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

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
на тему: Применение горизонтальныхскважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302–303залежей Ромашкинского месторождения НГДУ «ЛН»

Введение
Структурасырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемымиколлекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС) можетбыть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чегозначительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку.
В этихусловиях наиболее рациональное направление улучшения использованиятрудноизвлекаемых запасов – переход на принципиально новые системы разработкиместорождений с применением ГС и РГС, которые, имея повышенную поверхностьвскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах иявляются перспективным методом не только повышения производительности скважин,но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.
Особенноважно применять системы разработки с ГС и РГС на месторождениях с высокойгеологической неоднородностью, разрозненностью, наличием многочисленных зонзамещения продуктивных пластов и зон выклинивания.
Горизонтальнаяскважина (ГС) – это скважина конечной длины, ось которой проходит междукровлей и подошвой пласта с углом наклона 80–100° относительно вертикали. ГС особенноэффективны при разработке трещиноватых коллекторов горизонтальнойпроницаемостью; при освоении залежей углеводородного сырья ограниченнойплощадью для установки бурового оборудования; для повышения нефтеотдачи пластовпри дораработке месторождений на поздней стадии эксплуатации; при разработкепродуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водногоконусов; локальных залежей углеводородного вещества и др.
Следовательно,повышается степень охвата пласта дренированием, возникает возможность увеличитьвоздействие рабочим агентом.
Горизонтальныестволы, проходя по продуктивному пласту на сотни метров, а в отдельных случаяхнесколько сотен метров, могут открыть в неоднородном пласте участкитрещиноватых зон с повышенной проницаемостью, что позволит получить по этимскважинам дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным. Появляетсявозможность разбурить газонефтяные залежи с обширными подгазовыми зонами иводонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объектыпри минимальных депрессиях.
Мировой иотечественный опыт проводки горизонтальных скважин свидетельствует о том, чтоих применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показателиразработки низкопроницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевестизабалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти изсистем ГС по сравнению с системами вертикальными скважин (ВС) повышаются в 3–5раз, увеличиваются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можнопредположить, что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпывыработки запасов на уровне рентабельности. Годовой темп отбора может быть неменее 2–3%, в то время как при применении ВС этот показатель не превышает 1–1,5%.При этом необходимо отметить, что удельные извлекаемые запасы в расчете на однуГС раза выше, чем для ВС.
ИспользованиеГС требует за счет сокращения их общего числа на объектах значительно меньших(в 1,5–2 раза) капитальных вложений на бурение скважин при относительном росте(до 70%) стоимости каждой ГС за счет усложнения их конструкций. Однако, примассовом бурении ГС стоимость одного метра проходки, как показывает мировойопыт, может быть доведена до стоимости проходки ВС. Это создает еще более благоприятныепредпосылки для повышения эффективности использования ГС.
Приприменении технологии разработки нефтяных месторождений с использованием ГСможно достичь стабильного коэффициента нефтеизвлечения,
равного 60–80%,за счет следующих факторов:
– ГСмогут использоваться для разработки на любой стадии различных по типу иусловиям залегания коллекторов;
– припроводке ГС можно обеспечить пересечение естественных вертикальных трещин впласте, что позволит до максимума увеличить проницаемость пласта и отборыпластовых флюидов;
– длядренирования нефтяного коллектора нужно бурить в 4–5 раз меньше горизонтальныхскважин, чем вертикальных. С помощью подобных скважин можно обеспечитьразработку продуктивных пластов, залегающими под руслами рек, озерами, горами,городскими сооружениями и др.
Втехнологических схемах разработки 45 месторождений Татарстана рассмотреныварианты с использованием ГС, предложено бурение около 1600 добывающих и 190нагнетательных горизонтальных скважин. Подавляющее количество скважинпредусмотрено на башкирские и турнейские отложения.
Геологическиеусловия Татарстана позволяют рекомендовать широкое применение горизонтальных игоризонтально – разветвленных скважин.

1. Геолого-физическаяхарактеристика месторождения
 
1.1Характеристика геологического строения
 
Тектоника
В тектоническомотношении основным структурным элементом, контролирующим в современном планезакономерности распределения промышленных скоплений нефти на площадяхРомашкинского месторождения является Южный купол Татарского свода – структурапервого порядка. Купол представляет собой крупное платообразное поднятиеизометрической формы размером около 100×100 км.Структурныйплан отложений нижнего карбона
Покровле продуктивных отложений Серпуховского яруса четко прослеживается крупнаяструктура второго порядка – Шугурово-Куакбашский вал. В пределах изогипс 550–555 м– это асимметричное поднятие, вытянутое в субмеридиальном направлении на 18–20 км,ширина изменяется от 1,5 до 6,0 км, постепенно сужаясь к переклинальнымчастям структуры. Наиболее приподнятая часть с амплитудой свыше 60 мнаходится в районе Шугуровского поднятия. Восточное крыло структуры, особеннона юге, круче западного.
С юга насевер в границах вала выделяется ряд иногда довольно крупных поднятий третьегопорядка: Ойкинское, Шугуровске, Сортоводское, Куакбашское. Размеры ихколеблются от 60 до 15 метров. Последние в свою очередь осложняются большимколичеством более мелких локальных поднятий и прогибов.
Ойкинскоеподнятие занимает юго-западную переклиналь. Она относительно небольшая (2,5×1,5 км),малоамплитудная (15 м).
Шугуровскоеподнятие в границах изогипсы 530 м приобретает в плане вытянутую с юга насевер овальную форму с размерами длиной 7,5 –8,0 км, шириной 1,5 – 3,0 км.Сводовая часть имеет абсолютную отметку 486–490 метров.
Амплитудаподнятия до 60 метров. На север и юг поднятие заметно выхолаживается до 15 именее метров.
Сортоводскоеподнятие занимает южную часть Куакбашской структуры, по изогипсе 530 метров объединяет ряд более мелких приподнятых участков. Размер поднятий 7,0×2,0 км, амплитуда до 20 метров. На юге намечается пологая зона перехода Соратоводской структуры вШугуровскую.
В пределахКуакбашской структуры в пределах изогипсы 530–540 метров выделяют два замкнутыхприподнятых участка с размером (3,0 – 3,5)×(0,5 – 2,0) км, иамплитуда 10 – 15 метров.
Рассмотренныеподнятия отделены друг от друга и вышеописанной Сартоводской структурыширотными зонами прогибания с отметками более 535–540 метров.
Далее насевер в приклинной части вала в пределах изогипсы 540 – 545 метров выделяется ряд мелких мелкоамплитудных (5–10 м), куполовидных локальных участков.
В пределахЗай – Каратаевской структуры в границах изогипсы 545 м выделяются малоамплитудные(5–10 м) поднятия широтного простирания с размерами 4,2×0,22 км.
Стратиграфия
В геологическом строении залежей 302–303принимает участие кристаллический фундамент и платформенный чехол.Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы.Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перми и четвертичнойсистем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения.Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая
мощность осадочного чехла около 2000 м. Изних 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.Каменноугольнаясистема – С
Впределах 302–303 залежей отложения каменноугольной системы представленыкарбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.
Нижнекаменноугольныйотдел – С1
Серпуховскийярус – С1srp
В составе яруса выделяются тарусский, стешевскийи протвинский горизонты. Литологически отложения представлены известняками идоломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.
Верхняя граница яруса (протвинский горизонт)проводится по резкой смене нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод икораллов) среднекаменноугольными.
Продуктивная часть серпуховского яруса – протвинскийгоризонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми,сахаровидными. Толщина горизонта 36–57 м.
В основании яруса залегают плотные известняки идоломиты общей мощностью иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва ярусаотбивается достаточно четко. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116–157 м.
Среднекаменноугольный отдел – С2
Среднекаменноугольные отложения повсеместнозалегают со стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. Всреднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольныхотложений 255–375 м.
Башкирский ярус – С2bsch
По подошве башкирского яруса залегают плотныеглинистые известняки и доломиты толщиной до 4–8 м. В литологическомотношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными,органогенно-обломочными, микро-
зернистыми, брекчиевидными и доломитами,кавернозными и трещиноватыми.
Продуктивная часть разреза сложена пористымиизвестняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной частиони перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров). ВШугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в болеесокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.
1.2.Коллекторские свойства продуктивных пластов
В процессегеологической съемки, бурения структурно-поисковых, разведочных,эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Ромашкинскогоместорождения к 1980 г. было выявлено более 200 залежей и установленанефтеносность 14 горизонтов. В том числе на рассматриваемых площадяхШугуровско-Куакбашской зоны доказано наличие промышленных скоплений нефти втерригенно-карбонатных коллекторах турнейского яруса, бобриковского горизонта,серпуховского и башкирского ярусов и верейского горизонта – отложений нижнего исреднего карбона.
В нижнее- исреднекаменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения самые крупныезалежи открыты в его юго-западной части на наиболее приподнятой частиМиннибаевской террасы – Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой вмеридиональном направлении
Нефтепроявления в этом районе приурочены, восновном, к отложениям серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднегокарбона, которые отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью поплощади и по разрезу.
Нефтеносность отложений нижнего карбона (залежь303)
Серпуховский ярус
Промышленная нефтеносность этих отложений (вобъеме протвинского горизонта) впервые доказана в 1943 г. на Шугуровскомместорождении. В
дальнейшем его продуктивность получилаподтверждение на Ойкинском и, в основном, Шугуровско-Куакбашском поднятии.
Залежь в серпуховских отложениях до 1981 г. опробовалив 34 скважинах, в том числе в 11 совместно с башкирским ярусом. В 21 из нихполучили притоки нефти с дебитом от 0,1 до 30 т/сут. В остальных 10 – нефть сводой и в 3 скважинах – вода.
Имелисьскважины, которые довольно стабильно работали в течение нескольких лет, чтоподтвердило наличие в серпуховских отложениях промышленных скоплений нефти.Продуктивная часть разреза на 303 залежи в основном представлена двумяпористо-трещиноватыми интервалами (пластами). Обладая довольно хорошимиколлекторскими свойствами, они образуют единый природный резервуар, приподнятаячасть которого представляет собой ловушку, где сформировались скопления нефтимассивного типа.
Нефтеносность отложений среднего карбона (залежь302)
Башкирский ярус
В настоящее время уже доказана его региональнаянефтеносность не только в пределах рассматриваемой юго-западной частиРомашкинского месторождения, но и на многих других площадях Татарстана.Промышленная разработка залежи башкирского яруса ведется на месторожденияхзападного склона Южного купола. В плане залежь 302 совпадает с залежью 303серпуховского возраста и также контролируемая крупной брахиантиклинальнойструктурой северо-восточного простирания – Шугуровско-Куакбашским валом.
Большинство положений по особенностямраспределения коллекторов, покрышек, степени насыщения, определение ВНК и др.,изложенные выше для серпуховских отложений, также характерны для залежейбашкирского возраста. Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладаютвертикальнойтрещиноватостью и глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не можетявляться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга. Исходя из этого302, 303 залежи являются одним объектом разработки.
Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к даннымотложениям, проведены по линии ВНК на отметках –540,1 м (скв. 410) всеверной части и -540,0 м (скв. 533) в южной части. ВНК имеет наклоннуюплоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет -543 м.При определении положения ВНК, главным образом, использовались данные испытанияскважин. По большинству из них, с учетом характера распределения пористо-проницаемыхпропластков в интервале перфорации и диапазона нефтеносности по даннымгеофизических исследований, этаж нефтеносности залежей достигает 70–90 м. Начальнаясредняя нефтенасыщенная толщина по 302 залежи – 6,4 м, по 303 – 12 м.Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, восновном, сосредоточены в серпуховских отложениях. Коллекторские свойства попористости и проницаемости представлены в табл. 1.
Таблица 1. Геолого-физические характеристикиэксплутационных объектовНаименование Залежь 302 303 Средняя глубина, м 875 892 Тип залежи Массивная Тип коллектора Порово-трещинный-кавернозный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 256938 152454 Общая толщина средняя, м 10,2 17,2 Средне взвешанная нефтенасыщенная толщина, м 5 8,8 Пористость, доли ед. 0,124 0,141 Начальная нефтенасыщенность, доли ед. 0,758 0,788
Проницаемость нефтенасыщенная, мкм2 0,086 0,145 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,596 0,663 Коэффициент расчлененности, доли ед. 3186 5100 Начальное пластовое давление, МПа 7,1 7,4

