5. Определение технологической эффективности.

5.1.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.

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	1196
Среднемесячная добыча предыстории	66,44444
а	6
б	2
в	3
г	7
КаЮл	0,75
За первые 9 месяцев(среднемесячная)	80,22222
За вторые 9 месяцев(среднемесячная)	52,66667
Базовая среднемесечная добыча	40
Среднемесячная добыча истории	330,0833
Дополнительная добыча	3481
Суммарная добыча н. после применения	3961
Обводненность предистории,%	69
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=

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
3961	330,08	40	3481	87,8	31	11,1	78,7	50,7

Участок №2

Добыча нефти за 18 месяцев предыстории										1130
Среднемесячная добыча предыстории										62,77778
а										5
б										1
в										4
г										8
КаЮл										0,818182
За первые 9 месяцев(среднемесячная)										80,66667
За вторые 9 месяцев(среднемесячная)										44,88889
Базовая среднемесечная добыча										30
Среднемесячная добыча истории										234,5833
Дополнительная добыча										2455
Суммарная добыча н. после применения										2815
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
2815	234,58	30	2455	87,2	36,1	17,7	81,5	62,7

Участок №3

Добыча нефти за 18 месяцев предыстории										1570
Среднемесячная добыча предыстории										87,22222
а										7
б										2
в										2
г										7
КаЮл										0,849057
За первые 9 месяцев(среднемесячная)										110,5556
За вторые 9 месяцев(среднемесячная)										63,88889
Базовая среднемесечная добыча										43
Среднемесячная добыча истории										277,1667
Дополнительная добыча										2810
Суммарная добыча н. после применения										3326
Обводненность предистории,%										61,3
Обводненность истории,%										17

ΣQн, т/мес.	Qср.н, т/мес.	Qбаз., т/мес.	∆Q, т/мес.	,%	Wфакт.ср.,%		Wср.,%
					предыстория	история	предыстория	история
3326	277,2	43	2810,4	84,5	33,3	17,1	76,3	57

В целом, применение гидроразрыва пласта показывает высокую эффективность.