесь в зонах скважин 12284, 12898 удовлетворительное энергетическое состояние залежи (обеспеченное запуском под закачку скважин 30254, 60428, 12034, 12032) обусловило стабильно высокие приросты дебитов жидкости. В то время как по скважине 12239 в результате ГРП дебит скважины по жидкости увеличился в два раза, затем, из-за падения давления, через 1.5 года дебит снизился на уровень значения до производства стимуляции.

Таким образом, проведенный анализ показал, что в первые месяцы после производства ГРП прирост дебита скважин по жидкости составляет в среднем 25-30т/сут. Дальнейшая его динамика определяется энергетическим состоянием залежи в районе производства работ. В силу чего, величина этой составляющей эффекта во многом зависит от степени реализации проектных решений в области ППД. Очевидно, что производству ГРП должен сопутствовать комплекс мероприятий по интенсификации системы заводнения в районах массового производства работ.

Динамика оббводненности продукции скважин. Проведенный анализ свидетельствует о том, что влияние ГРП на динамику обводненности продукции скважин в целом положительно на всех продуктивных пластах (рис. 3.4-3.6) - кривая фактической обводненности проходит гораздо ниже базовой.

Рассмотрим динамику обводненности применительно к различным типам разреза, вскрытого скважинами, стимулированными ГРП.

Зависимости, приведенными на рисунках 3.4-3.6 иллюстрируют, что положительное влияние ГРП на динамику обводнения происходит, главным образом во 2 типе разреза (ПК и СПК), где обводненность скважин вследствии ГРП снижается в среднем на 20-30%. Тогда как в разрезе 1 типа (присутствие ГСК) изменения обводненности практически не происходит.

Рисунок 3.4

Рисунок 3.5

Рисунок 3.6

Стоит оговориться, что ввиду малого количества скважин с ГСК по пласту БВ10 и разницей во времени проведения в них работ характер кривой имеет скачкообразный характер. Поэтому в данном случае объективно можно судить об изменении динамики обводненности в течение двух лет после производства работ, когда в расчет принято наибольшее количество скважин.

Таким образом, положительное влияние гидроразрыва сказалось на позитивном изменении основных технологических показателей работы скважин. В результате проведения работ отмечается существенное увеличение дебитов скважин по жидкости а также снижение обводненности продукции скважин, вскрывших разрез представленный прерывистыми (с позиции гидродинамики) коллектором.

Из изложенного можно сделать вывод, что в ГСК эффективность работ по ГРП связана целиком с увеличением дебита скважин по жидкости, в то время в ПК, СПК гидроразрыв не только интенсифицирует приток из пласта жидкости, но и положительно влияет на характеристику вытеснения, что позволяет говорить о вовлечении в разработку недренируемых ранее продуктивных пропластков.

Поскольку эффективность процесса ГРП связана как с интенсификацией добычи, так и с увеличением нефтеотдачи, при расчетах использовался алгоритм, позволяющий выделить в суммарном объеме дополнительно добытой нефти отдельные составляющие, включающие объем прироста нефти, добытой за счет увеличения нефтеотдачи, обусловленной снижением обводненности, и за счет интенсификации притока, обусловленной ростом дебитов скважин. Из 253 рассматриваемых скважин расщепление эффекта было получено по 148, из них 58 скважин объекта АВ13, 59 скважин объекта АВ2-3 и 31 скважина объекта БВ10.