1.3. Физико-химические свойства пластовых флюидов
 
Исследованиефизико-химических свойств пластовых нефтей проводилась по пластовым пробам вотделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ.Ниже приводится краткая характеристика нефти, воды и газа по ярусам.
Башкирскийярус
Исследованиесвойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по 148 пробам,отобранным из 38 скважин. Среднее значение основных параметров нефти,полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,4МПа,газосодержание – 5,9 м3/т, объемный коэффициент – 1,034,динамическая вязкость составляет 43,63 мПа×с. Плотность пластовойнефти – 877 кг/м3, пластовая температура – 23 °С. Поданным анализов поверхностных проб нефти башкирского яруса относятся к группетяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 908,6 кг/м3.
По содержанию серы – 3,11% масс и парафина – 3,0%масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при20°С составляет 109,9 мПа×с.
По химическому составу подземные воды башкирскихотложений хлоркальциевого типа. Общая минерализация вод колеблется от 7,5 до258,6 г/л, плотность 1005,0–1180,0 кг/м/>,вязкость 1,03–1,84мПа×с. (табл. 2)
Таблица 2. Физические свойства пластовых вод 302залежиНаименование Диапазон изменения Среднее значение
Газосодержание, м/>/т 0,13 0,13
в т.ч. сероводорода, м/>/т 0,006 0,006 Вязкость, мПа×с 1,03–1,8 1,1 Общая минерализация, г/л 7,5587–158,605 56,689
Плотность, кг/м/> 1005–1180 1040
Состав газа –азотный. Газонасыщенность 0,08–0,9 м3/т. Присутствует сероводородв количестве 0,006 м3/т, объемный коэффициент – 1,0001.
Серпуховский ярус
Исследования свойств нефти серпуховского яруса впластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднеезначение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов пробследующие: давление насыщения – 1,3 МПа, газосодержание – 4,72 м3/т,объемный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПа×с. Плотностьпластовой нефти –883,8кг/м/>, сепарированной – 906,8кг/м3, пластовая температура 23°С. По данныманализов поверхностных проб нефти серпуховского
яруса относятся к группе тяжелых нефтей –плотность в поверхностных условиях составляет917,3 кг/м3. По содержаниюсеры – 2,6% масс и парафина – 5% масс нефть является высокосернистой,парафинистой. Кинематическая вязкость при 20 0С составляет 109,4 мПа×с. Подземные водысерпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми ихлоркальциевыми (по В.А. Сулину).
Сульфатные воды в основном связаны с процессамивыщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до23,0 г/л, плотность 1009,6–1175,0 кг/м/>,вязкость 1,03–1,8 мПа×с. (табл. 3)
Таблица 3. Физические свойства пластовых вод 303залежиНаименование Диапазон изменения Среднее значение
Газосодержание, м/>/т 0,14 0,14
в т.ч. сероводорода, м/>/т 0,008 0,008 Вязкость, мПа×с 1,03–1,8 1,1 Общая минерализация, г/л 17,775–229,0226 47,105
Плотность, кг/ м/> 1009–1175 1036

Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т.Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,09–0,12 м3/т.объемный коэффициент – 1,0003.
Из-за наличия в водах серпуховских и башкирскихотложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромысловогооборудования от коррозии.
Наиболее полные результаты исследований свойствнефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства ифракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовыхвод,
содержание ионов и примесей в пластовых водахпредставлены в табл. 3–6, по каждому из горизонтов даны средние значенияпараметров, диапазон их изменения.
Общая минерализация подземных вод серпуховских ибашкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г./л, удельный вес– с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделатьвывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.
Таблица 4. Содержаниеионов и примесей в пластовых водах 302 залежиНаименование Диапазон изменения Среднее значение
CL/> 55,16–4141,8 893,21
SO/> 0,0–81,51 37,53
HCO/> 0,4–13,4 5,39
Ca/> 9,9–677,3 83,21
Mg/> 1,55–168,02 38,48
K/>Na/> 93,82–3144,15 731,72
 

Таблица 5. Содержаниеионов и примесей в пластовых водах 303 залежиНаименование Диапазон изменения Среднее значение
CL/> 164,58–3982,5 694,42
SO/> 0,03–90,89 50,41
HCO/> 0,0–14,26 5,76
Ca/> 13,06–600 66,44
Mg/> 11,29–162,13 34,84
K/>Na/> 218,26–3092,74 601,32
Таблица 6. Свойствапластовой нефтиНаименование Серпуховский ярус Башкирский ярус Среднее значение Давление насыщения газом, МПа 1,3 1,4
Газосодержание, м3/т 4,72 5,9
Плотность, кг/м3 в пластовых условиях 883,8 877 сепарированной нефти 906,8 898,7 в поверхностных условиях 917,3 908,6 Вязкость, мПа×с 52,87 43,62 Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли единиц 1,032 1,034
Содержание сероводорода в попутном газе, м3/т 0,008 0,006 Пластовая температура, °С 23
Свойства пластовых нефтей и газа практически неоказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. Привыборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластоваятемпература, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.
Из-заотсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных наизучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.
 
 

2. Анализтекущего состояния разработки
 
2.1Характеристика фондов скважин, текущих дебитов и обводненности
 
По состояниюна 1.01.10 г. по залежам 301–303 пробурено 679 скважин, в том числепереведены с других горизонтов (Д1 и С1ВВ) 154скважины. В отчётном году пробурено и введено на нефть 6 скважин.
C бобриковского горизонта нижнего карбона (С1вв)на нефть переведены 3 скважины: 13, 136, 161.
В отчетномгоду по скважинам верей – башкир – серпуховских отложений отобрано 352 тыс.тонн нефти. С начала разработки добыто 4547 тыс. тонн, что составляет 15,5% отНИЗ и 3,4% от НБЗ нефти по залежам 302–303.
Средний дебитпо нефти составил на конец года 2,1 т/с, по жидкости 7,1 т/с.
Характеристикапробуренного и возвращённого фонда скважин приведена в табл. 7.
Таблица 7. Характеристикафонда скважинРасшифровка фонда 1.01.2009 1.01.2010
1. Действующий фонд в том числе:
а) фонтан
б) ЭЦН
в) СКН
508
0 24 484
518
28
490 2. Бездействующий фонд 51 38 3. В ожидании освоения Расшифровка фонда 1.01.2009 1.01.2010 4. Эксплуатационный фонд 559 556
5. Нагнетательный фонд в том числе:
а) нагнет. действующ
б) нагн. бездейств
в) ожид. освоения
28
27
1
29
28
1
6. Контрольные в том числе:
а) наблюдательные
б) пьезометрические
37
5
32
49
5
44 7. В консервации 22 20 8. Ожидающие ликвидации 1 9. Ликвидированные 25 25 10 Переведены с др. горизонтов (С1вв и Д1) 151 154 11. Всего скважин на данном объекте 670 679
В отчетномгоду по залежам введено на нефть 6 скважин. Добыча по новым скважинам составила5,4 тысячи т нефти. Средний дебит одной новой скважины – 5,6 т/с по нефти, 7,9т/с по жидкости, обводнённость 29,3%.
 
