Дипломная (вкр): Разработка нефтяных месторождений
*скв21 остановлена по технологии
Таблица 3.5
Сравнение проектных и фактических показателей разработки задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения
|
Показатели |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
|||||
|
|
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
Добыча нефти, всего, тыс. т |
52,3 |
46,814 |
44,6 |
46,2 |
НЕТ |
48,65 |
НЕТ |
45,28 |
НЕТ |
33,90 |
|
в т.ч.: из переходящих скважин |
52,3 |
46,512 |
44,6 |
46,2 |
|
44,12 |
|
45,1 |
|
33,90 |
|
из новых скважин |
- |
0,302* |
- |
- |
|
4,5 |
|
0,2 |
|
- |
|
Накопленная добыча нефти, тыс. т |
1405,6 |
1407,8 |
1450,2 |
1454,0 |
|
1502,7 |
|
1547,9 |
|
1581,838 |
|
Добыча нефтяного газа, млн. м3 |
|
5,009 |
|
4,932 |
|
5,542 |
|
5,015 |
|
3,937 |
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. |
0,4 |
0,36 |
0,42 |
0,37 |
|
0,38 |
|
0,39 |
|
0,40 |
|
Темп отбора от нач. извл. запасов, %** |
3,2 |
3,00 |
2,69 |
3,00 |
|
3,00 |
|
3,00 |
|
1,80 |
|
Темп отбора от текущих запасов, % |
17,3 |
9,00 |
17,8 |
10,00 |
|
12,00 |
|
13,00 |
|
10,30 |
|
Обводненность среднегодовая, % |
67,3 |
80 |
72,1 |
78,00 |
|
72,60 |
|
77,50 |
|
79,10 |
|
Добыча жидкости, всего, тыс. т |
160,0 |
238,27 |
160,00 |
209,70 |
|
177,50 |
|
200,90 |
|
161,78 |
|
в т.ч.: насосный способ |
160,0 |
238,27 |
160,00 |
209,70 |
|
177,50 |
|
200,90 |
|
161,78 |
|
Накопленная добыча жидкости, тыс. т |
2281,8 |
2468,9 |
2441,8 |
2680,0 |
|
2857,1 |
|
3058,0 |
|
3219,77 |
|
Закачка рабочего агента: годовая, тыс. м3 |
182,0 |
215,27 |
175 |
190 |
|
176 |
|
209 |
|
168,09 |
|
накопленная, тыс. м3 |
2875,1 |
2952,042 |
3050,1 |
3142 |
|
3317,8 |
|
3527 |
|
3695,092 |
|
Компенсация отборов жидкости в пл. усл.: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
текущая, % |
100,6 |
90,3 |
100,3 |
90,0 |
|
93,7 |
|
100,1 |
|
101,3 |
|
накопленная, % |
91,6 |
93,0 |
92,1 |
92,8 |
|
92,9 |
|
90,2 |
|
90,6 |
|
Средн. давление на устье нагн. скв., МПа |
15,0 |
14 |
15 |
14 |
|
11,6 |
|
14 |
|
2,5-16 |
|
Пластовое давление, МПа |
23,0 |
25,0 |
23,0 |
24,0 |
|
23,5 |
|
23 |
|
22,8 |
|
Коэффициент исп. фонда скв., доли ед. |
0,95 |
0,87 |
0,95 |
0,97 |
|
0,97 |
|
0,83 |
|
0,96 |
|
Коэффициент экспл. скважин, доли ед. |
0,95 |
0,87 |
0,95 |
0,97 |
|
0,95 |
|
1 |
||
|
Плотность сетки добыв. и нагн. скв., га/скв. |
15,7 |
14 |
15,7 |
14 |
|
11,5 |
|
11,2 |
|
9,5 |
|
Удельные остаточные извлек. запасы на |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 скв. добывающего фонда, тыс. т / скв. |
16,7 |
33,5 |
14,7 |
35,2 |
|
24,9 |
|
23,4 |
|
22,6 |
|
Эксплуатационное бурение, тыс. м |
- |
- |
- |
- |
|
- |
|
- |
|
- |
|
Ввод добывающих скважин, шт. |
- |
- |
- |
- |
|
- |
|
2 |
|
1 |
|
Выбытие добывающих скважин, шт. |
1 |
- |
- |
- |
|
- |
|
3 |
|
2 |
|
в т.ч.: под закачку, шт. |
- |
- |
- |
- |
|
- |
|
- |
|
|
|
Фонд дейст.добыв.скв. на конец года, шт. |
15 |
14 |
14 |
12 |
|
15 |
|
14 |
|
13 |
|
в т.ч.: фонтанных |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
0 |
|
- |
|
- |
|
ЭЦН |
