Определение величин удельного дебита нефти и жидкости по скважинам с новой технологией ГРП
Отбор на 1 м. нефтенасыщенной толщины по объекту АВ 11-2 составил 5,01 т. по нефти и 8,1 т. по жидкости (при средней величине аПС 0,459); при этом по 12 скважинам c аПС менее 0,4 (в среднем 0,391) удельный дебит по нефти составил 4,99, по жидкости 7,1 т/сут, по 28 скважинам с аПС 0,4-0,5 (в среднем 0,443) удельный дебит составил 5,86 т/сут по нефти и 8,9 т/сут по жидкости, по 13 скважинам с аПС более 0,5 (в среднем 0,557) удельный дебит составил 2,76 т/сут по нефти и 6,1 т/сут по жидкости.
Из анализа данных, очевидно, что сколь- нибудь прямая связь между коллекторскими свойствами и эффективностью ГРП зафиксирована только по объекту АВ11-2 и то в диапазоне аПС до 0,5.
Рис. 5.2.5.
Зависимость удельного дебита жидкости и нефти от величины аПС
Столь неопределённые данные анализа могут быть объяснены 3-мя возможными причинами;
1) Большей относительной эффективностью ГРП в скважинах с низкой проницаемостью (которая способствует формированию при гидроразрыве вертикальных трещин)
2) Недостаточно продуманной технологией ГРП в скважинах с высокой проницаемостью
3) Недостаточная (для корректной статистической обработки) представительность данных.
Определение зависимости результатов ГРП от объёмов закачиваемого проппанта
Прослеживается достаточно чёткая зависимость между количеством закачанного проппанта (на 1м. эффективной толщины пласта) и удельным дебитом скважины после ГРП.
Если при закачке на 1м. нефтенасыщенной толщины менее 2 т. (в среднем по 16 скважинам 1,49 т.) проппанта удельный дебит нефти составил (в целом по объекту) 3,59 т/сут, а удельный дебит жидкости 6,2 т/сут, то при закачке проппанта в количестве 3 - 4 т на 1м. (в среднем по 13 скважинам 3,42 т.) удельный дебит увеличился соответственно до 7,57 и 10,5 т/сут., а при закачке 4 - 5 т. на 1м. (в среднем по 5-ти скважинам 5,77 т.) до 4,698 и 14,8 т/сут.
|
|
|
Максимальное количество проппанта на 1м. толщины отмечено по скважинам 15509 и 51344 пласта АВ11-2 (6,1 и 6,5 т), по которым удельный дебит по нефти составил соответственно 5,92, 3,64 а по жидкости 22,6 и 8,0
То, что концентрацию проппанта не следует увеличивать безгранично, свидетельствуют данные по скважинам 15509 и 51344, по которым хотя и получен относительно высокий прирост (соответственно 36,69 и 20,22 т/сут по нефти при 139,9 и 44 т/сут по жидкости), но одновременно имели место исключительно высокие темпы роста обводненности после ремонта, в результате чего величины с/суточного снижения дебита нефти по этим скважинам составили соответственно 1,08 и 0,66 % (при среднем темпе по пласту АВ11-2 для скважин с новой технологией ГРП 0,16).
При анализе по отдельным залежам наибольший интерес представляет анализ по объекту АВ11-2 (поскольку данные по этому объекту наиболее представительны). По этому объекту при увеличении расхода проппанта от величины менее 2-х тонн на 1м. (группа из 16 скважин со средним весом проппанта на 1м. 1,49 т.) до величины 3 - 4 т/сут (группа из 10-ти скважин со средним весом проппанта на 1м. 3,43 т.) удельный дебит по нефти возрос с 3,59 до 7,57 т., а по жидкости с 6,2 до 10,6 т.; целесообразность дальнейшего наращивания объёмов проппанта для этой залежи выглядит проблематичной, поскольку при дальнейшем увеличении концентрации удельный отбор по нефти практически не увеличивается и поскольку в этом случае следует ожидать резкого роста обводненности (что и имело место по скважинам 15509 и 51344) (рис.3.2.6).
|
|
|
Рис. 3.2.6.
Зависимость удельного дебита от объема закачиваемого проппанта
Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 550; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!