2.2 Анализвыработки пластов
 
По состоянию на1.01.10 г. из продуктивных пластов залежей 302, 303 отобрано 4,547 млн. т.нефти или 15,5% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлеченияравен 0,24. Попутно с нефтью отобрано 12,3 млн. т. воды. Средняя обводненность добываемойпродукции
за период разработкисоставила 73%.
В 2009 г.с площади отобрано 352 тыс. т нефти. Темп отбора нефти составил 1,19% начальныхи 1,34% от ТИЗ. Попутно с нефтью отобрано 2322 тыс. т воды.
Обводненностьдобываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 518.Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 1,88 т/сут, по жидкости 14,24т/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважинсоставляет 7,2 и 5,7 МПа.
В продуктивныепласты закачано с начала разработки 18238 млн. м3 воды, компенсация отборажидкости в пластовых условиях составила 105,9%. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.10 г.равен 29.

2.3Динамика основных показателей разработки
Динамикаосновных показателей разработки залежей 302–303 приведены в табл. 8.
Таблица 8. Состояниеразработки залежей 302, 303Год Показатели
Qн, тыс. т
Qж, тыс. т В, %
Рпл, атм
Рзаб, атм Темп отбора от НИЗ, % Темп отбора от ТИЗ, % Отобрано от НИЗ, % Отобрано от НБЗ, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 2000 76,3 254,6 70 70,3 57,1 0,26 0,28 7,2 1,6 2001 99,1 306,6 67,7 70,8 56,7 0,34 0,36 7,6 1,65 2002 139,3 479,5 70,9 71,3 56,9 0,47 0,52 8 1,75 2003 182,0 603,7 69,8 70,1 56,3 0,62 0,51 8,55 1,86 2004 233,8 773,5 69,7 72,4 58,8 0,79 0,87 9,5 2,1 2005 303,6 1125,3 73 70,6 58,7 1,03 1,13 10,5 2,3 2006 342,9 1881,6 81,8 71,8 57,3 1,16 1,27 11,6 2,5 2007 371,1 2416,8 84,6 71,8 57,3 1,26 1,42 12,9 2,8 2008 411,8 2783,3 85,2 71,6 56,6 1,40 1,6 14,3 3,1 2009 352,0 2674,0 86,8 71,4 56,8 1,19 1,34 15,5 3,4
 
Динамикадобычи нефти и жидкости показана на рис. 1.
/>
Рис. 1Динамика добычи нефти и жидкости

Динамикасреднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора от НИЗ,темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 2.
/>
Рис. 2Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбораот НИЗ, темпа отбора от ТИЗ
Динамикаизменения накопленной добычи нефти, % от НИЗ и% от НБЗ показаны на рис. 3
/>
Рис. 3Динамика изменения накопленной добычи нефти, % от НИЗ и% от НБЗ
 
 

3. Обзорприменяемых горизонтальных технологий на объекте разработки
 
Основныенефтяные месторождения РТ вступили в позднюю стадию разработки,характеризующуюся значительным ухудшением структуры запасов нефти: долятрудноизвлекаемых запасов достигла 80% против начальных 37%, высокая обводненностьпродукции – 83%.
Приприменении традиционных технологий около 75% остаточных запасов разрабатываемыхместорождений и 80% еще не введенных в эксплуатацию залежей не могут рентабельноразрабатываться.
Проблемаповышения эффективности дальнейшей разработки нефтяных месторождений может бытьрешена только за счет широкого внедрения высокоэффективной комплекснойтехнологии разработки трудноизвлекаемых запасов, одним из важнейших элементовкоторой является широкое использование горизонтальных и разветвленно-горизонтальныхскважин наряду с перевооружением и реорганизацией служб бурения, капитальногоремонта, повышения нефтеотдачи, стимуляции работы скважин и, что особенноважно, обязательным налоговым стимулированием разработки трудноизвлекаемыхзапасов. Бурение и эксплуатация горизонтальных, многозабойных разветвленно-горизонтальныхскважин, проводка горизонтальных стволов из старых, получившие на Западе общееназвание «горизонтальные технологии», являются одним из ярких и перспективныхдостижений в нефтегазовой индустрии за последние два десятилетия.
Общепризнано,что применение горизонтальной технологии с соблюдением вполне четкоопределенных условий позволяет решить ряд важных проблем разработки нефтяных,нефтегазовых и газовых месторождений.
Горизонтальныескважины (ГС) в большей степени, чем вертикальные, позволяют разрабатывать нефтяныеместорождения при пластовых давлениях, близких к начальному. Как известно,значительное превышение пластовогодавления над первоначальным приводит к болеевысоким темпам обводнения скважин, к уменьшению охвата пласта процессомвытеснения вследствие ускоренного прорыва закачиваемой воды по наиболеепроницаемым прослоям продуктивного пласта. Вследствие вышеизложенного, бурениеи эксплуатация горизонтальных, разветвленно-горизонтальных скважин в мире сталиодним из важнейших направлений научно – технического прогресса в области разработкинефтяных месторождений, вовлечения в промышленное освоение трудноизвлекаемыхзапасов нефти.
Можноотметить, что месторождение Альба в Северном море является первымместорождением, освоение которого запланировано исключительно с помощьюгоризонтальных скважин.
К настоящемувремени в мире пробурено более 26000 ГС, более 1300- в России, в том числеоколо половины – в Татарстане и Башкортостане. На месторождениях Татарстана объектамиприменения ГС являются:
– залежипластового типа, представленные чередованием терригенных нефтенасыщенныхпластов и плотных глинистых прослоев, приуроченных к отложениям нижнего карбонаи девона.
– залежимассивного типа, приуроченные к карбонатным породам нижнего и среднего карбона;
Освоение горизонтальнойтехнологии в республике было начато в 1976–1978 гг. бурением семи ГС натурнейские отложения Сиреневского и Тавельского месторождений (НГДУ«Ямашнефть»). Две из них (№1990 и 1092) относительно быстро обводнилисьвследствие проведения при их освоении большеобъемных кислотных обработок. Поскважинам 1093,1094,1095 накопленная добыча нефти составила 9,2–13,5 тыс. т,дебиты скважин в 1,3–1,7 раз превышали дебиты окружающих вертикальных скважин(ВС). Скважины 1918 и 1947 Сиреневского месторождения оказались наиболеепродуктивными:
накопленнаядобыча нефти по ним составила 35,9 тыс. т и 40,2 тыс. т при средних дебитахболее 6 т/сут, что в 2–2,2 раза выше средних дебитов соседних ВС.Горизонтальная скважина 1990 в 1986 г. была переведена под закачку, на чтоГС 1918 и1947отреагировали стабильным увеличением дебитов. Так впервые была реализованаопределенная система заводнения на участке залежи, разрабатываемой группойгоризонтальных и вертикальных скважин.
Бурение ГС вТатарстане возобновилось в 1991 г., в основном, на малопродуктивныетурнейские и башкирские отложения небольших месторождений и залежей. Впоследние годы пробурен ряд ГС на бобриковский (НГДУ «Бавлынефть» и«Нурлатнефть»), данково-лебедянский (НГДУ «Азнакаевскнефть»), башкирский исерпуховский горизонты. В настоящее время по месторождениям Татарстанавыполнено более 50 проектных документов разработки нефтяных месторождений, вкоторых запроектировано бурение более 2000 ГС.
На рис. 4приведен типичный пример размещения скважин на месторождениях Татарстана.
/>
Рисунок. 4.Пример размещения ГС в трехрядной системе

Наиболеечасто применяемая система разработки – трехрядное заводнение с веерным(лучевым) размещением горизонтальных добывающих скважин. Так как приемистостьнагнетательных скважин в большинстве случаев достаточно высокая, онипроектируются как вертикальные или наклонно-направленные.
На начало 2010 г.в Татарстане пробурено 575 горизонтальных скважин, из них 550 освоены,эксплуатируются или были в эксплуатации. Их средний дебит в настоящее времясоставляет 7,2 т/сут, что превышает дебит окружающих вертикальных скважин в 2,2раза. Горизонтальными скважинами всего добыто 8844 тыс. т нефти. Здесьпредставляет интерес сравнить аналогичные данные по республике Башкортостан,где в действии находятся 295 ГС, средний дебит которых в 2009 г. составилоколо 6 т/сут, накопленная добыча нефти 3322 тыс. т.
Какпоказывают результаты освоения и эксплуатации ГС, их продуктивность значительнониже теоретически возможной. Одной из важнейших причин недостаточнойэффективности ГС, очевидно, являются особые условия вскрытия продуктивногопласта горизонтальным стволом, особенно, длительное время воздействияпромывочной жидкости на пласт, несимметричность воздействия на призабойную зонуразличных химических агентов и т.д. другой, не менее важной, причинойнедостижения ожидаемых результатов эксплуатации ГС является отставаниеорганизации поддержания пластового давления.
Хотя вТатарстане накоплен определенный опыт применения ГС – проектирования, проводки,каротажа, крепления, освоения и эксплуатации, тем не менее, резервы дальнейшегоповышения эффективности горизонтальной технологии еще далеко не исчерпаны.
На практикечасто имеет место недостаточно точное определение гипсометрического положенияточки входа в продуктивный пласт. Вследствие этого вместо рекомендуемойпреимущественно нисходящей формы условно горизонтального участка вдействительности получаются синусоидальные, v-образные и другие почти случайныеконфигурации наиболее ценного и важного участка ствола ГС практически вне связис геологическими условиями.
Чрезвычайнаясложность управления процессом бурения ГС без надежной информации опродуктивном пласте, фактическом геологическом положении бурового инструментаотносительно кровли пласта, ВНК или ГНК приводит к снижению эффективности ГС.
Особоевнимание следует уделять проблеме восстановления бездействующего фонда скважин.Одним из способов решения этой проблемы является забуривание вторых стволов изэксплуатационных колонн.
Профили скважин, в которых были пробурены боковые горизонтальныестволы, представлены на рис. 5.
/>
Рис. 5. Профили скважин 14076 и 23535 с БГС
 
На залежах302–303 пробурены 109 горизонтальных скважин, 8 разветвленно-горизонтальныхскважин и в одной скважине был забурен боковой горизонтальный ствол.