12 |
12 |
11 |
9 |
|
12 |
|
10 |
|
9 |
|
ШГН |
3 |
2 |
3 |
3 |
|
3 |
|
4 |
|
4 |
|
новых |
- |
- |
- |
- |
|
- |
|
- |
|
- |
|
Перевод скважин на механ. добычу, шт. |
- |
- |
- |
- |
|
- |
|
- |
|
- |
|
Ввод нагнетательных скважин, шт. |
- |
- |
- |
- |
|
- |
|
1 |
|
- |
|
Выбытие нагнетательных скважин, шт. |
- |
- |
- |
- |
|
- |
|
1 |
|
- |
|
Действ. фонд нагн. скв. на конец года, шт. |
4 |
3 |
4 |
3 |
|
3 |
|
4*** |
|
4*** |
|
Среднесуточный дебит одной добыв. скв. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по нефти, т/сут. |
10,0 |
10,51 |
9,20 |
10,80 |
|
11,30 |
|
9,3 |
|
6,9 |
|
по жидкости, т/сут. |
30,7 |
53,48 |
32,90 |
42,70 |
|
41,30 |
|
41,40 |
|
32,90 |
|
Среднесут. приемистость нагн. скв., м3 |
131,1 |
238,7 |
126 |
182,0 |
|
169 |
|
225,1 |
|
153,5 |
* - вторые стволы
** - НИЗ = 1876 тыс. т.
*** - скв. 21 остановлена по технологии
Рис. 3.5. Динамика фонда скважин на задонско-елецкой залежи
Рис. 3.6. Динамика пластового давления задонско-елецкой залежи
Рис. 3.7. Динамика основных показателей разработки задонско-елецкой
залежи
. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
В качестве расчета в данном дипломном проекте мной был выбран анализ эффективности проводимых геолого-технических мероприятий по изоляции обводнившихся пропластков с целью более равномерной выработки пласта по толщине, а также снижения обводненности добываемой продукции.
Для расчета были взяты две скважины: 38 и 46.
.1 СКВАЖИНА 46
В январе 2006 г. были проведены изоляционные работы в скв. 46, обводнённость после проведенных работ уменьшилась с 98% до 80-88%, однако уже к середине 2006 г. достигла 98%, после чего в скважине были проведены работы по переводу на вышележащий интервал. После проведенных работ обводнённость уменьшилась с 97% до 80%.
Чтобы оценить технологическую эффективность этих работ, воспользуемся характеристиками вытеснения. Обоснованность использования характеристик вытеснения подтверждается тем, что на данной залежи разработка ведется с использованием заводнения, причем на достаточно поздней стадии. Так как на скважине у нас имеется значительная обводненность, то уместно использовать кривые обводнения. Будем использовать интегральные характеристики, так как у нас имеется большой объем накопленных промысловых данных, а, кроме того, интегральные характеристики более устойчивы и менее подвержены влиянию изменений системы разработки (хотя в нашем случае этого и не происходит).
Выберем несколько наиболее распространенных характеристик вытеснения, чтобы в дальнейшем оценить, какая из них наиболее достоверно описывает имеющуюся промысловую информацию.
Итак, возьмем следующие характеристики вытеснения:
1. Камбаров:
. Сазонов:
. Пирвердян:
Теперь нам необходимы промысловые данные по накопленной добыче нефти и
жидкости за каждый месяц работы скважины. Эти данные приведены в таблице 4.1.
Кроме того, в этой же таблице рассчитаны «производные» от Qж, которые являются аргументами в
соответствующих линейных функциях, к которым можно привести перечисленные
характеристики вытеснения.
