O‘zbekiston respublikasi oliy va o‘rta maxsus ta’lim vazirligi issn 2181-4732

 

---

 

Innovatsion texnologiyalar №4 (28) 2017 y.
6 
NEFT-GAZ, KIMYO SANOATI / НЕФТE-ГАЗОВАЯ, ХИМИЧЕСКАЯ 
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
На наш взгляд такое большое различие между проектными и фактическими дебитами 
скважин и их резкое снижение за небольшой срок эксплуатации, связано с геолого-
физическими особенностями залежи нефти месторождения Подрифовый Кокдумалак. Как 
известно, нефтяная залежь данного месторождения литологически изолировано со всех 
сторон плохо-проницаемыми разностями известняков, что косвенно подтверждается 
аномально высоким значением пластового давления, которая в подошве залежи составляет 
57 MПа. При таких геологических условиях естественный режим работы будет замкнуто-
упругим. 
Опыт разработки подобных залежей нефти имеет ряд особенностей, одним из которых 
является значительные дебиты нефти в начале эксплуатации скважин (благодаря наличию 
развитой трещиноватости в пласте) и резким его снижением из-за проявления частичной или 
полностью необратимой деформации коллектора по мере падения пластового давления [2,3,4 
и др.]. 
Расчет основных параметров гидравлического разрыва пласта (ГРП) и оценку ее 
эффективности для скважин №1 и №20 месторождения Подрифовый Кокдумалак проведем 
по методике приведенной в [5]. 
Исходные данные, использованные в технологических расчетах приведены в табл.1. 
Исходные параметры, использованные в расчетах взяты из результатов лабораторных 
исследований пластовой и дегазированной нефти, промыслово-геофизических исследований 
и материалов опробования скважин [1]. 
Для геолого-физических условий скважины №1 месторождения Подрифовый 
Кокдумалак расчеты проведены при следующих исходных данных: глубина скважины 
Н=3100 м, диаметр эксплуатационной колонны D=24,8 см, эффективная нефтенасыщенная 
толщина h=1,16 м, радиус контура питания R = 250 м, пластовое давление Р
пл
= 57,84 MПa, 
забойное давление Р
зб
= 39,75 MПa, проницаемости k = 0,013 мкм
2
. 
Результаты расчетов параметров и эффективности ГРП в скважине №1: 
- расход жидкости разрыва Q=15л/с; 
- вязкость жидкости разрыва µ = 0,06 Па•с; 
- время закачки жидкости t
р
= 9 мин; 
- радиус горизонтальной трещины r
т
= 7,6м; 
- проницаемость горизонтальной трещины К
т
=83,3•10
-9 
м
2
; 
- проницаемость призабойной зоны К
пз
= 7,2 мкм
2
; 
- проницаемость всей дренажной системы K
Dc
= 0,03•10
-12 
м
2
; 
- дебит скважины после ГРП Q
П
= 30,8 т/сут. 
Дебит жидкости скважины №1 до условного применения ГРП по отчетным данным 
АО «Myбapекнeфтегaз» (технологический режим работы скважин) составлял Q
с 
- 11,5 т/сут 
при диаметре штуцера 2 мм и депрессии на пласт 18,09 МПа.
Таким образом, для рассмотренных условий скважины №1 месторождения 
Подрифовый Кокдумалак прирост дебита жидкости от ГРП составит: 
∆𝑄
ж
= 𝑄
п
− 𝑄
д
= 30,8 − 11,5 = 19,3 
т
/
сут
, 
т.е., дебит скважины увеличится в 30,8/11,5-2,68 раза.