Анализ изменения дебитов нефти после ГРП и прогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении. А.А.Телишев, Е. В. Боровков
    В данной работе авторами предлагается прогнозирование эффекта после ГРП на Вынгаяхинском месторождении в скважинах которые еще не вступили в эксплуатацию, для этого используются фактические зависимости увеличения дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров.
    Вынгаяхинское месторождение открыто в 1968 году, в разработке с 1986 года, согласно технологической схеме разработки 1984г. Основным объектом разработки является пласт БП111.
    В настоящее время месторождение разбурено на 80%, бурение ведётся на северном участке залежи, в районе разведочных скважин 360Р, 20Р, 21Р, 351Р, 23Р и 15Р.
    Северный участок рекомендовано [1] разбуривать с применением гидроразрыва пласта, так как эта зона характеризуется наиболее ухудшенными геологическими характеристиками и низкими фильтрационно - емкостными свойствами (таблица).
    С целью проектирования гидроразрыва пласта БП111 на Вынгаяхинском месторождении, оценки эффективности и дополнительной добычи нефти были выявлены зависимости увеличения дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров - kпор., kпрон., kнн., kпесч., нефтенасыщенной толщины. В расчёт принимались скважины, в которых прирост дебита нефти составил более 5 т/сут.
    Первая выявленная степенная зависимость - увеличение дебита нефти от проницаемости, которая представлена на рисунке.1.
    Уравнение, описывающее кривую имеет вид:
    у = 15,603x 0,223; [1]
    Где у - qн, х - kпр.
    коэффициент корреляции R составляет 0,761.
    Рис.1. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от проницаемости.
    Вторая зависимость, представлена на рис.2 - увеличение дебита нефти от пористости, уравнение описывающее линейную зависимость имеет вид:
    у = 2,7552x-26,558; [2]
    Где у - qн, х - kпор.
    коэффициент корреляции R - 0,723.
    
    Рис.2. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от пористости.
    На рис.3 представлена третья зависимость увеличения дебита нефти от нефтенасыщенной толщины. Уравнение описывающее зависимость имеет вид:
    у = 7,2888x-14,036; [3]
    Где у -qн, х - hнн.
    коэффициент корреляции R - 0,787.
    
    Рис.3. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от нефтенасыщенной толщины.
    Для коэффициента песчаннистости и насыщенности зависимости имеют коэффициент корреляции меньше 0.1, поэтому не рассматриваются.
    Наиболее высокий коэффициент корреляции получен в зависимости [3], рис.3.
    Ранее {1}, была получена зависимость (для северного участка залежи) изменения дебита нефти во времени, (кривая падения дебита нефти), которая имеет следующий вид:
    у = -0,5869х + 21,032; [4]
    где у -qн ( прирост дебита, т/сут. ), х - время продолжения эффекта, мес.
    Зная усреднённые геологические параметры не разбуренного северного участка залежи и уравнения описывающие зависимость увеличения дебита нефти после ГРП, можно определить qн - величину прироста дебита нефти в скважинах в которых будет проведён ГРП. ............