Геологическое строение Самотлорского месторождения
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
и по варианту Qн(Q). В случае невозможности такового расчет базового варианта осуществляется по дебитному варианту. При этом считается возможным расчет только суммарного прироста дополнительно добытой нефти.
При производстве работ на скважинах, ранее не находившихся в фонде освоения, возвратные скважины), при расчете базовой добычи нефти необходимо придерживаться следующей последовательности:
Ю выбираются скважины аналоги.(как правило, это ближайшие скважины, характеризующиеся сходными геолого-геофизическими характеристиками, идентичными условиями вторичного вскрытия);
Ю эффективность ГТМ на искомой скважине определяется по соотношению: DQн=Qжфакт. * (fнфакт. - fна) ,где
DQн-прирост добычи нефти за отчетный период;
Qжфакт.-фактический дебит жидкости скважины, в которой проведены работы, за отчетный период;
fнфакт.-фактическая доля нефти в продукции скважины за отчетный период;
fна-доля нефти в скважине, выступающей в качестве аналога;
В случае отсутствия представительных данных об истории разработки за период, предшествующий производству работ, и невозможности определения базовой добычи эффект от производства работ по интенсификации притока определяется по формуле:
DQн=Qжфакт. - Qжбаз. * fнфакт. ,где
Qжбаз. (базовая добыча жидкости) - может быть принята по скважинам аналогам.
3.8 Анализ эффективности проведенных работ по ГРП
Работы по гидроразрыву пласта проводились на трех основных объектах. В целом успешность работ составила 93.7% (из 253 скважин зафиксированно увеличение добычи нефти по 237). По объекту АВ13 количество успешных скважин 94 из 100, что соответственно равно 94% (78 успешных скважин из 86), по объекту БВ10 достигнута самая высокая успешность 96.9% (из 65 скважин только в 2 произошло снижение добычи нефти).
Для дальнейшего анализа продуктивные отложения объектов, стимулированных ГРП, поделим на два типа: 1-наличие в разрезе ГСК; 2-представлен коллекторами классов ПК, СПК.
По объектам группы АВ гидроразрыв пласта проводился приемущественно в коллекторах классов ПК, СПК. По объекту АВ13 доля таких скважин от общего числа составляет 65%, по объекту АВ2-3 - 75%. По объекту БВ10 наибольшее число проведенных операций приходится на коллектора классов ПК и СПК - 85%. Таким образом, скважины подбирались приемущественно в зонах трудноизвлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти.
Успешность производства работ по скважинам с разделением продуктивных отложений по типам пород приведена на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 (а)
Рисунок 3.1 (б)
По всем объектам отмечается высокая успешность ГРП в разрезе 2 типа (ПК,СПК): АВ13 - 98.5%, АВ2-3 - 92.2%, БВ10 - 98.2%. В скважинах, вскрывших разрез с присутствием ГСК, успешность оказалась несколько ниже: АВ13 - 85.7%, АВ2-3 - 86.3%, БВ10 - 90%.
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 3.2Объемы дополнительной добычи нефти по скважинам, стимулированным ГРП(т).ГодыОбъект АВ1(3)Объект АВ2-3Объект АВ4-5Объект БВ8Объект БВ10ИтогоДобыча
нефти,тФонд
скважин
ГРПДобыча
нефти,тФонд
Скважин
ГРПДобыча
нефти,тФонд
скважин
ГРПДобыча
нефти,тФонд
скважин
ГРПДобыча
нефти,тФонд
скважин
ГРПДобыча
нефти,тФонд
скважин
ГРП19926789745------14949946217396911993345011898524552171--371936628022092041994380709100214787862014150413237356592174925319953052441002326248651416323129378965838494253
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