Дипломная работа: Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

Рис. 10. Определение технологической эффективности ГС №5 «прямым» счетом

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 диаграммы проводим 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 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 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

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 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).

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27