4. Анализ эффективности применяемых горизонтальных технологийв условиях рассматриваемого объекта разработки
На 1.01.2010 г.на залежах 302–303 пробурены 109 горизонтальных скважин, в том числе набашкирские отложения – 21, на серпуховские -88. В целом за весь период эксплуатациидобыто горизонтальными скважинами 1079,25 тыс. т нефти или же 9,9 тыс. т наодну скважину. При этом средний текущий дебит составил 6,3 т/сут, что в 2,5раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным насерпуховский горизонт, средний дебит составил 6,5 т /сут, что в 2,6 раза выше,чем по вертикальным скважинам. На одну скважину в среднем добыто 10,0 тыс. тнефти. По скважинам, пробуренным на башкирский горизонт, средний дебит составил5,8 т /сут. Это в 2,3 раза выше, чем по вертикальным скважинам. На однускважину в среднем добыто 9,44 тыс. т нефти.
Среднийтекущий дебит составляет 6,3 т/сут, этот показатель ниже дебита для ГС,пробуренных в терригенные отложения, но бурение таких скважин в зонах созначительными запасами на 1 скважину (не менее 20 тыс. т) позволяет успешноприменять ГС в этих условиях.
Рассматриваяскважины, введенные из бурения с 2001 г. видно, что вертикальных скважинбыло пробурено в 1,95 раза больше, чем горизонтальных, отработанное времясоответственно тоже в два раза больше. Дебит на 1 м вскрытой толщи нагоризонтальных скважинах на порядок ниже. Несмотря на вышеперечисленное, 109горизонтальных скважин добыли нефти больше, чем 213 вертикальных. И еслипровести расчет добычи нефти 1 скважиной на одинаковое отработанное время тополучается, что горизонтальная скважина добыла в 2,5 раза больше нефти, чемодна вертикальная. Даже при практически сопоставимых расстоянию до ВНК,вертикально вскрытой нефтенасыщенной толщине. Сравнительные характеристикиработы ГС и вертикальных скважин приведены в табл. 9

Таблица 9. Сравнениепоказателей работы вертикальных и горизонтальных скважин, введенных вэксплуатацию на залежах 302–303 в период с 2001 г.Показатели Вертикальная Горизонтальная Скважин 213 109 Отработанное время, дни 325417 186687 Средняя стоимость 1 скважины 7,5 13 Накопленный отбор, т 813544 1079250 Добыто нефти на 1 скв., т 3819,5 9901,4 Добыто на 1 млн. рублей затрат, т 509,3 761,6 Средний дебит нефти, т/сут 2,5 6,3 Средний дебит на 1 м перфорированной толщины, т/сут/м 0,38 0,04
 
В результате проделанного анализа видно, что, несмотря наимеющиеся трудности и сложности с практической реализацией, использованиегоризонтальных технологий является высокоэффективным мероприятием и позволяетрекомендовать его дальнейшее развитие на 302–302 залежах Ромашкинского месторождения.
 
 

5.Определение технологической эффективности
 
5.1Определение технологической эффективности по методу «прямого» счета посравнению с вертикальными скважинами (ВС)
Скважина №1
Показателиработы скв. №1 приведены в табл. 10
Таблица 10. Показателиработы скважины №1Предыстория История Дата Добыча за месяц, т Дата Добыча за месяц, т нефть вода нефть вода 01.2007 34,1 35,5 01.2008 195,3 0,0 02.2007 34,1 24,7 02.2008 288,3 32,0 03.2007 34,1 19,2 03.2008 300,7 12,5 04.2007 31 25,4 04.2008 322,4 13,4 05.2007 34,1 34,1 05.2008 375,1 19,7 06.2007 34,1 38,5 06.2008 344,1 10,6 07.2007 18,6 21,0 07.2008 350,3 26,4 08.2007 18,6 21,0 08.2008 337,9 25,4 09.2007 21,7 21,7 09.2008 396,8 20,9 10.2007 21,7 21,7 10.2008 381,3 67,3 11.2007 21,7 21,7 11.2008 356,5 58,0 12.2007 21,7 21,7 12.2008 430,9 76,0
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» занулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на 1 год раньше месяцавведения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближнейпредыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 6) наносим точки месячнойдобычи 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).

/>
Рис. 6.Определение технологической эффективности ГС №1 «прямым» счетом
 
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяемдобычу нефти за 12 месяцев предыстории (325,5 т) и среднемесячную добычу в этотпериод (20,7 т). Последнюю величину откладываем на графике в видегоризонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию(01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальнымотрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратнуюдиаграмму, на которой в первом и четвертом квадратах оказалось по 6
точек, во втором – и в третьем – ни одной точки. Отсюдакоэффициент ассоциации Юла равен:
/>
Определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационнымкарточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (201,5 т) и вторые 6месяцев (124 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первуюполовину (33,6 т) и вторую половину предыстории (20,7 т). Через последние дветочки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересеченияграницы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). Вэтой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (16,4 т)и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весьпериод истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефтипроисходит только в период предыстории, а в период после воздействия базоваядобыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологическийэффект.
По количеству иположению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовойпрямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположенывыше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценкиэффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяемсуммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 4079,6 т. Отсюдасреднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 340,0 т, или на1980% больше базовой (16,4 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (340,0 т)базовую среднемесячную добычу нефти (16,4 т) и умножая полученную разность начисло месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3883,3 т), ее долюпо отношению ко всей добыче нефти после воздействия (95,2%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории(цифры в скобках на рис. 6), можно определить фактическую среднемесячную обводненностьв эти два периода времени (48,6 и 7,4%), а также, используя расчетную базовуюдобычу нефти (196,3 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (25,6т) и истории (27,2 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью,равной 61,0 и 62,5%.
Скважина №2
Показателиработы скв. №2 приведены в табл. 11

Таблица 11. Показателиработы скважины №2Предыстория 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 годраньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. вкачестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 7) наносимточки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после вводаскважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), котораяделит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяемдобычу нефти за 12 месяцев предыстории (833,9 т) и среднемесячную добычу в этотпериод (144,3 т). Последнюю величину откладываем на графике в видегоризонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию(01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезкомпрямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму,на которой в первом квадрате оказалось 4 точек, во втором квадрате –2 точки, втретьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциацииЮла равен:
/>
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационнымкарточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (437,1 т) и вторые 6месяцев (396,8 т) предыстории. Отсюда вычисляем
/>
Рис. 7.Определение технологической эффективности ГС №2 «прямым» счетом
Среднемесячную добычу за первую половину (72,9 т) и вторуюполовину предыстории (66,1 т). Через последние две точки и центр квадратнойдиаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории иистории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересеченияопределяем базовую среднемесячную добычу нефти (63,9 т) и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Такимобразом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти являетсяпостоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительногоризонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Дляколичественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин поэксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после вводаскважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Онаоказалась равной 3013,2 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействияоказалась 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 начисло месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2246,5 т), ее долюпо 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 среднемесячнуюобводненность в эти два периода времени (67,5 и 14,3%), а также, используя расчетнуюбазовую добычу нефти (766,7 т) и среднемесячную добычу воды в периодпредыстории (144,3 т) и истории (41,7 т), сопоставить с расчетной базовой среднейобводненностью, равной 69,3 и 39,5%.
Скважина №3
Показателиработы скважины №3 приведены в табл. 12.
Таблица 12. Показателиработы скважины №3Предыстория 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» занулевой отсчет времени принимаем месяц (11.2006) на 14 месяцев раньше месяцавведения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближнейпредыстории берем 14 месяцев. На график (рис. 8) 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).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяемдобычу нефти за 14 месяцев предыстории (480,9 т) и среднемесячную добычу в этотпериод (40,1 т). Последнюю величину откладываем на графике в видегоризонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию(01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальнымотрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратнуюдиаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате–1 точка, в третьем квадрате- 2 точки и в четвертом- 5 точек. Отсюдакоэффициент ассоциации Юла равен:
/>

/>
Рис. 8.Определение технологической эффективности ГС №3 «прямым» счетом
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационнымкарточкам определяем добычу нефти за первые 7 месяцев (260,4 т) и вторые 7месяцев (220,5 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первуюполовину (43,4 т) и вторую половину предыстории
(36,8 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммыпроводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008– дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовуюсреднемесячную 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 впериод после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей,что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительногоризонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Дляколичественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационнымкарточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатациюна дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной3561,9 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной296,8 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 начисло месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3155,0 т), еедолю 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 среднемесячнуюобводненность в эти два периода времени (63,7 и 16,6%), а также, используя расчетнуюбазовую добычу нефти (406,9 т) и среднемесячную добычу воды в периодпредыстории (70,2 т) и истории (63,5 т), сопоставить с расчетной базовой среднейобводненностью, равной 67,4 и 39,5%.
Скважина №4
Показателиработы скважины №4 приведены в табл. 13
Таблица 13. Показателиработы скважины №4Предыстория 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
В координатах«месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаеммесяц (08.2005) на 20 месяцев раньше месяца введения горизонтальных скважин избурения (02.2007), т.е. в качестве ближней предыстории берем 20 месяцев. Награфик (рис. 9) наносим точки месячной добычи из указанной скважины помесяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямуюточку (02.2007), которая делит время на две части (до и после ввода скважины вэксплуатацию).
/>
Рис. 9.Определение технологической эффективности ГС №4 «прямым» счетом

