Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере (стр. 11 из 12)

Таблица 26. Коэффициенты, вычисленные для скважины №1

Используемая кривая обводнения	Коэффициенты		Коэффициент по критерию Тейла
Используемая кривая обводнения	А	В	Коэффициент по критерию Тейла
Постоянное нефтесодержание	31,24	0,54	0,000244
Абызбаева	-0,12	0,94	0,000269
Камбарова	396,52	-23145,13	0,002394
Сипачева-Посевича	0,00	0,000212	0,000486
Назарова-Сипачева	1,52	0,000470	0,000281
Максимова (1959)	3,84	0,003687	0,087698
Говорцова-Рябинина	-1,35	1,16	0,018421
Пирвердяна	821,00	-8383,42	0,001399
Сазонов	-1268,38	267,67	0,001062
Максимов	-907,48	246,92	0,001307
Давыдов	-1991,46	6119,51	0,002068

Рассчитанные по кривым обводнения показатели работы скважины №1 показаны в табл. 27

Таблица 27. Рассчитанные базовые кривые

Дата	Постоянное нефтесодержание	абызбаева	Назарова-Сипачева	Сипачева-Посевича
1.06	67,01	45,14	43,00	43,27
2.06	98,62	81,86	80,49	80,86
3.06	142,99	131,69	132,08	132,61
4.06	183,14	175,72	178,06	178,45
5.06	222,65	218,37	222,64	222,68
6.06	246,40	243,74	249,33	248,85
7.06	278,74	278,01	285,44	283,99
8.06	308,94	309,78	318,55	316,32
9.06	340,75	343,02	352,21	349,87
10.06	366,98	370,27	379,13	377,15
11.06	407,12	411,73	419,28	418,25
12.06	444,97	450,58	456,88	456,29
1.07	482,83	489,21	493,74	493,67
2.07	514,80	521,70	525,08	524,73
3.07	543,78	551,03	553,60	552,50
4.07	574,44	581,94	582,63	581,47
5.07	611,53	619,21	616,66	615,99
6.07	651,00	658,71	651,79	652,09
7.07	672,52	680,18	670,64	671,51
8.07	694,05	701,61	689,29	690,75
9.07	717,65	725,07	709,75	711,64
10.07	741,26	748,48	729,97	732,31
11.07	764,86	771,84	749,96	752,77
12.07	788,47	795,16	769,73	773,03
1.08	894,69	899,56	877,71	861,66
2.08	1068,92	1069,16	1046,11	998,71
3.08	1239,29	1233,35	1213,95	1123,62
4.08	1421,95	1407,83	1392,70	1248,54
5.08	1636,70	1611,23	1599,68	1384,73
6.08	1829,65	1792,57	1787,09	1498,29
7.08	2034,52	1983,83	1977,43	1610,68
8.08	2232,14	2167,21	2158,65	1711,90
9.08	2459,32	2376,80	2369,07	1820,41
10.08	2703,30	2600,58	2564,12	1928,54
11.08	2928,77	2806,28	2741,46	2021,52
12.08	3204,50	3056,54	2948,15	2127,13

Оценка эффективности бурения ГС №1 показана в табл. 28

Таблица 28. Дополнительная добыча нефти

Дата	Формула при постоянном нефтесодержании						Формула Абызбаева							Формула Назарова-Сипачева					Среднее значение
	Нак. добыча нефти, базовая, т			доп. добыча нефти, т			Нак. добыча нефти, базовая, т			доп. добыча нефти, т				Нак. добыча нефти, базовая, т		доп. добыча нефти, т			доп. добыча нефти, т
				за месяц		нак.				за месяц		нак.				за месяц	нак.		за месяц		нак.
1.08	895			89		89	900			91		91		878		87	87		89		89
2.08	1069			114		203	1069			119		210		1046		120	207		118		207
3.08	1239			130		333	1233			137		346		1214		133	340		133		340
4.08	1422			140		473	1408			148		494		1393		144	484		144		484
5.08	1637			160		634	1611			172		666		1600		168	652		167		650
6.08	1830			151		785	1793			163		828		1787		157	809		157		807
7.08		2035	145		930			1984	159		988		1977		160			969		155	962
8.08		2232	140		1070			2167	155		1142		2159		157			1125		150	1113
9.08		2459	170		1240			2377	187		1329		2369		186			1312		181	1294
10.08		2703	137		1377			2601	158		1487		2564		186			1498		160	1454
11.08		2929	131		1508			2806	151		1638		2741		179			1677		154	1608
12.08		3204	155		1664			3057	181		1818		2948		224			1901		187	1794

Кривая обводнения для скважины №1 при постоянном нефтесодержании приведена на рис. 20

Рис. 20. Зависимость Q_н от Q_ж для скважины №1

Рис. 21. Зависимость Ln(Q_н) от Ln(Q_ж) для скважины №1

Кривая обводнения, полученная по формуле Абызбаева для скважины №1, приведена на рис. 21

Кривая обводнения, полученная по формуле Назарова-Сипачева для скважины №1, приведена на рис. 22

Рис. 22. Зависимость Q_ж/Q_н от Q_в для скважины №1

Графики фактической и базовых кривых обводнения для скважины №1 показаны на рис. 23

Рис. 23. Расчет дополнительной добычи за счет бурения ГС №1

Средняя накопленная дополнительная добыча по 10 скважинам составила

Q=1895+1794+2024+4641+2417+2670+1993+1349+2922+2785=24490 т

6. Расчет технологических показателей разработки

Исходные данные для расчета показателей разработки приведены в табл. 61.

Таблица 61. Исходные данные для расчета показателей разработки

Начальные балансовые запасы (НБЗ), т	117000000
Начальные извлекаемые запасы (НИЗ), т	30000000
На начало планируемого года:– накопленная добыча нефти, т– накопленная добыча жидкости, т– накопленная закачка воды, м³– действующий фонд добывающих скважин– действующий фонд нагнетательных скважин	4650000172222221823800051828
Динамика бурения скважин на ближайший год:– добывающих– нагнетательных	60

Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с предыдущего года:

Д_пер=365К (5)

где К – коэффициент эксплуатации, К=0,912

Д_пер=365×0,939=332,9

Количество дней работы новых скважин Д_нов=160

Средний дебит нефти новых скважин q_н^нов=8,2 т/сут

Коэффициент падения нефти из перешедших скважин К_пад=0,939

Годовая добыча нефти из новых скважин

Q_н^нов=q_н^нов×N_д^нов×Д_нов (6)

где N_д^вв – число новых добывающих скважин

Q_н^нов=8,2 ×6×160=7872 т

Годовая добыча нефти из переведенных скважин

Q_н^пер=q_н^пер,^t×N_д^дей,^t×Д_пер (7)

Q_н^пер=2,1 ×518×332,88=362106,9 т

Годовая добыча нефти всего

Q_н=Q_н^нов+Q_н^пер (8)

Q_н=7872+362106,9=369978,9 т

Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения

Q_н^нов,^t^-1=q_н^нов,^t^-1×N_д^нов×Д_пер (9)

Q_н^нов,^t^-1=8,2×6 ×332,88=16377,7 т

Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года (если бы они работали без падения)

Q_н^пер,^t= Q_н^пер,^t^-1 (10)

Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения)

Q_н^р=Q_н^нов^,t-1+Q_н^пер^,t (11)

Q_н^р=16377,7+362106,9=378484,6 т

Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года

DQ_н=Q_н^р-Q_н^пер,^t(12)

DQ_н=378484,6–362106,9=16377,7 т