Таблица 4.1
Данные по скв. 46
|
Дата |
Qн, тыс. т. |
Qж, тыс. т. |
Обводн., % |
ln(Qж) |
|
|
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
||||||
|
янв.04 |
49,94 |
99,80 |
88,95 |
4,603 |
0,0100 |
0,1001 |
||||||
|
фев.04 |
50,11 |
101,91 |
91,99 |
4,624 |
0,0098 |
0,0991 |
||||||
|
мар.04 |
50,36 |
104,13 |
88,98 |
4,646 |
0,0096 |
0,0980 |
||||||
|
апр.04 |
50,61 |
106,17 |
87,31 |
4,665 |
0,0094 |
0,0971 |
||||||
|
май.04 |
50,86 |
108,35 |
88,88 |
4,685 |
0,0092 |
0,0961 |
||||||
|
июн.04 |
51,05 |
110,53 |
91,17 |
4,705 |
0,0090 |
0,0951 |
||||||
|
июл.04 |
51,26 |
112,74 |
90,41 |
4,725 |
0,0089 |
0,0942 |
||||||
|
авг.04 |
51,52 |
114,79 |
87,29 |
4,743 |
0,0087 |
0,0933 |
||||||
|
сен.04 |
51,75 |
116,71 |
88,10 |
4,760 |
0,0086 |
0,0926 |
||||||
|
окт.04 |
51,92 |
118,84 |
91,95 |
4,778 |
0,0084 |
0,0917 |
||||||
|
ноя.04 |
52,02 |
119,89 |
91,09 |
4,787 |
0,0083 |
0,0913 |
||||||
|
дек.04 |
52,28 |
121,94 |
87,17 |
4,804 |
0,0082 |
0,0906 |
||||||
|
янв.05 |
52,53 |
124,07 |
88,37 |
4,821 |
0,0081 |
0,0898 |
||||||
|
фев.05 |
52,72 |
126,11 |
90,73 |
4,837 |
0,0079 |
0,0890 |
||||||
|
мар.05 |
52,91 |
128,46 |
91,87 |
4,856 |
0,0078 |
0,0882 |
||||||
|
апр.05 |
53,15 |
130,60 |
88,79 |
4,872 |
0,0077 |
0,0875 |
||||||
|
май.05 |
53,31 |
132,47 |
91,51 |
4,886 |
0,0075 |
0,0869 |
||||||
|
июн.05 |
53,44 |
134,51 |
93,39 |
4,902 |
0,0074 |
0,0862 |
||||||
|
июл.05 |
53,59 |
136,59 |
92,67 |
4,917 |
0,0073 |
0,0856 |
||||||
|
авг.05 |
53,77 |
138,55 |
91,16 |
4,931 |
0,0072 |
0,0850 |
||||||
|
сен.05 |
53,89 |
140,50 |
93,42 |
4,945 |
0,0071 |
0,0844 |
||||||
|
окт.05 |
53,99 |
142,75 |
95,65 |
4,961 |
0,0070 |
0,0837 |
||||||
|
ноя.05 |
54,07 |
144,82 |
96,33 |
4,976 |
0,0069 |
0,0831 |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
54,11 |
147,02 |
98,22 |
4,991 |
0,0068 |
0,0825 |
|
янв.06 |
54,12 |
147,74 |
97,77 |
4,995 |
0,0068 |
0,0823 |
||||||
|
фев.06 |
54,20 |
148,15 |
80,34 |
4,998 |
0,0068 |
0,0822 |
||||||
|
мар.06 |
54,25 |
148,58 |
88,30 |
5,001 |
0,0067 |
0,0820 |
||||||
|
апр.06 |
54,30 |
148,99 |
90,02 |
5,004 |
0,0067 |
0,0819 |
||||||
|
май.06 |
54,32 |
149,40 |
93,56 |
5,007 |
0,0067 |
0,0818 |
||||||
|
июн.06 |
54,34 |
149,77 |
94,67 |
5,009 |
0,0067 |
0,0817 |
||||||
|
июл.06 |
54,44 |
150,07 |
98,86 |
5,011 |
0,0067 |
0,0816 |
||||||
|
авг.06 |
54,74 |
151,16 |
70,52 |
5,018 |
0,0066 |
0,0813 |