Далее по эксплуатационнымкарточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 20 месяцев предыстории(988,9 т) и среднемесячную добычу в этот период (49,4 т). Последнюю величинуоткладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцемввода скважин в эксплуатацию (02.2007). Затем период предыстории делим на дверавные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предысториипревратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 9точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 6 точек и в четвертом-4 точки. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
/>
Поскольку КаЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденциюизменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационнымкарточкам определяем добычу нефти за первые 10 месяцев (523,9 т) и вторые 10месяцев (465,0 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первуюполовину (52,4 т) и вторую половину предыстории (46,5 т). Через последние дветочки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересеченияграницы предыстории и истории (02.2007 – дата ввода скважин в эксплуатацию). Вэтой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (44,7 т)и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь периодистории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефтипроисходит только в период предыстории, а в период после воздействия базоваядобыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижаеттехнологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействияотносительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественныйэффект (все 23 из 23 точек расположены выше базовой горизонтали) и егодинамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальныхскважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти послеввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.02.2007 по 1.01.2009 гг.).Она оказалась равной 6454,2 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти послевоздействия оказалась равной 280,6 т, или на 530% больше базовой (44,7 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (280,6 т)базовую среднемесячную добычу нефти (44,7 т) и умножая полученную разность начисло месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (5425,3 т), еедолю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (84,1%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории(цифры в скобках на рис. 9), можно определить фактическую среднемесячнуюобводненность в эти два периода времени (71,5 и 9,6%), а также, используя расчетнуюбазовую добычу нефти (1028,9 т) и среднемесячную добычу воды в периодпредыстории (123,7 т) и истории (29,7 т), сопоставить с расчетной базовойсредней обводненностью, равной 73,4 и 39,9%.
Скважина №5
Показателиработы скважины №5 приведены в табл. 14.
Таблица 14. Показателиработы скважины №5Предыстория История Дата Добыча за месяц, т Дата Добыча за месяц, т нефть вода нефть вода 06.2006 133,3 162,9 09.2007 260,4 22,6 07.2006 127,1 168,5 10.2007 263,5 29,3 08.2006 120,9 181,4 11.2007 257,3 25,4 09.2006 117,8 184,3 12.2007 254,2 31,4 10.2006 127,1 149,2 01.2008 275,9 20,8 11.2006 130,2 165,7 02.2008 263,5 22,9 12.2006 127,1 168,5 03.2008 266,6 26,4 01.2007 120,9 167,0 04.2008 272,8 33,7 02.2007 117,8 169,5 05.2008 275,9 30,7 03.2007 114,7 172,1 06.2008 269,7 36,8 04.2007 117,8 149,9 07.2008 272,8 33,7 05.2007 120,9 147,8 08.2008 275,9 34,1 06.2007 229,4 14,6 09.2008 282,1 24,5 07.2007 229,4 17,3 10.2008 285,2 28,2 08.2007 269,7 14,2 11.2008 279 34,5 12.2008 269,7 43,9
В координатах«месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаеммесяц (06.2006) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения(06.2007), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график(рис. 10) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины вэксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (06.2007), которая делит времяна две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
/>
Рис. 10.Определение технологической эффективности ГС №5 «прямым» счетом
 
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяемдобычу нефти за 12 месяцев предыстории (1475,6 т) и среднемесячную добычу в этотпериод (123,0 т). Последнюю величину откладываем на графике в видегоризонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию(06.2007). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальнымотрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратнуюдиаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 4 точки, во втором квадрате–2 точки, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюдакоэффициент ассоциации Юла равен:
/>
Далееопределяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационнымкарточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев
(756,4 т) ивторые 6 месяцев (719,2 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычуза первую половину (126,1 т) и вторую половину предыстории (119,9 т). Черезпоследние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границыпредыстории и истории (06.2007 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этойточке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (117,8 т) и изнее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь период истории(последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходиттолько в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефтиявляется постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологическийэффект.
По количеству и положению точек после начала воздействияотносительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественныйэффект (все 19 из 19 точек расположены выше базовой горизонтали) и егодинамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальныхскважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти послеввода 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 послевоздействия оказалась равной 265,9 т, или на 130% больше базовой (117,8 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти послевоздействия (265,9 т) базовую среднемесячную добычу нефти (117,8 т) и умножаяполученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытойнефти (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 среднемесячнуюобводненность в эти два периода времени (57,3 и 9,3%), а также, используя расчетнуюбазовую добычу нефти (1413,6 т) и среднемесячную добычу воды в периодпредыстории (165,2 т) и истории (27,3 т), сопоставить с расчетной базовойсредней обводненностью, равной 58,4 и 18,8%.
Скважина №6
Показателиработы скважины №6 приведены в табл. 15
Таблица 15. Показателиработы скважины №6Предыстория 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 принимаеммесяц (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 вэксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит времяна две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
/>
Рис. 11.Определение технологической эффективности ГС №6 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяемдобычу нефти за 12 месяцев предыстории (874,2 т) и среднемесячную добычу в этотпериод (72,9 т). Последнюю величину откладываем на графике в видегоризонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию(01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальнымотрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратнуюдиаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате –ни одной точки, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюдакоэффициент ассоциации Юла равен:
/>
Далееопределяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационнымкарточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (477,4 т) и вторые 6месяцев (396,8 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первуюполовину (79,6 т) и вторую половину предыстории (66,1 т). Через последние дветочки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересеченияграницы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). Вэтой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (61,7 т)и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь периодистории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефтипроисходит только в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефтиявляется постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологическийэффект.
По количеству и положению точек после начала воздействияотносительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественныйэффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и егодинамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальныхскважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти послеввода 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 воздействияоказалась равной 309,2 т, или на 402% больше базовой (61,7 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти послевоздействия (309,2 т) базовую среднемесячную добычу нефти (61,7 т) и умножаяполученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытойнефти (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 среднемесячнуюобводненность в эти два периода времени (76,4 и 5,2%), а также, используя расчетнуюбазовую добычу нефти (739,9 т) и среднемесячную добычу воды в периодпредыстории (236,1 т) и истории (16,8 т), сопоставить с расчетной базовойсредней обводненностью, равной 79,3 и 21,5%.
Скважина №7
Показателиработы скважины №7 приведены в табл. 16
Таблица 16. Показателиработы скважины №7Предыстория 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 принимаеммесяц (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 добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины вэксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит времяна две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
/>
Рис. 12.Определение технологической эффективности ГС №7 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяемдобычу нефти за 12 месяцев предыстории (1308,2 т) и среднемесячную добычу вэтот период (109,0 т). Последнюю величину откладываем на графике в видегоризонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию(01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальнымотрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратнуюдиаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором квадрате–1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюдакоэффициент ассоциации Юла равен:
/>
Далееопределяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационнымкарточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (678,9 т) и вторые 6месяцев (629,3 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первуюполовину (113,2 т) и вторую половину предыстории (104,9 т). Через последние дветочки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересеченияграницы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). Вэтой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (102,1 т)и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь периодистории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефтипроисходит только в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефтиявляется постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологическийэффект.
По количеству и положению точек после начала воздействияотносительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественныйэффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и егодинамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальныхскважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти послеввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.).Она оказалась равной 3344,9 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти послевоздействия оказалась равной 278,7 т, или на 163% больше базовой (102,1 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти послевоздействия (278,7 т) базовую среднемесячную добычу нефти (102,1 т) и умножаяполученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытойнефти (2119,4 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия(63,4%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории(цифры в скобках на рис. 12), можно определить фактическую среднемесячнуюобводненность в эти два периода времени (67,8 и 13,4%), а также, используя расчетнуюбазовую добычу нефти (1225,5 т) и среднемесячную добычу воды в периодпредыстории (229,9 т) и истории (43,2 т), сопоставить с расчетной базовойсредней обводненностью, равной 69,2 и 29,7%.
Скважина №8
Показателиработы скважины №8 приведены в табл. 17.
Таблица 17. Показателиработы скважины №8Предыстория История Дата Добыча за месяц, т Дата Добыча за месяц, т нефть вода нефть вода 01.2007 158,1 129,4 01.2008 266,6 20,1 02.2007 142,6 167,4 02.2008 269,7 17,2 03.2007 148,8 181,9 03.2008 266,6 11,1 04.2007 151,9 218,6 04.2008 235,6 12,4 05.2007 151,9 227,9 05.2008 266,6 23,2 06.2007 145,7 218,6 06.2008 257,3 19,4 07.2007 139,5 209,3 07.2008 260,4 49,6 08.2007 133,3 217,5 08.2008 244,9 57,4 09.2007 139,5 227,6 09.2008 226,3 75,4 10.2007 130,2 172,6 10.2008 260,4 42,4 11.2007 136,4 173,6 11.2008 279 49,2 12.2007 155 214,0 12.2008 257,3 28,6
В координатах«месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаеммесяц (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. 13) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины вэксплуатацию.
Проводимвертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до ипосле ввода скважины в эксплуатацию).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяемдобычу нефти за 12 месяцев предыстории (1732,9 т) и среднемесячную добычу вэтот период (144,4 т). Последнюю величину откладываем на графике в видегоризонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию(01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальнымотрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратнуюдиаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором квадрате–1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюдакоэффициент ассоциации Юла равен:
/>
 
