Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
ая добыча нефти после воздействия оказалась равной 350,8 т, или на 399% больше базовой (70,4 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (350,8 т) базовую среднемесячную добычу нефти (70,4 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3365,6 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (79,9%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис.15), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (61,6 и 8,7%), а также, используя раiетную базовую добычу нефти (844,2 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (125,6 т) и истории (33,3 т), сопоставить с раiетной базовой средней обводненностью, 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=30105,5 т
5.2 Определение технологической эффективности по характеристикам вытеснения по сравнению с ВС
Скважина 2
Технологические показатели работы скважины №2 приведены в табл. 20
Таблица 20. Исходные данные для определения технологической эффективности бурения ГС №2 по кривой обводнения при постоянном нефтесодержании
ДатаQжQнQж2Qж Qн(Qн)р1234561.06209,0789,9043710,1718795,37122,492.06415,74170,50172836,7870883,06191,223.06631,01248,00398178,94156491,52262,824.06840,26331,70706043,95278715,64332,415.061052,37412,301107481,51433891,93402,956.061261,83489,801592212,26618043,81472,627.061474,40564,202173856,43831856,68543,328.061709,57632,402922639,081081133,82621,539.061919,57697,503684759,651338902,01691,3710.062114,43765,704470813,891619018,99756,1811.062321,10827,705387489,361921171,64824,9112.062527,76889,706389587,062248950,97893,651.072740,33964,107509434,172641956,67964,352.072940,921032,308649027,603035914,731031,063.073156,201109,809961602,833502751,531102,664.073382,421193,5011440744,164036914,581177,895.073605,231264,8012997679,114559894,161252,006.073811,901326,8014530551,715057623,721320,737.074031,901395,0016256185,985624495,031393,908.074247,961466,3018045135,996228778,891465,769.074451,391531,4019814910,186816865,051533,4210.074664,521599,6021757739,217461364,891604,3011.074882,671658,5023840440,278097903,771676,8612.075092,671723,6025935260,558777721,411746,701.085315,061928,2028249848,3110248496,061820,662.085595,692194,8031311748,9812281420,881914,003.085915,382501,7034991693,5114798500,432020,324.086222,012783,8038713385,4217320826,292122,305.086514,193038,0042434698,1719790115,472219,486.086875,863341,8047277433,2022977744,692339,767.087218,073605,3052100484,2426023295,212453,588.087600,263884,3057763926,1929521683,312580,699.087906,284123,0062509325,7232597608,682682,4710.088175,694349,3066841885,7335558522,872772,0711.088408,194544,6070697637,2238211854,372849,3912.088629,114736,8074461509,0340874359,912922,8763485,2222385,10219788320,8276460039,88
(1)
(2)
(3)
(4)
Коэффициенты А, В и коэффициент по критерию Тейла, вычисленные для скважины №2 по разным кривым обводнения приведены в табл. 21
Таблица 21. Коэффициенты, вычисленные для скважины №2
Используемая кривая обводненияКоэффициентыКоэффициент по критерию ТейлаАВПостоянное нефтесодержание52,950,330,000185Абызбаева-0,420,920,000200Камбарова813,07-159785,270,001008Сипачева-Посевича0,000,0001090,000240Назарова-Сипачева2,470,0001620,000207Максимова (1959)5,660,0016330,029388Говорцова-Рябинина-0,331,130,006997Пирвердяна1701,72-31745,860,000533Сазонов-3334,37558,850,000414Максимов-2899,15533,630,000467Давыдов-10915,8418655,370,001044
Показатели работы скважины №2 показаны в табл. 22
Таблица 22. Показатели эксплуатации скважины №2
ДатаДобыча за месяц, тНакопленная добыча, тнефтьводанефтьжидкость1.0689,90119,1789,90209,072.0680,60126,07170,50415,743.0677,50137,78248,00631,014.0683,70125,55331,70840,265.0680,60131,51412,301052,376.0677,50131,96489,801261,837.0674,40138,17564,201474,408.0668,20166,97632,401709,579.0665,10144,90697,501919,5710.0668,20126,66765,702114,4311.0662,00144,67827,702321,1012.0662,00144,67889,702527,761.0774,40138,17964,102740,332.0768,20132,391032,302940,923.0777,50137,781109,803156,204.0783,70142,521193,503382,425.0771,30151,511264,803605,236.0762,00144,671326,803811,907.0768,20151,801395,004031,908.0771,30144,761466,304247,969.0765,10138,341531,404451,3910.0768,20144,931599,604664,5211.0758,90159,251658,504882,6712.0765,10144,901723,605092,671.08204,6017,791928,205315,062.08266,6014,032194,805595,693.08306,9012,792501,705915,384.08282,1024,532783,806222,015.08254,2037,983038,006514,196.08303,8057,873341,806875,867.08263,5078,713605,307218,078.08279,00103,193884,307600,269.08238,7067,334123,007906,2810.08226,3043,104349,308175,6911.08195,3037,204544,608408,1912.08192,2028,724736,808629,11
Расiитанные по кривым обводнения показатели работы скважины №2 показаны в табл. 23.
