Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории
(цифры в скобках на рис. 6), можно определить фактическую среднемесячную обводненность
в эти два периода времени (48,6 и 7,4%), а также, используя расчетную базовую
добычу нефти (196,3 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (25,6
т) и истории (27,2 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью,
равной 61,0 и 62,5%.
Скважина №2
Показатели
работы скв. №2 приведены в табл. 11
Таблица 11. Показатели
работы скважины №2
Предыстория
|
История
|
Дата
|
Добыча за месяц, т
|
Дата
|
Добыча за месяц, т
|
нефть
|
вода
|
нефть
|
вода
|
01.2007
|
74,4
|
138,2
|
01.2008
|
204,6
|
17,8
|
02.2007
|
68,2
|
132,4
|
02.2008
|
266,6
|
14,0
|
03.2007
|
77,5
|
137,8
|
03.2008
|
306,9
|
12,8
|
04.2007
|
83,7
|
142,5
|
04.2008
|
282,1
|
24,5
|
05.2007
|
71,3
|
151,5
|
05.2008
|
254,2
|
38,0
|
06.2007
|
62
|
144,7
|
06.2008
|
303,8
|
57,9
|
07.2007
|
68,2
|
151,8
|
07.2008
|
263,5
|
78,7
|
08.2007
|
71,3
|
144,8
|
08.2008
|
279
|
103,2
|
09.2007
|
65,1
|
138,3
|
09.2008
|
238,7
|
67,3
|
10.2007
|
68,2
|
144,9
|
10.2008
|
226,3
|
43,1
|
11.2007
|
58,9
|
159,2
|
11.2008
|
195,3
|
37,2
|
12.2007
|
65,1
|
144,9
|
12.2008
|
192,2
|
28,7
|
За нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на 1 год
раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в
качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 7) наносим
точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода
скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая
делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем
добычу нефти за 12 месяцев предыстории (833,9 т) и среднемесячную добычу в этот
период (144,3 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде
горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию
(01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком
прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму,
на которой в первом квадрате оказалось 4 точек, во втором квадрате –2 точки, в
третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации
Юла равен:
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным
карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (437,1 т) и вторые 6
месяцев (396,8 т) предыстории. Отсюда вычисляем
Рис. 7.
Определение технологической эффективности ГС №2 «прямым» счетом
Среднемесячную добычу за первую половину (72,9 т) и вторую
половину предыстории (66,1 т). Через последние две точки и центр квадратной
диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и
истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения
определяем базовую среднемесячную добычу нефти (63,9 т) и из нее проводим горизонтальную
прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким
образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период
предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является
постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно
горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12
из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для
количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по
эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода
скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она
оказалась равной 3013,2 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия
оказалась равной 251,1 т, или на 290% больше базовой (63,9 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (251,1 т)
базовую среднемесячную добычу нефти (63,9 т) и умножая полученную разность на
число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2246,5 т), ее долю
по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (74,6%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории
(цифры в скобках на рис. 7), можно определить фактическую среднемесячную
обводненность в эти два периода времени (67,5 и 14,3%), а также, используя расчетную
базовую добычу нефти (766,7 т) и среднемесячную добычу воды в период
предыстории (144,3 т) и истории (41,7 т), сопоставить с расчетной базовой средней
обводненностью, равной 69,3 и 39,5%.
Скважина №3
Показатели
работы скважины №3 приведены в табл. 12.
Таблица 12. Показатели
работы скважины №3
Предыстория
|
История
|
Дата
|
Добыча за месяц, т
|
Дата
|
Добыча за месяц. т
|
нефть
|
вода
|
нефть
|
вода
|
11.2006
|
52,7
|
102,3
|
|
|
|
12.2006
|
43,4
|
62,5
|
|
|
|
01.2007
|
46,5
|
82,7
|
01.2008
|
251,1
|
13,2
|
02.2007
|
43,4
|
73,9
|
02.2008
|
251,1
|
13,2
|
03.2007
|
37,2
|
79,1
|
03.2008
|
310
|
23,3
|
04.2007
|
40,3
|
74,8
|
04.2008
|
297,6
|
36,8
|
05.2007
|
40,3
|
63,0
|
05.2008
|
300,7
|
33,4
|
06.2007
|
37,2
|
63,3
|
06.2008
|
294,5
|
40,2
|
07.2007
|
40,3
|
58,0
|
07.2008
|
288,3
|
46,9
|
08.2007
|
37,2
|
58,2
|
08.2008
|
322,4
|
96,3
|
09.2007
|
31
|
60,2
|
09.2008
|
300,7
|
116,9
|
10.2007
|
34,1
|
58,1
|
10.2008
|
306,9
|
113,5
|
11.2007
|
40,3
|
74,8
|
11.2008
|
316,2
|
129,2
|
12.2007
|
37,2
|
72,2
|
12.2008
|
322,4
|
125,4
|
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за
нулевой отсчет времени принимаем месяц (11.2006) на 14 месяцев раньше месяца
введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней
предыстории берем 14 месяцев. На график (рис. 8) наносим точки месячной добычи
из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию.
Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части
(до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем
добычу нефти за 14 месяцев предыстории (480,9 т) и среднемесячную добычу в этот
период (40,1 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде
горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию
(01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным
отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную
диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате
–1 точка, в третьем квадрате- 2 точки и в четвертом- 5 точек. Отсюда
коэффициент ассоциации Юла равен:
Рис. 8.
Определение технологической эффективности ГС №3 «прямым» счетом
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным
карточкам определяем добычу нефти за первые 7 месяцев (260,4 т) и вторые 7
месяцев (220,5 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую
половину (43,4 т) и вторую половину предыстории
(36,8 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы
проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008
– дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую
среднемесячную добычу нефти (33,9 т) и из нее проводим горизонтальную прямую
(параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом,
считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в
период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей,
что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно
горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12
из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для
количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным
карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию
на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной
3561,9 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной
296,8 т, или на 780% больше базовой (33,9 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (296,8 т)
базовую среднемесячную добычу нефти (33,9 т) и умножая полученную разность на
число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3155,0 т), ее
долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (88,6%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории
(цифры в скобках на рис. 8), можно определить фактическую среднемесячную
обводненность в эти два периода времени (63,7 и 16,6%), а также, используя расчетную
базовую добычу нефти (406,9 т) и среднемесячную добычу воды в период
предыстории (70,2 т) и истории (63,5 т), сопоставить с расчетной базовой средней
обводненностью, равной 67,4 и 39,5%.
Скважина №4
Показатели
работы скважины №4 приведены в табл. 13
Таблица 13. Показатели
работы скважины №4
Предыстория
|
История
|
Дата
|
Qм, т
|
Дата
|
Qм, т
|
нефть
|
вода
|
нефть
|
вода
|
08.2005
|
62
|
125,9
|
02.2007
|
288,3
|
12,0
|
09.2005
|
55,8
|
150,9
|
03.2007
|
291,4
|
15,3
|
10.2005
|
52,7
|
142,5
|
04.2007
|
282,1
|
21,2
|
11.2005
|
55,8
|
103,6
|
05.2007
|
288,3
|
18,4
|
12.2005
|
49,6
|
148,8
|
06.2007
|
266,6
|
23,2
|
01.2006
|
49,6
|
148,8
|
07.2007
|
263,5
|
26,1
|
02.2006
|
46,5
|
125,7
|
08.2007
|
263,5
|
19,8
|
01.2006
|
49,6
|
110,4
|
09.2007
|
275,9
|
14,5
|
02.2006
|
52,7
|
142,5
|
10.2007
|
272,8
|
23,7
|
03.2006
|
49,6
|
115,7
|
11.2007
|
275,9
|
30,7
|
04.2006
|
43,4
|
111,6
|
12.2007
|
266,6
|
33,0
|
05.2006
|
46,5
|
147,3
|
01.2008
|
269,7
|
26,7
|
06.2006
|
49,6
|
121,4
|
02.2008
|
279
|
27,6
|
07.2006
|
52,7
|
112,0
|
03.2008
|
285,2
|
31,7
|
08.2006
|
49,6
|
115,7
|
04.2008
|
288,3
|
25,1
|
09.2006
|
46,5
|
119,6
|
05.2008
|
282,1
|
34,9
|
10.2006
|
40,3
|
114,7
|
06.2008
|
285,2
|
28,2
|
11.2006
|
43,4
|
117,3
|
07.2008
|
291,4
|
39,7
|
12.2006
|
43,4
|
106,3
|
08.2008
|
294,5
|
40,2
|
01.2007
|
49,6
|
110,4
|
09.2008
|
297,6
|
44,5
|
|
|
|
10.2008
|
288,3
|
46,9
|
|
|
|
11.2008
|
282,1
|
53,7
|
|
|
|
12.2008
|
275,9
|
56,5
|
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
|
|