/>
Рис. 13.Определение технологической эффективности ГС №8 «прямым» счетом
Поскольку КаЮлбольше 0,7, считаемтренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным идостаточно надежным.
Далееопределяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационнымкарточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (899,0 т) и вторые 6месяцев (833,9 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первуюполовину (149,8 т) и вторую половину предыстории (139,0 т). Через последние дветочки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересеченияграницы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). Вэтой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (135,4 т)и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь периодистории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефтипроисходит только в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча
нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижаеттехнологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействияотносительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественныйэффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и егодинамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальныхскважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти послеввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.).Она оказалась равной 3090,7 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти послевоздействия оказалась равной 257,6 т, или на 90% больше базовой (135,4 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти послевоздействия (257,6 т) базовую среднемесячную добычу нефти (135,4 т) и умножаяполученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытойнефти (1446,3 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия(47,4%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории(цифры в скобках на рис. 13), можно определить фактическую среднемесячнуюобводненность в эти два периода времени (57,3 и 11,3%), а также, используя расчетнуюбазовую добычу нефти (1624,4 т) и среднемесячную добычу воды в периодпредыстории (194,0 т) и истории (32,9 т), сопоставить с расчетной базовойсредней обводненностью, равной 58,9 и 19,6%.
Скважина №9
Показателиработы скважины №9 приведены в табл. 18
В координатах«месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаеммесяц (08.2006) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения(08.2007), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график(рис. 14) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины вэксплуатацию.
Проводимвертикальную прямую точку (08.2007), которая делит время на две части (до ипосле ввода скважины в эксплуатацию).
Таблица 18. Показателиработы скважины №9Предыстория История Дата Добыча за месяц, т Дата Добыча за месяц, т нефть вода нефть вода 08.2006 117,8 200,6 08.2007 275,9 0,0 09.2006 111,6 207,3 09.2007 291,4 5,9 10.2006 114,7 187,1 10.2007 288,3 8,9 11.2006 111,6 190,0 11.2007 269,7 17,2 12.2006 114,7 179,4 12.2007 269,7 23,5 01.2007 105,4 214,0 01.2008 266,6 26,4 02.2007 102,3 198,6 02.2008 263,5 32,6 03.2007 96,1 213,9 03.2008 285,2 42,6 04.2007 96,1 204,2 04.2008 288,3 54,9 05.2007 105,4 187,4 05.2008 325,5 66,7 06.2007 108,5 201,5 06.2008 337,9 79,3 07.2007 102,3 174,2 07.2008 334,8 89,0 08.2008 344,1 97,1 09.2008 350,3 110,6 10.2008 353,4 117,8 11.2008 356,5 112,6 12.2008 347,2 92,3
 
Далее поэксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12месяцев предыстории (1286,5 т) и среднемесячную
добычу в этот период (107,2 т). Последнюю величину откладываем награфике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин вэксплуатацию (08.2007). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальнымотрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратнуюдиаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором квадрате–1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюдакоэффициент ассоциации Юла равен:
/>
Поскольку КаЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденциюизменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.
/>
Рис. 14.Определение технологической эффективности ГС №9 «прямым» счетом
Далееопределяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационнымкарточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (675,8 т) и вторые 6месяцев (610,7 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первуюполовину (112,6 т) и вторую половину предыстории (101,8 т). Через последние дветочки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересеченияграницы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). Вэтой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (98,2 т)и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь периодистории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходиттолько в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефтиявляется постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологическийэффект.
По количеству и положению точек после начала воздействияотносительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественныйэффект (все 17 из 17 точек расположены выше базовой горизонтали) и егодинамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальныхскважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти послеввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.08.2007 по 1.01.2009 гг.).Она оказалась равной 5248,3 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти послевоздействия оказалась равной 308,7 т, или на 214% больше базовой (98,2 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти послевоздействия (308,7 т) базовую среднемесячную добычу нефти (98,2 т) и умножаяполученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытойнефти (3579,5 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия(68,2%).
Знаясреднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках нарис. 14), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в этидва периода времени (64,7 и 14,2%), а также, используя расчетную базовую добычунефти (1668,8 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (165,8 т) иистории (51,0 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью,равной 66,7 и 34,2%.
Скважина №10
Показателиработы скважины №10 приведены в табл. 19.

Таблица 19. Показателиработы скважины №10Предыстория История Дата Добыча за месяц, т Дата Добыча за месяц, т нефть вода нефть вода 11.2006 80,6 126,1 01.2008 322,4 24,3 12.2006 83,7 162,5 02.2008 362,7 19,1 01.2007 89,9 220,1 03.2008 390,6 24,9 02.2007 80,6 207,3 04.2008 375,1 32,6 03.2007 74,4 201,2 05.2008 356,5 26,8 04.2007 83,7 186,3 06.2008 387,5 38,3 05.2007 83,7 296,8 07.2008 362,7 31,5 06.2007 77,5 150,4 08.2008 341 37,9 07.2007 74,4 173,6 09.2008 344,1 42,5 08.2007 68,2 204,6 10.2008 337,9 33,4 09.2007 68,2 241,8 11.2008 316,2 43,1 10.2007 71,3 202,9 12.2008 313,1 42,7 11.2007 77,5 180,8 12.2007 80,6 163,6
 
В координатах«месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаеммесяц (11.2006) на 14 месяцев раньше месяца введения горизонтальных скважин избурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 14 месяцев. Награфик (рис. 15) наносим точки месячной добычи из указанной скважины помесяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию.
Проводимвертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до ипосле ввода скважины в эксплуатацию).

/>
Рис. 15. Определениетехнологической эффективности ГС №10 «прямым» счетом
 
Далее поэксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 14месяцев предыстории (1094,3 т) и среднемесячную добычу в этот период (78,2 т).Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой допересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем периодпредыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Такимобразом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой впервом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьемквадрате- 1 точка и в четвертом- 6 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юларавен:
/>
Поскольку КаЮлбольше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленными достаточно надежным.
Далееопределяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационнымкарточкам определяем добычу нефти за первые 7 месяцев (575,6 т) и вторые 7месяцев (517,7 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первуюполовину (82,4 т) и вторую половину предыстории (74,0 т). Через последние дветочки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересеченияграницы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). Вэтой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (70,4 т)и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь периодистории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефтипроисходит только в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефтиявляется постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологическийэффект.
По количеству и положению точек после начала воздействияотносительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественныйэффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и егодинамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальныхскважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти послеввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.).Она оказалась равной 4209,8 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти послевоздействия оказалась равной 350,8 т, или на 399% больше базовой (70,4 т).
Вычитая изсреднемесячной добычи нефти после воздействия (350,8 т) базовую среднемесячнуюдобычу нефти (70,4 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаемвеличину дополнительно добытой нефти (3365,6 т), ее долю по отношению ко всейдобыче нефти после воздействия (79,9%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории(цифры в скобках на рис. 15), можно определить фактическую среднемесячнуюобводненность в эти два периода времени (61,6 и 8,7%), а также, используя расчетнуюбазовую добычу нефти (844,2 т) и среднемесячную добычу воды в периодпредыстории (125,6 т) и истории (33,3 т), сопоставить с расчетной базовой среднейобводненностью, равной 64,1 и 32,1%.
Суммарная дополнительная добыча составила
Q=3883,3+2245,5+3155,0+5425,3+2814,8+2970,8+2119,4+1446,3+3579,5+3365,6=30105,5т

5.2 Определение технологической эффективности по характеристикам вытесненияпо сравнению с ВС
Скважина 2
Технологические показатели работы скважины №2 приведены в табл. 20
Таблица 20. Исходныеданные для определения технологической эффективности бурения ГС №2 по кривойобводнения при постоянном нефтесодержанииДата
Qж
Qн
Qж2
Qж× Qн
(Qн)р 1 2 3 4 5 6 1.06 209,07 89,90 43710,17 18795,37 122,49 2.06 415,74 170,50 172836,78 70883,06 191,22 3.06 631,01 248,00 398178,94 156491,52 262,82 4.06 840,26 331,70 706043,95 278715,64 332,41 5.06 1052,37 412,30 1107481,51 433891,93 402,95 6.06 1261,83 489,80 1592212,26 618043,81 472,62 7.06 1474,40 564,20 2173856,43 831856,68 543,32 8.06 1709,57 632,40 2922639,08 1081133,82 621,53 9.06 1919,57 697,50 3684759,65 1338902,01 691,37 10.06 2114,43 765,70 4470813,89 1619018,99 756,18 11.06 2321,10 827,70 5387489,36 1921171,64 824,91 12.06 2527,76 889,70 6389587,06 2248950,97 893,65 1.07 2740,33 964,10 7509434,17 2641956,67 964,35 2.07 2940,92 1032,30 8649027,60 3035914,73 1031,06 3.07 3156,20 1109,80 9961602,83 3502751,53 1102,66 4.07 3382,42 1193,50 11440744,16 4036914,58 1177,89 5.07 3605,23 1264,80 12997679,11 4559894,16 1252,00 6.07 3811,90 1326,80 14530551,71 5057623,72 1320,73 7.07 4031,90 1395,00 16256185,98 5624495,03 1393,90 8.07 4247,96 1466,30 18045135,99 6228778,89 1465,76 9.07 4451,39 1531,40 19814910,18 6816865,05 1533,42 10.07 4664,52 1599,60 21757739,21 7461364,89 1604,30 11.07 4882,67 1658,50 23840440,27 8097903,77 1676,86 12.07 5092,67 1723,60 25935260,55 8777721,41 1746,70 1.08 5315,06 1928,20 28249848,31 10248496,06 1820,66 2.08 5595,69 2194,80 31311748,98 12281420,88 1914,00 3.08 5915,38 2501,70 34991693,51 14798500,43 2020,32 4.08 6222,01 2783,80 38713385,42 17320826,29 2122,30 5.08 6514,19 3038,00 42434698,17 19790115,47 2219,48 6.08 6875,86 3341,80 47277433,20 22977744,69 2339,76 7.08 7218,07 3605,30 52100484,24 26023295,21 2453,58 8.08 7600,26 3884,30 57763926,19 29521683,31 2580,69 9.08 7906,28 4123,00 62509325,72 32597608,68 2682,47 10.08 8175,69 4349,30 66841885,73 35558522,87 2772,07 11.08 8408,19 4544,60 70697637,22 38211854,37 2849,39 12.08 8629,11 4736,80 74461509,03 40874359,91 2922,87 S 63485,22 22385,10 219788320,82 76460039,88 /> /> /> /> /> /> />
 
