Анализ динамики и темпов изменения дебита скважин после проведения ГРП по месторождению и группам скважин - Гидравлический разрыв пласта

В таблице дана помесячная динамика дебита нефти и жидкости по каждой скважине, причем отсчет (первый месяц) начинается с месяца, следующего за месяцем, когда был получен начальный эффект, и заканчивается последним месяцем эксплуатации.

Необходимые данные для таблицы взяты из эксплуатационных карточек (с использованием системы BASPRО), причем для скважин, по которым эффект получен в январе 2009 года, последним (12-м) месяцем является январь 2010 года, а для скважин, где эффект получен в феврале и позже, последним месяцем является февраль 2010 года, но если для скважин февраля 2009 года он является двенадцатым месяцем, то, скажем, для июньских скважин он будет восьмым, а для декабрьских скважин - вторым.

Вполне естественно, что наибольшей представительностью отличаются группы скважин, проработавших короткий срок (2 месяца отработали 69 скважин, 3 месяца - 66 скважин, 6 месяцев - 51 скважина, 9 месяцев - 28 скважин, 12 месяцев - 10 скважин).

Для скважин, отремонтированных по новой технологии, получены следующие результаты:

2 месяца отработали 54 скважины, 3 месяца - 51 скважина, 6 месяцев - 35 скважин, 9 месяцев - 14 скважин, 11 месяцев - 4 скважины, 12 месяцев - ни одной.

В таблице представлены, помимо динамики дебитов нефти и жидкости, величины снижения этих дебитов (в %) относительно первоначальных (после получения эффекта) величин, а также сводные данные по динамике дебитов нефти и жидкости.

Исходя из данных таблицы построены графики динамики добычи и жидкости после ГРП в целом и по видам работ (Рисунок 3.6 и 3.7).

динамика добычи жидкости и нефти после проведения грп

Рисунок 3.6 - Динамика добычи жидкости и нефти после проведения ГРП

динамика добычи жидкости и нефти после проведения грп по видам работ

Рисунок 3.7 - Динамика добычи жидкости и нефти после проведения ГРП по видам работ

Анализ динамики по отдельным группам позволяет сделать следующие выводы:

    1) Темпы снижения дебитов по скважинам, где ГРП проведены без РИР, значительно выше, чем по скважинам, где ГРП проведены с РИР (через 4 месяца дебиты нефти и жидкости по первой группе снизились на 39,2 и 48,6 %, а по второй на 18,0 и 20,8%), причем по скважинам, отремонтированным по новой технологии, снижение дебитов составило в первом случае 48,0 и 49,4 %, а во втором случае 21,8 и 22,8% 2) Из числа отдельных подрядчиков наибольшее снижение дебитов за первые 4 месяца имело по скважинам, отремонтированным фирмой "Катобънефть" (снижение по дебиту жидкости составило 27,5 % по нефти и 28,9 % по жидкости, в том числе по скважинам, отремонтированным по новой технологии соответственно 29,4 % и 29,4 %)

Из анализа фактических данных о результатах ГРП в 2009 году можно сделать следующие выводы:

Эффективность ГРП в 2009 году оказалась достаточно высокой, что можно объяснить широким применением "нового дизайна", заключающегося в коренном изменении технологии процесса ГРП и в существенном увеличении количества используемого при ГРП пропанта

Выявлена зависимость между количеством используемого при ГРП проппанта (на 1м. эффективной нефтенасыщенной толщины эксплуатируемого пласта) и эффективностью ГРП (по крайней мере, до концентрации 5 т/м); при концентрации более 5 т/м появляется реальная опасность прорыва воды

Эффективность ГРП при применении новой технологии превосходит эффективность при применении старой технологии по нефти в 3,2 раза, а по жидкости в 2,2 раза

ГРП на объекте АВ11-2 - очень положительное явление (учитывая низкую выработку запасов по этому объекту)

Отмечено значительное снижение во времени первоначально достигнутого прироста (составившее на конец 2009 года в целом по месторождению 18,85 % по нефти и 24,68 % по жидкости в том числе по скважинам с новой технологией ГРП соответственно 21,98 и 25,39 %). С/суточное снижение дебита нефти составило в целом по месторождению 0,13 % (при применении новой технологии 0,18 %), с/суточное снижение дебита жидкости 0,17 % (при применении новой технологии 0,21 %, при применении старой технологии-0,09 %)

Основное снижение дебитов жидкости имеет место в первые 3-4 месяца; далее темпы снижения дебитов резко падают

Одной из основных причин снижения дебитов нефти и жидкости следует считать вынос пропанта в процессе эксплуатации

Из вышеизложенного можно сделать вывод, что ГРП является эффективным методом вовлечения в разработку ранее не затронутых участков, а также областей с низкой выработкой запасов.

    - рекомендуется применять ГРП с РИР, для уменьшения обводненности продукции - во время ГРП применять технологии, предупреждающие вынос проппанта - при планировании технологии процесса ГРП определять количество пропанта исходя из условия расхода пропанта не менее 3-х, но не более 5 т. на 1м. нефтенасыщенной эффективной толщины пласта, причем оптимальной концентрацией предлагается считать 4 тонны на 1м. нефтенасыщенной толщины.

Похожие статьи




Анализ динамики и темпов изменения дебита скважин после проведения ГРП по месторождению и группам скважин - Гидравлический разрыв пласта

Предыдущая | Следующая