Рис. 4.3.5. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)
Рис. 4.3.6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)
Рис. 4.3.7. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)
Рис. 4.3.8. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №2)
Таблица 4.3.7 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№3
ДАТА
|
Добыча за месяц,т.
|
Добыча накопленная,т.
|
Нефть
|
Вода
|
Нефть
|
Жидкость
|
10.08
|
546
|
496
|
546
|
1042
|
11.08
|
600
|
561
|
1146
|
3245
|
12.08
|
727
|
1322
|
1873
|
7497
|
01.09
|
625
|
1006
|
2498
|
13380
|
02.09
|
625
|
977
|
3123
|
20865
|
03.09
|
718
|
1106
|
3841
|
30174
|
04.09
|
653
|
995
|
4494
|
41131
|
05.09
|
651
|
1065
|
5145
|
53804
|
06.09
|
609
|
1004
|
5754
|
68090
|
07.09
|
679
|
1146
|
6433
|
84201
|
08.09
|
613
|
1068
|
7046
|
101993
|
09.09
|
709
|
1063
|
7755
|
121557
|
10.09
|
670
|
1125
|
8425
|
142916
|
11.09
|
666
|
1048
|
9091
|
165989
|
Таблица 4.3.8 Рассчитанные базовые кривые
Дата
|
Абызбаев
|
Говоров-Рябинин
|
Давыдов
|
Камбаров
|
Макси-мов
|
Пост. Нефтесод.
|
Сазонов
|
10.08
|
6,367073
|
6,173217
|
-145,871
|
7219,934
|
-4,74
|
1139,46
|
-0,21865
|
11.08
|
7,004604
|
7,096609
|
1902,251
|
4755,44
|
1213,02
|
1322,82
|
1310,575
|
12.08
|
7,474564
|
7,708453
|
2016,803
|
4094,31
|
2518,71
|
1676,722
|
2276,833
|
01.09
|
7,799656
|
8,067078
|
2893,663
|
3872,465
|
3086,34
|
2166,375
|
2945,236
|
02.09
|
8,049013
|
8,345191
|
3492,406
|
3771,047
|
3494,47
|
2789,366
|
3457,926
|
03.09
|
8,256051
|
8,602922
|
3871,876
|
3715,117
|
3858,18
|
3564,172
|
3883,606
|
04.09
|
8,429907
|
8,79847
|
4200,112
|
3681,722
|
4127,26
|
4476,144
|
4241,061
|
05.09
|
8,580643
|
8,966957
|
4434,762
|
3660,06
|
4372,76
|
5530,942
|
4550,981
|
06.09
|
8,712801
|
9,106285
|
4633,89
|
3645,31
|
4574,26
|
6719,993
|
4822,703
|
07.09
|
8,831991
|
9,24521
|
4775,162
|
3634,68
|
4777,11
|
8060,942
|
5067,763
|
08.09
|
8,939575
|
9,358569
|
4905,716
|
3626,843
|
4945,59
|
9541,804
|
5288,962
|
09.09
|
9,038058
|
9,47798
|
5017,643
|
3620,874
|
5097,41
|
11170,15
|
5491,447
|
10.09
|
9,128905
|
9,581185
|
5108,237
|
3616,224
|
5243,87
|
12947,9
|
5678,232
|
11.09
|
9,2129
|
9,67594
|
5193,64
|
3612,545
|
5369,26
|
14868,31
|
5850,929
|
Коэфф. A
|
2,467206
|
-1,67636
|
6341,679
|
3589,756
|
-9994,16
|
1052,732
|
-8018,52
|
Коэфф. B
|
0,561221
|
1,245447
|
-13629,1
|
-3782645
|
1609,489
|
0,083232
|
1153,895
|
Критерий Тейла
|
0,007578
|
0,012871
|
0,049668
|
0,005903
|
1,522027
|
0,004238
|
26,16246
|
Таблица 4.3.9
Дата
|
Формула Камбарова
|
Формула Абызбаева
|
Формула Пост. Нефтесод.
|
Среднее значение
|
накопл. доб. нефть,т
|
доп.добыча
|
накопл. доб. нефть,т
|
доп.добыча
|
накопл. доб. нефть,т
|
доп.добыча
|
доп.добыча
|
за месяц
|
накопл.
|
за месяц
|
накопл.
|
за месяц
|
накопл.
|
за месяц
|
накопл.
|
07.09
|
3645,31
|
2108,69
|
2108,69
|
6080,25
|
-326,25
|
-326,25
|
6719,99
|
-965,99
|
-965,99
|
272,15
|
272,15
|
08.09
|
3634,68
|
2798,32
|
4907,01
|
6849,91
|
-416,91
|
-743,16
|
8060,94
|
-1627,94
|
-2593,93
|
251,16
|
523,31
|
09.09
|
3626,84
|
3419,16
|
8326,17
|
7627,96
|
-581,96
|
-1325,12
|
9541,80
|
-2495,80
|
-5089,74
|
113,80
|
637,10
|
10.09
|
3620,87
|
4134,13
|
12460,29
|
8417,41
|
-662,41
|
-1987,53
|
11170,15
|
-3415,15
|
-8504,89
|
18,85
|
655,96
|
11.09
|
3616,22
|
4808,78
|
17269,07
|
9217,92
|
-792,92
|
-2780,45
|
12947,90
|
-4522,90
|
-13027,79
|
-169,02
|
486,94
|
12.09
|
3612,54
|
5478,46
|
22747,52
|
10025,63
|
-934,63
|
-3715,08
|
14868,31
|
-5777,31
|
-18805,11
|
-411,16
|
75,78
|
Рис. 4.3.9. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)
Рис. 4.3.10. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)
Рис. 4.3.11. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)
Рис. 4.3.12. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №3)
5. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА
Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.
Исходные данные для расчета:
Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;
Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;
На начало планируемого года:
- накопленная добыча нефти (ΣQн), т;
- накопленная добыча жидкости (ΣQж), т;
- накопленная закачка воды (ΣQзак), м3;
- действующий фонд добывающих скважин (Nддей);
- действующий фонд нагнетательных скважин (Nндей);
Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (Nб):
- добывающих (Nдб);
- нагнетательных (Nнб).
Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения
Год
|
НБЗ, тыс.т.
|
НИЗ, тыс.т.
|
ΣQн, тыс.т.
|
ΣQж, тыс.т
|
ΣQзак, тыс. м3
|
Nддей
|
Nндей
|
Nдб
|
Nнб
|
2009
|
138322
|
69990
|
54830
|
200323
|
236577
|
307
|
196
|
3
|
1
|
Расчет показателей разработки
Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:
Дпер=365К (5.1)
Дпер= 3650,9 = 328,5
Количество дней работы новых добывающих скважин:
Днов=160
Средний дебит нефти новых добывающих скважин:
qннов=8 т/сут
Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:
Кпад=0,93
Годовая добыча нефти из новых скважин:
|
Скачать 4.63 Mb.