Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ ЛН
Кривая обводнения 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
Кривая обводнения, полученная по формуле Абызбаева для скважины №1, приведена на рис. 21
Кривая обводнения, полученная по формуле Назарова-Сипачева для скважины №1, приведена на рис. 22
Рис. 22. Зависимость Qж/Qн от Qв для скважины №1
Графики фактической и базовых кривых обводнения для скважины №1 показаны на рис. 23
Рис. 23. Расчет дополнительной добычи за счет бурения ГС №1
Средняя накопленная дополнительная добыча по 10 скважинам составила
Q=1895+1794+2024+4641+2417+2670+1993+1349+2922+2785=24490 т
6. Расчет технологических показателей разработки
Исходные данные для расчета показателей разработки приведены в табл. 61.
Таблица 61. Исходные данные для расчета показателей разработки
|
Начальные балансовые запасы (НБЗ), т |
117000000 |
|
Начальные извлекаемые запасы (НИЗ), т |
30000000 |
|
На начало планируемого года: – накопленная добыча нефти, т – накопленная добыча жидкости, т – накопленная закачка воды, м3 – действующий фонд добывающих скважин – действующий фонд нагнетательных скважин |
4650000 17222222 18238000 518 28 |
|
Динамика бурения скважин на ближайший год: – добывающих – нагнетательных |
6 0 |
Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с предыдущего года:
Дпер=365К (5)
где К – коэффициент эксплуатации, 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 предыдущего года, 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 скважин предыдущего года (если бы они работали без падения)
Qнпер,t= Qнпер,t-1 (10)
Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения)
Qнр=Qннов,t-1 +Qнпер,t (11)
Qнр=16377,7+362106,9=378484,6 т
Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года
DQн= Qнр-Qнпер,t (12)
DQн= 378484,6–362106,9=16377,7 т
Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года
(13)
Средний дебит одной скважины по нефти
(14)
где ддей - действующий в данном году фонд добывающих скважин. Он равен сумме действующего фонда добывающих скважин в предыдущем году, новых добывающих скважин и числу отключенных скважин в данном году.
Средний дебит скважин по нефти, перешедших с предыдущего года
(15)
Накопленная добыча нефти
(16)
Текущий коэффициент нефтеизвлечения
(17)
Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов
(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-нефтяной фактор
(27)
Динамика основных показателей разработки показана в табл. 62
Таблица 62. Динамика основных показателей разработки
|
Годы |
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 |
