Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере (стр. 7 из 12)
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1475,6 т) и среднемесячную добычу в этот период (123,0 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (06.2007). 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 точки, 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
(756,4 т) и вторые 6 месяцев (719,2 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (126,1 т) и вторую половину предыстории (119,9 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммыпроводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (06.2007 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (117,8 т) и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в периодпредыстории, 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 19 из 19 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 1.06.2007 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 5053,0 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 265,9 т, или на 130% больше базовой (117,8 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (265,9 т) базовую среднемесячную добычу нефти (117,8 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2814,8 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (55,7%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 10), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (57,3 и 9,3%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1413,6 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (165,2 т) и истории (27,3 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 58,4 и 18,8%.
Скважина №6
Показатели работы скважины №6 приведены в табл. 15
Таблица 15. Показатели работы скважины №6
| Предыстория | История | ||||
| Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
| нефть | вода | нефть | вода | ||
| 01.2007 | 74,4 | 211,8 | 01.2008 | 319,3 | 13,3 |
| 02.2007 | 80,6 | 207,3 | 02.2008 | 344,1 | 14,3 |
| 03.2007 | 77,5 | 330,4 | 03.2008 | 294,5 | 15,5 |
| 04.2007 | 74,4 | 338,9 | 04.2008 | 266,6 | 11,1 |
| 05.2007 | 83,7 | 356,8 | 05.2008 | 266,6 | 11,1 |
| 06.2007 | 86,8 | 274,9 | 06.2008 | 260,4 | 19,6 |
| 07.2007 | 71,3 | 285,2 | 07.2008 | 254,2 | 25,1 |
| 08.2007 | 77,5 | 232,5 | 08.2008 | 288,3 | 18,4 |
| 09.2007 | 71,3 | 174,6 | 09.2008 | 291,4 | 15,3 |
| 10.2007 | 62 | 151,8 | 10.2008 | 347,2 | 14,5 |
| 11.2007 | 52,7 | 186,8 | 11.2008 | 368,9 | 19,4 |
| 12.2007 | 62 | 196,3 | 12.2008 | 409,2 | 21,5 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 11) наносим точки месячной добычииз 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).
Рис. 11. Определение технологической эффективности ГС №6 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (874,2 т) и среднемесячную добычу в этот период (72,9 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 – ни одной 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 (477,4 т) и вторые 6 месяцев (396,8 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (79,6 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 (61,7 т) и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в периодпредыстории, 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 3710,0 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 309,2 т, или на 402% больше базовой (61,7 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (309,2 т) базовую среднемесячную добычу нефти (61,7 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2970,8 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (80,1%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 11), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (76,4 и 5,2%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (739,9 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (236,1 т) и истории (16,8 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 79,3 и 21,5%.
Скважина №7
Показатели работы скважины №7 приведены в табл. 16
Таблица 16. Показатели работы скважины №7
| Предыстория | История | ||||
| Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
| нефть | вода | нефть | вода | ||
| 01.2007 | 114,7 | 213,0 | 01.2008 | 319,3 | 20,4 |
| 02.2007 | 117,8 | 262,2 | 02.2008 | 291,4 | 15,3 |
| 03.2007 | 111,6 | 395,7 | 03.2008 | 306,9 | 19,6 |
| 04.2007 | 111,6 | 395,7 | 04.2008 | 291,4 | 18,6 |
| 05.2007 | 105,4 | 195,7 | 05.2008 | 303,8 | 22,9 |
| 06.2007 | 117,8 | 176,7 | 06.2008 | 300,7 | 26,1 |
| 07.2007 | 99,2 | 155,2 | 07.2008 | 297,6 | 15,7 |
| 08.2007 | 105,4 | 245,9 | 08.2008 | 279 | 41,7 |
| 09.2007 | 99,2 | 176,4 | 09.2008 | 260,4 | 46,0 |
| 10.2007 | 108,5 | 201,5 | 10.2008 | 235,6 | 101,0 |
| 11.2007 | 105,4 | 234,6 | 11.2008 | 238,7 | 83,9 |
| 12.2007 | 111,6 | 260,4 | 12.2008 | 220,1 | 113,4 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 12) наносим точки месячной добычииз 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).
Рис. 12. Определение технологической эффективности ГС №7 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1308,2 т) и среднемесячную добычу в этот период (109,0 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 5 точек, во втором квадрате –1 точка, 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 (678,9 т) и вторые 6 месяцев (629,3 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (113,2 т) и вторую половину предыстории (104,9 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 (102,1 т) и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.