/>
/> />
 
/> /> />

/> (1)
/> (2)
/>
/>
/> (3)
/>
/>
/> (4)

/>
/>
КоэффициентыА, В и коэффициент по критерию Тейла, вычисленные для скважины №2 по разнымкривым обводнения приведены в табл. 21
Таблица 21. Коэффициенты,вычисленные для скважины №2Используемая кривая обводнения Коэффициенты Коэффициент по критерию Тейла А В Постоянное нефтесодержание 52,95 0,33 0,000185 Абызбаева -0,42 0,92 0,000200 Камбарова 813,07 -159785,27 0,001008 Сипачева-Посевича 0,00 0,000109 0,000240 Назарова-Сипачева 2,47 0,000162 0,000207 Максимова (1959) 5,66 0,001633 0,029388 Говорцова-Рябинина -0,33 1,13 0,006997 Пирвердяна 1701,72 -31745,86 0,000533 Сазонов -3334,37 558,85 0,000414 Максимов -2899,15 533,63 0,000467 Давыдов -10915,84 18655,37 0,001044
Показателиработы скважины №2 показаны в табл. 22
Таблица 22. Показателиэксплуатации скважины №2Дата Добыча за месяц, т Накопленная добыча, т нефть вода нефть жидкость 1.06 89,90 119,17 89,90 209,07 2.06 80,60 126,07 170,50 415,74 3.06 77,50 137,78 248,00 631,01 4.06 83,70 125,55 331,70 840,26 5.06 80,60 131,51 412,30 1052,37 6.06 77,50 131,96 489,80 1261,83 7.06 74,40 138,17 564,20 1474,40 8.06 68,20 166,97 632,40 1709,57 9.06 65,10 144,90 697,50 1919,57 10.06 68,20 126,66 765,70 2114,43 11.06 62,00 144,67 827,70 2321,10 12.06 62,00 144,67 889,70 2527,76 1.07 74,40 138,17 964,10 2740,33 2.07 68,20 132,39 1032,30 2940,92 3.07 77,50 137,78 1109,80 3156,20 4.07 83,70 142,52 1193,50 3382,42 5.07 71,30 151,51 1264,80 3605,23 6.07 62,00 144,67 1326,80 3811,90 7.07 68,20 151,80 1395,00 4031,90 8.07 71,30 144,76 1466,30 4247,96 9.07 65,10 138,34 1531,40 4451,39 10.07 68,20 144,93 1599,60 4664,52 11.07 58,90 159,25 1658,50 4882,67 12.07 65,10 144,90 1723,60 5092,67 1.08 204,60 17,79 1928,20 5315,06 2.08 266,60 14,03 2194,80 5595,69 3.08 306,90 12,79 2501,70 5915,38 4.08 282,10 24,53 2783,80 6222,01 5.08 254,20 37,98 3038,00 6514,19 6.08 303,80 57,87 3341,80 6875,86 7.08 263,50 78,71 3605,30 7218,07 8.08 279,00 103,19 3884,30 7600,26 9.08 238,70 67,33 4123,00 7906,28 10.08 226,30 43,10 4349,30 8175,69 11.08 195,30 37,20 4544,60 8408,19 12.08 192,20 28,72 4736,80 8629,11
Рассчитанныепо кривым обводнения показатели работы скважины №2 показаны в табл. 23.

Таблица 23. Рассчитанныебазовые кривыеДата Постоянное нефтесодержание абызбаева Назарова-Сипачева Сипачева-Посевича 1.06 122,49 90,86 83,84 84,05 2.06 191,22 171,34 165,37 165,63 3.06 262,82 251,82 248,79 249,08 4.06 332,41 328,00 328,65 328,74 5.06 402,95 403,72 408,20 408,04 6.06 472,62 477,34 485,42 484,98 7.06 543,32 551,09 562,35 561,70 8.06 621,53 631,73 645,38 645,02 9.06 691,37 703,02 718,29 718,08 10.06 756,18 768,63 785,17 784,76 11.06 824,91 837,70 854,46 854,35 12.06 893,65 906,30 922,58 922,81 1.07 964,35 976,41 992,05 992,05 2.07 1031,06 1042,19 1056,45 1056,34 3.07 1102,66 1112,40 1124,76 1124,23 4.07 1177,89 1185,77 1195,53 1194,36 5.07 1252,00 1257,68 1263,31 1262,26 6.07 1320,73 1324,06 1324,84 1324,22 7.07 1393,90 1394,43 1389,41 1389,12 8.07 1465,76 1463,25 1452,12 1451,83 9.07 1533,42 1527,80 1510,08 1509,96 10.07 1604,30 1595,18 1569,87 1569,94 11.07 1676,86 1663,90 1629,13 1630,37 12.07 1746,70 1729,83 1685,98 1687,64 1.08 1820,66 1799,43 1757,92 1747,36 2.08 1914,00 1886,93 1849,35 1821,38 3.08 2020,32 1986,19 1953,66 1903,93 4.08 2122,30 2081,02 2052,24 1981,40 5.08 2219,48 2171,04 2144,25 2053,70 6.08 2339,76 2282,04 2256,33 2141,22 7.08 2453,58 2386,65 2358,75 2222,09 8.08 2580,69 2503,04 2470,14 2310,24 9.08 2682,47 2595,90 2560,51 2379,24 10.08 2772,07 2677,42 2641,78 2438,85 11.08 2849,39 2747,61 2711,62 2489,46 12.08 2922,87 2814,16 2778,69 2536,86

Оценкаэффективности бурения ГС №2 показана в табл. 24
Таблица 24. Дополнительнаядобыча нефтиДата 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 1821 131 131 1799 135 135 1758 133 133 133 133 2.08 1914 173 304 1887 179 314 1849 175 308 176 309 3.08 2020 201 504 1986 208 522 1954 203 510 204 512 4.08 2122 180 685 2081 187 709 2052 184 694 184 696 5.08 2219 157 842 2171 164 873 2144 162 856 161 857 6.08 2340 184 1025 2282 193 1066 2256 192 1048 189 1046 7.08 2454 150 1175 2387 159 1225 2359 161 1209 157 1203 8.08 2581 152 1327 2503 163 1387 2470 168 1377 161 1364 9.08 2682 137 1464 2596 146 1533 2561 148 1525 144 1507 10.08 2772 137 1600 2677 145 1678 2642 145 1670 142 1649 11.08 2849 118 1718 2748 125 1803 2712 125 1795 123 1772 12.08 2923 119 1837 2814 126 1929 2779 125 1920 123 1895
 
/>
Рис. 16.Зависимость Qн от Qж для скважины №2

Криваяобводнения для скважины №2 при постоянном нефтесодержании приведена на рис. 16
Криваяобводнения, полученная по формуле Абызбаева для скважины №2, приведена на рис. 17
/>
Рис. 17.Зависимость Ln(Qн) от Ln(Qж) для скважины №2
Криваяобводнения, полученная по формуле Назарова-Сипачева для скважины №2, приведенана рис. 18
/>
Рис. 18.Зависимость Qж/Qн от Qв для скважины №2
Графикифактической и базовых кривых обводнения для скважины №2 показаны на рис. 19

