по перехідним свердловинах, які до моменту проведення ГРП пропрацювали більше двох місяців і по всіх свердловинах з ГРП, включаючи нові, до моменту проведення ГРП (малюнки 4.2 та 4.3). Показники переходить фонду свердловин служать для порівняння показників видобутку до і після проведення ГРП. Дані по всьому фонду свердловин з ГРП дозволяють отримати більш точне уявлення про динаміку зміни дебіту і обводнення після ГРП.
Таким чином, по перехідним свердловинах (малюнок 4.2) середній дебіт рідини до ГРП становив 19 т / добу. (17 т / добу. Нафти), після ГРП 58 т / добу. (52 т / добу. Нафти). Далі протягом 14 місяців після проведення гідророзриву відбувається зниження продуктивності свердловин, після чого дебіт рідини стабілізується на величині 42 т / добу. (37 т / добу. Нафти). Після проведення гідророзриву обводненность протягом року зросла на 3%, що говорить про нормальний витісненні і відсутності прориву води. В умовах високо розчленованих (розчленованість більше 10) відкладень ачимовских пластів поширення тріщини призводить до залучення в розробку неперфорованих інтервалів, в результаті чого, практично по всіх свердловинах, в перші місяці після проведення ГРП спостерігається падіння поточної обводнення. Показники по всіх свердловинах з ГРП (малюнок 4.3) відрізняються меншими дебитами після ГРП - 50 (46 т / добу. Нафти) і 38 т / добу. (34 т / добу. Нафти), що пояснюється більшою часткою свердловин, де гідророзрив проводився на початку 90-х років з використанням меншої кількості проппанта.
Малюнок 4.2 - Технологічні показники ГРП по перехідним свердловинах об'єкта БС 16-22
Малюнок 4.3 - Технологічні показники ГРП по всіх свердловинах об'єкта БС 16-22
Для виявлення природи падіння дебіту рідини по свердловинах минущого фонду було приблизно оцінено значення скін-фактора після ГРП і на сталому режимі після 14 місяців (малюнок 4.2).
Для оцінки величини скін-фактора використовувалися середні по розглянутих свердловинах властивості пласта і рідин.
На сталому режимі для визначення використовувалася формула Дюпюї.
Час до усталеного режиму визначається за формулою [22]:
(4.44)
де: Tsss - час до настання усталеного режиму, діб.;
?- Пористість, частки ед.и (0,2);
?- В'язкість нафти (1,13), мПа · с;
Сt - загальна стисливість (0,00294), МПа - 1;
re - радіус зони дренування (200), м;
до - проникність колектора (0,00214), мкм2.
На сталому режимі скін-фактор виходить рівним мінус 3,9.
Скін-фактор після ГРП на несталому режимі оцінювався з формули лінійного стоку і дорівнює мінус 4,88.
За малюнком 4.2 видно, що зниження продуктивності свердловин з ГРП за рахунок виходу на сталий режим відбувається протягом перших 2 - 3 місяців і характеризується різким спадом дебіту рідини на 13%.
Подальше, більш плавне, зниження дебіту свердловин слід пов'язувати з погіршенням провідності тріщини за рахунок руйнування і виносу проппанта, а також з падінням пластового тиску в околиці свердловин.
Розшифровка термінів використовуваних при подальшому аналізі ГРП приведено малюнку 4.4.
Малюнок 4.4 - Розшифровка термінів, які використовуються при аналізі ГРП.
.6.1 Аналіз ефективності повторного застосування гі...