||||||
|
сен.06 |
54,96 |
152,24 |
79,67 |
5,025 |
0,0066 |
0,0810 |
||||||
|
окт.06 |
55,21 |
153,40 |
78,24 |
5,033 |
0,0065 |
0,0807 |
||||||
|
ноя.06 |
55,39 |
154,60 |
84,82 |
5,041 |
0,0065 |
0,0804 |
||||||
|
дек.06 |
55,60 |
155,84 |
83,24 |
5,049 |
0,0064 |
0,0801 |
||||||
|
янв.07 |
55,76 |
157,05 |
86,67 |
5,057 |
0,0064 |
0,0798 |
||||||
|
фев.07 |
55,90 |
158,24 |
88,51 |
5,064 |
0,0063 |
0,0795 |
||||||
|
мар.07 |
56,04 |
159,50 |
88,72 |
5,072 |
0,0063 |
0,0792 |
||||||
|
апр.07 |
56,19 |
160,80 |
88,62 |
5,080 |
0,0062 |
0,0789 |
||||||
|
май.07 |
56,36 |
162,11 |
86,68 |
5,088 |
0,0062 |
0,0785 |
||||||
|
июн.07 |
56,48 |
163,29 |
89,86 |
5,096 |
0,0061 |
0,0783 |
||||||
|
июл.07 |
56,61 |
164,46 |
89,01 |
5,103 |
0,0061 |
0,0780 |
||||||
|
авг.07 |
56,77 |
165,62 |
85,81 |
5,110 |
0,0060 |
0,0777 |
||||||
|
сен.07 |
56,92 |
166,82 |
87,72 |
5,117 |
0,0060 |
0,0774 |
||||||
|
окт.07 |
57,07 |
167,92 |
86,34 |
5,123 |
0,0060 |
0,0772 |
||||||
|
ноя.07 |
57,21 |
168,97 |
87,17 |
5,130 |
0,0059 |
0,0769 |
||||||
|
дек.07 |
57,37 |
170,13 |
85,58 |
5,137 |
0,0059 |
0,0767 |
||||||
|
янв.08 |
57,51 |
171,20 |
87,06 |
5,143 |
0,0058 |
0,0764 |
||||||
|
фев.08 |
57,62 |
172,27 |
89,88 |
5,149 |
0,0058 |
0,0762 |
||||||
|
мар.08 |
57,74 |
173,44 |
89,87 |
5,156 |
0,0058 |
0,0759 |
||||||
|
апр.08 |
57,86 |
174,62 |
90,13 |
5,163 |
0,0057 |
0,0757 |
||||||
|
май.08 |
57,96 |
175,63 |
89,28 |
5,168 |
0,0057 |
0,0755 |
||||||
|
июн.08 |
58,11 |
176,81 |
87,52 |
5,175 |
0,0057 |
0,0752 |
||||||
|
июл.08 |
58,25 |
178,10 |
88,98 |
5,182 |
0,0056 |
0,0749 |
||||||
|
авг.08 |
58,37 |
179,26 |
90,24 |
5,189 |
0,0056 |
0,0747 |
||||||
|
сен.08 |
58,46 |
180,38 |
91,32 |
5,195 |
0,0055 |
0,0745 |
||||||
|
окт.08 |
58,56 |
181,53 |
91,29 |
5,201 |
0,0055 |
0,0742 |
||||||
|
ноя.08 |
58,67 |
182,59 |
90,24 |
5,207 |
0,0055 |
0,0740 |
||||||
|
дек.08 |
58,81 |
183,70 |
87,30 |
5,213 |
0,0054 |
0,0738 |
||||||
|
янв.09 |
58,91 |
184,75 |
90,03 |
5,219 |
0,0054 |
0,0736 |
||||||
|
фев.09 |
58,98 |
185,72 |
92,81 |
5,224 |
0,0054 |
0,0734 |
||||||
|
мар.09 |
59,07 |
186,89 |
92,18 |
5,230 |
0,0054 |
0,0731 |
||||||
|
апр.09 |
59,17 |
187,91 |
90,69 |
5,236 |
0,0053 |
0,0730 |
В этой таблице желтым цветом выделен период времени до обработки, а зеленым цветом, соответственно, - после обработки. Розовым цветом выделены месяцы сразу после проведения ГТМ.