/>
Рис. 19.Расчет дополнительной добычи за счет бурения ГС №2
 
Скважина №1
Показателиработы скважины №1 показаны в табл. 25
Таблица 25. Показателиэксплуатации скважины №1Дата Добыча за месяц, т Накопленная добыча, т нефть вода нефть жидкость 1.06 43,40 22,36 43,40 65,76 2.06 37,20 20,93 80,60 123,88 3.06 46,50 35,08 127,10 205,46 4.06 46,50 27,31 173,60 279,27 5.06 46,50 26,16 220,10 351,93 6.06 31,00 12,66 251,10 395,59 7.06 43,40 16,05 294,50 455,04 8.06 37,20 18,32 331,70 510,56 9.06 31,00 27,49 362,70 569,05 10.06 21,70 26,52 384,40 617,28 11.06 31,00 42,81 415,40 691,09 12.06 34,10 35,49 449,50 760,68 1.07 34,10 35,49 483,60 830,27 2.07 34,10 24,69 517,70 889,06 3.07 34,10 19,18 551,80 942,34 4.07 31,00 25,36 582,80 998,71 5.07 34,10 34,10 616,90 1066,91 6.07 34,10 38,45 651,00 1139,46 7.07 18,60 20,97 669,60 1179,04 8.07 18,60 20,97 688,20 1218,61 9.07 21,70 21,70 709,90 1262,01 10.07 21,70 21,70 731,60 1305,41 11.07 21,70 21,70 753,30 1348,81 12.07 21,70 21,70 775,00 1392,21 1.08 195,30 0,00 970,30 1587,51 2.08 288,30 32,03 1258,60 1907,84 3.08 300,70 12,53 1559,30 2221,07 4.08 322,40 13,43 1881,70 2556,91 5.08 375,10 19,74 2256,80 2951,75 6.08 344,10 10,64 2600,90 3306,49 7.08 350,30 26,37 2951,20 3683,16 8.08 337,90 25,43 3289,10 4046,49 9.08 396,80 20,88 3685,90 4464,17 10.08 381,30 67,29 4067,20 4912,76 11.08 356,50 58,03 4423,70 5327,30 12.08 430,90 76,04 4854,60 5834,24
КоэффициентыА, В и коэффицинт по критерию Тейла, вычисленные для скважины №1 по разнымкривым обводнения приведены в табл. 26
Таблица 26. Коэффициенты,вычисленные для скважины №1Используемая кривая обводнения Коэффициенты Коэффициент по критерию Тейла А В 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
 

Рассчитанныепо кривым обводнения показатели работы скважины №1 показаны в табл. 27
Таблица 27. Рассчитанныебазовые кривыеДата 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
 
Оценкаэффективности бурения ГС №1 показана в табл. 28
Таблица 28. Дополнительнаядобыча нефтиДата 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 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
 
Криваяобводнения для скважины №1 при постоянном нефтесодержании приведена на рис. 20

/>
Рис. 20.Зависимость Qн от Qж для скважины №1
/>
Рис. 21.Зависимость Ln(Qн) от Ln(Qж) для скважины №1
Криваяобводнения, полученная по формуле Абызбаева для скважины №1, приведена на рис. 21
Криваяобводнения, полученная по формуле Назарова-Сипачева для скважины №1, приведенана рис. 22

/>
Рис. 22.Зависимость Qж/Qн от Qв для скважины №1
Графикифактической 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 10скважинам составила
Q=1895+1794+2024+4641+2417+2670+1993+1349+2922+2785=24490т
 

6. Расчеттехнологических показателей разработки
 
Исходныеданные для расчета показателей разработки приведены в табл. 61.
Таблица 61. Исходныеданные для расчета показателей разработкиНачальные 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
4650000
17222222
18238000
518
28
Динамика бурения скважин на ближайший год:
– добывающих
– нагнетательных
6
Количестводней работы добывающих скважин в году, перешедших с предыдущего года:
Дпер=365К(5)
где К – коэффициентэксплуатации, К=0,912
Дпер=365×0,939=332,9
Количество дней работы новых скважин Днов=160
Средний дебит нефти новых скважин qннов=8,2 т/сут
Коэффициент падения нефти из перешедших скважин Кпад=0,939
Годовая добыча нефти из новых скважин
Qннов=qннов×Nднов×Днов (6)

где Nдвв – число новых добывающих скважин
Qннов=8,2 ×6×160=7872 т
Годовая добыча нефти из переведенных скважин
Qнпер=qнпер,t×Nддей,t×Дпер (7)
Qнпер=2,1 ×518×332,88=362106,9 т
Годовая добыча нефти всего
Qн=Qннов+Qнпер (8)
Qн=7872+362106,9=369978,9 т
Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущегогода, если бы они в данном году работали без падения
Qннов,t-1=qннов,t-1×Nднов×Дпер (9)
Qннов,t-1=8,2×6 ×332,88=16377,7 т
Годовая добыча нефти из перешедших скважинпредыдущего года (если бы они работали без падения)
Qнпер,t= Qнпер,t-1 (10)
Возможная расчетная добыча нефти из всех скважинпредыдущего года (в случае работы их без падения)
Qнр=Qннов,t-1 +Qнпер,t (11)
Qнр=16377,7+362106,9=378484,6т

Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года
DQн=Qнр-Qнпер,t (12)
DQн=378484,6–362106,9=16377,7т
Процент изменения добычи нефти из скважинпредыдущего года
/> (13)
/>
Средний дебит одной скважины по нефти
/> (14)
где ддей — действующий вданном году фонд добывающих скважин. Он равен сумме действующего фондадобывающих скважин в предыдущем году, новых добывающих скважин и числуотключенных скважин в данном году.
/>
Средний дебит скважин по нефти, перешедших спредыдущего года
/> (15)
/>
Накопленная добыча нефти

/> (16)
/>
Текущий коэффициент нефтеизвлечения
/> (17)
/>
Отбор от утвержденных начальных извлекаемыхзапасов
/> (18)
/>
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов
/> (19)
/>
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов
/> (20)
/>
Средняя обводненность добываемой продукции
/> (21)
а=4, с=-0,8 в=1
/>
Годовая добыча жидкости
/> (22)
/>
Добыча жидкости с начала разработки
/> (23)
/>
Годовая закачка воды
/> (24)
а=0,2, в=1,2
/>
Годовая компенсация отбора жидкости закачкой

/> (25)
/>
Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой
/> (26)
/>
Водо-нефтянойфактор
/> (27)
/>
Динамика основныхпоказателей разработки показана в табл. 62
Таблица 62. Динамикаосновных показателей разработкиГоды Добыча, млн. т Накопленная добыча, млн. т В, % Закачка воды, млн. т Средний дебит по нефти, т/сут КИН Темп отбора от НИЗ Темп отбора от ТИЗ нефти жидкости нефти жидкости год S 2010 0,370 1,259 5,02 18,48 71,2 1,60 19,84 2,13 4,29 1,23 1,46 2011 0,353 1,234 5,37 19,72 72,1 1,56 21,40 2,01 4,59 1,18 1,41 2012 0,334 1,207 5,71 20,92 72,9 1,53 22,93 1,88 4,88 1,11 1,36 2013 0,317 1,173 6,02 22,10 73,6 1,48 24,41 1,77 5,15 1,06 1,30 2014 0,299 1,137 6,32 23,23 74,1 1,44 25,84 1,66 5,40 1,00 1,25 2015 0,283 1,098 6,61 24,33 74,7 1,38 27,23 1,55 5,65 0,94 1,20 2016 0,269 1,056 6,88 25,39 74,1 1,33 28,56 1,46 5,88 0,90 1,15 2017 0,253 1,013 7,13 26,40 75,5 1,28 29,83 1,37 6,09 0,84 1,09 2018 0,237 0,966 7,37 27,37 74,9 1,21 31,05 1,28 6,29 0,79 1,04 2019 0,220 0,917 7,58 28,2/ 76,2 1,15 32,20 1,19 6,48 0,73 0,97 2020 0,203 0,866 7,78 29,15 76,5 1,09 33,29 1,10 6,66 0,68 0,91 2021 0,189 0,811 7,98 29,96 76,8 1,02 34,31 1,04 6,82 0,63 0,85 2022 0,174 0,758 8,15 30,72 77,0 0,95 35,26 0,97 6,97 0,58 0,79 2023 0,161 0,706 8,31 61,42 77,2 0,89 36,14 0,91 7,10 0,54 0,74 2024 0,149 0,657 8,46 32,08 77,4 0,82 36,97 0,85 7,23 0,50 0,69
Динамикагодовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 56
/>
Рис. 56.Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды
Динамиканакопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 57
/>
Рис. 57.Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды

Динамика КИН,темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 58
/>
Рис. 58.Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ

Выводы ирекомендации
На 1.01.2010 г.на залежах 302–303 пробурены 109 горизонтальных скважин, в том числе набашкирские отложения – 21, на серпуховские -88. В целом за весь периодэксплуатации добыто горизонтальными скважинами 1079,25 тыс. т нефти или же 9,9тыс. т на одну скважину. При этом средний текущий дебит составил 6,3 т/сут, чтов 2,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным насерпуховский горизонт, средний дебит составил 6,5 т /сут, что в 2,6 раза выше,чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на башкирскийгоризонт, средний дебит составил 5,8 т /сут. Это в 2,3 раза выше, чем повертикальным скважинам.
Таблица 63. Сравнениепоказателей работы вертикальных и горизонтальных скважин, введенных вэксплуатацию на залежах 302–303 в период с 2001 г.Показатели Вертикальная Горизонтальная Скважин 213 109 Отработанное время, дни 325417 186687 Средняя стоимость 1 скважины 7,5 13 Накопленный отбор, т 813544 1079250 Добыто нефти на 1 скв., т 3819,5 9901,4 Добыто на 1 млн. рублей затрат, т 509,3 761,6 Средний дебит нефти, т/сут 2,5 6,3
 

Списокиспользованной литературы
1. Желтов Ю.П. Разработканефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998.
2. Желтов Ю.П.,Стрижов И.Н. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебноепособие для вузов/ Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев– М.: Недра, 1985.
3. Ибатуллин Р.Р. Теоретическиеосновы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1.Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ,2007.
4. Ибатуллин Р.Р. Теоретическиеосновы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессывоздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическоепособие. – Альметьевск: АГНИ, 2008.
5. Ибатуллин Р.Р.,Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяныхместорождений. – Альметьевск: АГНИ, 2008.
6. Муслимов Р.Х. Современныеметоды повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценкаэффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005.
7. Увеличениенефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория,практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов.– М.: Недра – Бизнесцентр, 2004.