Определение технологической эффективности.

 

Выбор участка.

Для проведения гидравлического разрыва пласта скважины отбирают по определенным критериям и прогнозу эффективности планируемой обработки. При этом необходимо выполнить большое количество расчетов для оценки эффективности планируемой обработки и определения оптимальной технологии, детальное моделирование выбранных скважин для разных режимов обработки.

Критерии подбора скважин для выполнения ГРП разбиты на три группы. В первую группу входит оценка горно–геологических условий, во вторую включены требования к характеристикам скважины и ее техническому состоянию, в третью - характеристики состояния разработки месторождения.

Грп может производиться в пластах любой литологии и различной проницаемости, хотя применяются в пластах с пониженной проницаемостью.

При выборе скважины необходимо учитывать толщину межпластовых пропластков, отделяющих перфорированный пласт от неперфорированных, во избежание получения заколонной циркуляции.

Выбор скважины для ГРП производится на основании анализа данных по объекту с обязательным учётом гидродинамического состояния пласта. К основным данным следует отнести:

1.Строение продуктивного пласта в целом, его толщина, монолитность, коллекторские свойства, литологическая характеристика пород;

2.Характеристика пласта по нефте-, газо- и водонасыщенности,

3.Пластовое давление, текущая продуктивность скважины;

4.Сведения о ранее проводимых работах на скважине;

5.Результаты проводившихся исследований.

ГРП должен производиться в технически исправных скважинах. Эксплуатационная колонна не должна иметь нарушений и деформаций в интервале посадки пакера. Цементное кольцо должно иметь хорошее сцепление с эксплуатационной колонной и породой пласта, не менее чем на 50 м. выше и ниже перфорированного интервала, что исключает возможность заколонных перетоков в процессе ГРП.

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

24

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Разраб.

Провер.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

Определение технологической эффективности

Лит.

Листов

АГНИ ФНГ гр. 15-13В

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

5.2. По методу «прямого» счета.

 

Эта методика может применяться для экспортной оценки эффекта МУН. Суть методики заключается в следующем.

Участок №1

Строится график в координатах «месячная добыча нефти - время». В периоде предыстории определяется коэффициент ассоциации Юла:

Полученные результаты

Добыча нефти за 18 месяцев предыстории
Среднемесячная добыча предыстории	66,44444
а
б
в
г
КаЮл	0,75
За первые 9 месяцев(среднемесячная)	80,22222
За вторые 9 месяцев(среднемесячная)	52,66667
Базовая среднемесечная добыча
Среднемесячная добыча истории	330,0833
Дополнительная добыча
Суммарная добыча н. после применения
Обводненность предистории,%
Обводненность истории,%	11,1

 

Если К_аЮл больше 0,7, то считают тренд установленным и достаточно надежным. Далее определяют количественные показатели тренда, а затем базовую среднемесячную добычу нефти. (Приложение 1).

Для количественной оценки эффективности воздействия определяем:

1. суммарную добычу нефти после начала воздействия;

2. среднемесячную добычу нефти после воздействия;

3. дополнительную добычу нефти;

4. долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия;

5. фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени;

6. используя расчетную базовую добычу нефти и среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории, сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью.

Решение:

1. ΣQ_н=Σq_iн2=324+356+358+326+316+321+310+298+311+351+321+

+369=3961 т

2. Q_ср.н= = Q_баз=40т/мес

=

Среднемесячная добыча, после воздействия, оказалось на 72,5% больше базовой.

3. ∆Q=(Q_ср-Q_баз.)*n=(330,083-40)*12=3481т/мес.

4. =

Q_ср.в1=

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Q_ср.в2=

 

5. W_{факт.ср.1}= =

W_{факт.ср.2}= =

6. W_ср.1= =

W_cр.2= =

Для последующих участков расчеты ведутся по тем же формулам.

Полученные результаты занесём в таблицу 4.1:

Таблица 4.1.

ΣQн, т/мес.	Qср.н, т/мес.	Qбаз., т/мес.	∆Q, т/мес.	,%	Wфакт.ср.,%	Wср.,%
предыстория	история	предыстория	история
	330,08			87,8		11,1	78,7	50,7

 

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Участок №2

Добыча нефти за 18 месяцев предыстории
Среднемесячная добыча предыстории	62,77778
а
б
в
г
КаЮл	0,818182
За первые 9 месяцев(среднемесячная)	80,66667
За вторые 9 месяцев(среднемесячная)	44,88889
Базовая среднемесечная добыча
Среднемесячная добыча истории	234,5833
Дополнительная добыча
Суммарная добыча н. после применения
Обводненность предистории, %	67,8
Обводненность истории, %	17,7

ΣQн, т/мес.	Qср.н, т/мес.	Qбаз., т/мес.	∆Q, т/мес.	,%	Wфакт.ср.,%	Wср.,%
предыстория	история	предыстория	история
	234,58			87,2	36,1	17,7	81,5	62,7

 

Участок №3

Добыча нефти за 18 месяцев предыстории
Среднемесячная добыча предыстории	87,22222
а
б
в
г
КаЮл	0,849057
За первые 9 месяцев(среднемесячная)	110,5556
За вторые 9 месяцев(среднемесячная)	63,88889
Базовая среднемесечная добыча
Среднемесячная добыча истории	277,1667
Дополнительная добыча
Суммарная добыча н. после применения
Обводненность предистории,%	61,3
Обводненность истории,%

ΣQн, т/мес.	Qср.н, т/мес.	Qбаз., т/мес.	∆Q, т/мес.	,%	Wфакт.ср.,%	Wср.,%
предыстория	история	предыстория	история
	277,2		2810,4	84,5	33,3	17,1	76,3

В целом, применение гидроразрыва пласта показывает высокую эффективность.

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

5.3. По характеристикам вытеснения.

Использование характеристик вытеснения (ХВ) при решении задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А.Эфросом (1959г.) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости.

Применительно к решению рассматриваемых далее задач под характеристиками вытеснения понимают зависимости накопленной добычи нефти по объектам от накопленной добычи жидкости или воды при различных модификациях координат в зависимостях.

Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой, являются:

-простота применения данного метода прогноза;

-извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов и проектного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельных случаях затруднительно.

Суть методики заключается в следующем.

Широко распространенным методом решения данной задачи является метод наименьших квадратов. Рассмотрим конкретный случай. Дана система уравнений:

Система двух линейных уравнений с двумя неизвестными a, b. Далее из второго равенства, выражая коэффициент b, и подставляя в первое равенство, находим коэффициент а. Фактические значения функции определяют подстановкой в левую часть уравнений фактического значения накопленной добычи продукции (V_н,V_в,V_ж).

При использовании характеристик вытеснения существует достаточно большая вероятность того, если на периоде предыстории фактические точки достаточно тесно ложатся на прямую, то на периоде экстраполяции они также будут ложиться на прямую.

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Характеристики вытеснения, используемые для выбора уравнения кривой обводнения для оценки эффективности МУН.

 

1. Говорова-Рябинина (1957)

lnV_в= a+blnV_н

 

2.Максимов (1959)

lnV_в=a+bV_н

 

3. Абызбаев (1981)

lnV_н= a+blnV_ж

 

4.Сипачев – Посевич (1980)

= a+bV_ж

 

 

Для определения добычи нефти за счет применения ГРП по ХВ, в координатах строятся зависимости. Затем определяют дополнительную добычу. Результаты подсчетов добычи нефти и расчет базовых кривых произведен с помощью ЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel). (Приложение 2).