Для начала представим на графике зависимость накопленной добычи нефти от
накопленной добычи жидкости - рисунок 4.1.
Рис. 4.1. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи
жидкости по скв. 46
На рисунке видно, что определенный эффект от изоляционных работ был, что видно по изменению характера кривой. Однако чтобы точнее оценить этот эффект, нужно использовать характеристики вытеснения.
Проводя линеаризацию зависимости Qн от Qж,
определим, какая характеристика точнее подходит под наши данные (рис. 4.2, 4.3,
4.4).
Рис. 4.2. Характеристика вытеснения Камбарова по скв. 46
Рис. 4.3. Характеристика вытеснения Сазонова по скв. 46
Рис. 4.4. Характеристика вытеснения Пирвердяна по скв. 46
Как видно из рисунков, квадрат коэффициента корреляции, наиболее близкий к единице, имеет зависимость Сазонова. (R2 = 0,9989). Это также отражено в таблице 4.1, где столбец с аргументом из этой характеристики выделен голубым цветом.
Теперь, используя характеристику вытеснения Сазонова, мы можем, основываясь на данных разработки до проведения ГТМ, экстраполировать эти данные, т.е. получить зависимость, которая бы имела место без проведения ГТМ вообще. И на том же графике мы можем построить кривую, отражающую результат проведения водоизоляционных работ (по фактическим данным). И, таким образом, мы сможем визуально оценить эффективность этого ГТМ.
Результат расчета представлен на рисунке 4.5.
Вывод по скважине 46: эффект от водоизоляционных работ как таковых был
хоть и заметным (снижение обводненности с 98% до 80%), однако весьма
непродолжительным (через полгода обводненность опять достигла 98%) (см. табл.
4.1). Последовавший же перевод скважины на вышележащий интервал позволил в
течение последующих 2,5 лет работать с обводненностью в среднем 86-87%. В целом
же технологических эффект от проведенных мероприятий можно считать
положительным.
Рис. 4.5. Результат проведения ГТМ по изоляции и переходу на вышележащий
интервал в скв. 46
.2 СКВАЖИНА 38
В апреле 2007 г. в скв. 38 были проведены изоляционные работы в задонском горизонте, после чего скважина добывает безводную нефть (обводнённость снизилась с 95% до 0%) с дебитом нефти 35,2 т/сут. Дополнительная добыча за счет данного ГТМ составила 6,455 тыс. т.
Опять же для оценки эффективности этого ГТМ воспользуемся
характеристиками вытеснения:
1.
Камбаров:
.
Сазонов:
.
Пирвердян:
В
таблице 4.2 приведены промысловые данные эксплуатации скважины, а также
расчетные величины для построения характеристик вытеснения.
Таблица 4.2
Данные по скв. 38
|
Дата |
Qн, тыс. т. |
Qж, тыс. т. |
Обводн., % |
ln(Qж) |
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
янв.05 |
84,65 |
144,04 |
79,07 |
4,97 |
0,00694 |
0,0833 |
|
фев.05 |
85,66 |
146,57 |
59,86 |
4,99 |
0,00682 |
0,0826 |
|
мар.05 |
86,43 |
149,88 |
76,95 |
5,01 |
0,00667 |
0,0817 |
|
апр.05 |
86,79 |
153,14 |
5,03 |
0,00653 |
0,0808 |
|
|
май.05 |
87,31 |
156,34 |
83,55 |
5,05 |
0,00640 |
0,0800 |
|
июн.05 |
87,78 |
159,31 |
84,35 |
5,07 |
0,00628 |
0,0792 |
|
июл.05 |
88,29 |
162,05 |
81,14 |
5,09 |