Таблица 23. Расiитанные базовые кривые
ДатаПостоянное нефтесодержаниеабызбаеваНазарова-СипачеваСипачева-Посевича1.06122,4990,8683,8484,052.06191,22171,34165,37165,633.06262,82251,82248,79249,084.06332,41328,00328,65328,745.06402,95403,72408,20408,046.06472,62477,34485,42484,987.06543,32551,09562,35561,708.06621,53631,73645,38645,029.06691,37703,02718,29718,0810.06756,18768,63785,17784,7611.06824,91837,70854,46854,3512.06893,65906,30922,58922,811.07964,35976,41992,05992,052.071031,061042,191056,451056,343.071102,661112,401124,761124,234.071177,891185,771195,531194,365.071252,001257,681263,311262,266.071320,731324,061324,841324,227.071393,901394,431389,411389,128.071465,761463,251452,121451,839.071533,421527,801510,081509,9610.071604,301595,181569,871569,9411.071676,861663,901629,131630,3712.071746,701729,831685,981687,641.081820,661799,431757,921747,362.081914,001886,931849,351821,383.082020,321986,191953,661903,934.082122,302081,022052,241981,405.082219,482171,042144,252053,706.082339,762282,042256,332141,227.082453,582386,652358,752222,098.082580,692503,042470,142310,249.082682,472595,902560,512379,2410.082772,072677,422641,782438,8511.082849,392747,612711,622489,4612.082922,872814,162778,692536,86Оценка эффективности бурения ГС №2 показана в табл. 24
Таблица 24. Дополнительная добыча нефти
ДатаФормула при постоянном нефтесодержанииФормула АбызбаеваФормула Назарова-СипачеваСреднее значениеНак. добыча нефти, базовая, тдоп. добыча нефти, тНак. добыча нефти, базовая, тдоп. добыча нефти, тНак. добыча нефти, базовая, тдоп. добыча нефти, тдоп. добыча нефти, тза месяцнак.за месяцнак.за месяцнак.за месяцнак.1.081821131131179913513517581331331331332.081914173304188717931418491753081763093.082020201504198620852219542035102045124.082122180685208118770920521846941846965.082219157842217116487321441628561618576.0823401841025228219310662256192104818910467.0824541501175238715912252359161120915712038.0825811521327250316313872470168137716113649.08268213714642596146153325611481525144150710.08277213716002677145167826421451670142164911.08284911817182748125180327121251795123177212.082923119183728141261929277912519201231895
Рис.16. Зависимость Qн от Qж для скважины №2
Кривая обводнения для скважины №2 при постоянном нефтесодержании приведена на рис.16
Кривая обводнения, полученная по формуле Абызбаева для скважины №2, приведена на рис.17
Рис.17. Зависимость Ln(Qн) от Ln(Qж) для скважины №2
Кривая обводнения, полученная по формуле На