0,00617 |
0,0786 |
|
авг.05 |
88,73 |
164,73 |
83,55 |
5,10 |
0,00607 |
0,0779 |
|
сен.05 |
89,15 |
167,34 |
84,12 |
5,12 |
0,00598 |
0,0773 |
|
окт.05 |
89,50 |
170,08 |
87,26 |
5,14 |
0,00588 |
0,0767 |
|
ноя.05 |
90,22 |
172,62 |
71,44 |
5,15 |
0,00579 |
0,0761 |
|
дек.05 |
90,71 |
175,35 |
82,10 |
5,17 |
0,00570 |
0,0755 |
|
янв.06 |
91,12 |
178,03 |
84,95 |
5,18 |
0,00562 |
0,0749 |
|
фев.06 |
91,39 |
180,46 |
88,86 |
5,20 |
0,00554 |
0,0744 |
|
мар.06 |
91,70 |
183,05 |
88,06 |
5,21 |
0,00546 |
0,0739 |
|
апр.06 |
91,88 |
185,74 |
93,07 |
5,22 |
0,00538 |
0,0734 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
май.06 |
92,06 |
188,56 |
93,80 |
5,24 |
0,00530 |
0,0728 |
|
июн.06 |
92,26 |
191,22 |
92,41 |
5,25 |
0,00523 |
0,0723 |
|
июл.06 |
92,45 |
194,03 |
93,07 |
5,27 |
0,00515 |
0,0718 |
|
авг.06 |
92,57 |
197,02 |
96,02 |
5,28 |
0,00508 |
0,0712 |
|
сен.06 |
92,72 |
199,94 |
94,93 |
5,30 |
0,00500 |
0,0707 |
|
окт.06 |
92,91 |
202,89 |
93,44 |
5,31 |
0,00493 |
0,0702 |
|
ноя.06 |
93,09 |
205,71 |
93,83 |
5,33 |
0,00486 |
0,0697 |
|
дек.06 |
93,20 |
208,83 |
96,47 |
5,34 |
0,00479 |
0,0692 |
|
янв.07 |
93,30 |
211,60 |
96,50 |
5,35 |
0,00473 |
0,0687 |
|
фев.07 |
93,40 |
214,56 |
96,42 |
5,37 |
0,00466 |
0,0683 |
|
мар.07 |
93,52 |
217,52 |
95,88 |
5,38 |
0,00460 |
0,0678 |
|
апр.07 |
93,55 |
218,21 |
95,78 |
5,39 |
0,00458 |
0,0677 |
|
май.07 |
94,36 |
219,06 |
5,50 |
5,39 |
0,00456 |
0,0676 |
|
июн.07 |
95,12 |
219,87 |
5,79 |
5,39 |
0,00455 |
0,0674 |
|
июл.07 |
96,03 |
220,78 |
0,00 |
5,40 |
0,00453 |
0,0673 |
|
авг.07 |
96,99 |
221,74 |
0,00 |
5,40 |
0,00451 |
0,0672 |
|
сен.07 |
97,99 |
222,74 |
0,00 |
5,41 |
0,00449 |
0,0670 |
|
окт.07 |
98,96 |
223,71 |
0,00 |
5,41 |
0,00447 |
0,0669 |
|
ноя.07 |
99,85 |
224,60 |
0,00 |
5,41 |
0,00445 |
0,0667 |
|
дек.07 |
100,86 |
225,61 |
0,00 |
5,42 |
0,00443 |
0,0666 |
|
янв.08 |
101,84 |
226,59 |
0,00 |
5,42 |
0,00441 |
0,0664 |
|
фев.08 |
102,85 |
227,60 |
0,00 |
5,43 |
0,00439 |
0,0663 |
|
мар.08 |
103,95 |
228,70 |
0,00 |
5,43 |
0,00437 |
0,0661 |
|
апр.08 |
104,97 |
229,76 |
3,95 |
5,44 |
0,00435 |
0,0660 |
|
май.08 |
105,88 |
230,67 |
0,00 |
5,44 |
0,00434 |
0,0658 |
|
июн.08 |
106,69 |
231,51 |
4,03 |
5,44 |
0,00432 |
0,0657 |
|
июл.08 |
107,46 |
232,37 |
9,14 |
5,45 |
0,00430 |
0,0656 |
|
авг.08 |
107,98 |
233,08 |
27,34 |
5,45 |
0,00429 |
0,0655 |
|
сен.08 |
108,80 |
233,90 |
0,00 |
5,45 |
0,00428 |
0,0654 |
|
окт.08 |
109,48 |
234,65 |
8,14 |
5,46 |
0,00426 |
0,0653 |
|
ноя.08 |
110,15 |
235,40 |
11,84 |
5,46 |
0,00425 |
0,0652 |
|
дек.08 |
110,66 |
235,97 |
11,50 |
5,46 |
0,00424 |
0,0651 |
|
янв.09 |
111,22 |
236,58 |
7,04 |
5,47 |
0,00423 |
0,0650 |
|
фев.09 |
111,77 |
237,13 |
0,00 |
5,47 |
0,00422 |
0,0649 |
|
мар.09 |
112,35 |
237,73 |
3,18 |
5,47 |
0,00421 |
0,0649 |
|
апр.09 |
112,91 |
238,35 |
10,27 |
5,47 |
0,00420 |
0,0648 |
В этой таблице желтым цветом выделен период времени до обработки, а зеленым цветом, соответственно, - после обработки. Розовым цветом выделен месяц сразу после проведения ГТМ.
Для начала представим на графике зависимость накопленной добычи нефти от
накопленной добычи жидкости - рисунок 4.6.
Рис. 4.6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости по скв. 38
Определим, какая из выбранных характеристик подходит нам в наибольшей
степени (рис. 4.7, 4.8, 4.9).
Рис. 4.7. Характеристика вытеснения Камбарова по скв. 38
Рис. 4.8. Характеристика вытеснения Сазонова по скв. 38
Рис. 4.9. Характеристика вытеснения Пирвердяна по скв. 38
Основываясь на полученных квадратах коэффициентов корреляции, видим, что наиболее точно описывает наши данные характеристика Камбарова. (R2 = 0,9956). Это также видно в таблице 4.2, где столбец с аргументом из этой характеристики выделен голубым цветом.
Теперь на одном графике мы можем представить то, как пошла работа скважины после проведенной изоляции, и то, как бы работала скважина, если бы это ГТМ не было выполнено (рис. 4.10).
Вывод по скважине 38: можно сказать, что данное геолого-техническое
мероприятие по изоляции обводнившихся пропластков представляет собой пример
грамотного выбора объекта для выполнения конкретных работ, а также удачной
технической реализации этого мероприятия. Эффективность проведенных работ можно
оценить, как высокую.
Рис. 4.10. Результат проведения изоляционных работ в скв. 38
.3 ПРОГНОЗ ДОСТИЖЕНИЯ КОНЕЧНОГО КИН
В результате анализа разработки задонско-елецкой залежи встает вопрос о возможности достижения утвержденной величины коэффициента нефтеизвлечения при существующей системе разработки.
В рамках расчетной части был сделан прогноз по основным показателям разработки залежи для определения времени достижения величины конечной нефтеотдачи, а также текущей обводненности на тот момент.
В первом приближении были взяты данные за последние 11 лет разработки
(1998-2008 гг.). Эти данные представлены в таблице 4.3. На их основе были
построены кривые по трем характеристикам вытеснения:
4. Камбаров:
. Сазонов:
. Пирвердян:
Таблица 4.3
Данные разработки за период 1998-2008 гг.
|
Год |
Qн, тыс. т. |
Qж, тыс. т. |
Камбаров |
Сазонов |
Пирвердян |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1998 |
965,6 |
1355,3 |
0,000738 |
7,21 |
0,0272 |
|
1999 |
1039,5 |
1476,7 |
0,000677 |
7,30 |
0,0260 |
|
2000 |
1129,3 |
1635,7 |
0,000611 |
7,40 |
0,0247 |
|
2001 |
1216,3 |
1807,5 |
0,000553 |
7,50 |
0,0235 |
|
2002 |
1295,5 |
2023,5 |
0,000494 |
7,61 |
0,0222 |
|
2003 |
1361 |
2231,6 |
0,000448 |
7,71 |
0,0212 |
|
2004 |
1407,8 |
2469,9 |
0,000405 |
7,81 |
0,0201 |
|
2005 |
1454 |
2679,6 |
0,000373 |
7,89 |
0,0193 |
|
2006 |
1502,7 |
2857,1 |
0,00035 |
7,96 |
0,0187 |
|
2007 |
1547,9 |
3058 |
0,000327 |
8,03 |
0,0181 |
|
2008 |
1581,8 |
3219,8 |
0,000311 |
8,08 |
0,0176 |
