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

Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 9), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (71,5 и 9,6%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1028,9 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (123,7 т) и истории (29,7 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 73,4 и 39,9%.

Скважина №5

Показатели работы скважины №5 приведены в табл. 14.

Таблица 14. Показатели работы скважины №5

Предыстория	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 принимаем месяц (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 в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (06.2007), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).

Рис. 10. Определение технологической эффективности ГС №5 «прямым» счетом

Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1475,6 т) и среднемесячную добычу в этот период (123,0 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (06.2007). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 4 точки, во втором квадрате -2 точки, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев

(756,4 т) и вторые 6 месяцев (719,2 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (126,1 т) и вторую половину предыстории (119,9 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (06.2007 - дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (117,8 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 в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 19 из 19 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода 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 после воздействия оказалась равной 265,9 т, или на 130% больше базовой (117,8 т).

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (265,9 т) базовую среднемесячную добычу нефти (117,8 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (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 среднемесячную обводненность в эти два периода времени (57,3 и 9,3%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1413,6 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (165,2 т) и истории (27,3 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 58,4 и 18,8%.

Скважина №6

Показатели работы скважины №6 приведены в табл. 15

Таблица 15. Показатели работы скважины №6

Предыстория	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 принимаем месяц (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 в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).

Рис. 11. Определение технологической эффективности ГС №6 «прямым» счетом

Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (874,2 т) и среднемесячную добычу в этот период (72,9 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате - ни одной точки, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (477,4 т) и вторые 6 месяцев (396,8 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (79,6 т) и вторую половину предыстории (66,1 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 - дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (61,7 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 в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода 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 воздействия оказалась равной 309,2 т, или на 402% больше базовой (61,7 т).

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (309,2 т) базовую среднемесячную добычу нефти (61,7 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (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 среднемесячную обводненность в эти два периода времени (76,4 и 5,2%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (739,9 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (236,1 т) и истории (16,8 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 79,3 и 21,5%.

Скважина №7

Показатели работы скважины №7 приведены в табл. 16

Таблица 16. Показатели работы скважины №7

Предыстория	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 принимаем месяц (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 в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).

Рис. 12. Определение технологической эффективности ГС №7 «прямым» счетом

Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1308,2 т) и среднемесячную добычу в этот период (109,0 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором квадрате -1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (678,9 т) и вторые 6 месяцев (629,3 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (113,2 т) и вторую половину предыстории (104,9 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 - дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (102,1 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 в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода 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 после воздействия оказалась равной 278,7 т, или на 163% больше базовой (102,1 т).

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (278,7 т) базовую среднемесячную добычу нефти (102,1 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (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 среднемесячную обводненность в эти два периода времени (67,8 и 13,4%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1225,5 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (229,9 т) и истории (43,2 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 69,2 и 29,7%.

Скважина №8

Показатели работы скважины №8 приведены в табл. 17.

Таблица 17. Показатели работы скважины №8

Предыстория	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 принимаем месяц (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 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 определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1732,9 т) и среднемесячную добычу в этот период (144,4 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором квадрате -1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Рис. 13. Определение технологической эффективности ГС №8 «прямым» счетом

Поскольку К_аЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (899,0 т) и вторые 6 месяцев (833,9 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (149,8 т) и вторую половину предыстории (139,0 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 - дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (135,4 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 в период после воздействия базовая добыча

нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода 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 после воздействия оказалась равной 257,6 т, или на 90% больше базовой (135,4 т).

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (257,6 т) базовую среднемесячную добычу нефти (135,4 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (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 среднемесячную обводненность в эти два периода времени (57,3 и 11,3%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1624,4 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (194,0 т) и истории (32,9 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 58,9 и 19,6%.

Скважина №9

Показатели работы скважины №9 приведены в табл. 18

В координатах «месячная добыча нефти - календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (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 в эксплуатацию.

Проводим вертикальную прямую точку (08.2007), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).

Таблица 18. Показатели работы скважины №9

Предыстория	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 по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1286,5 т) и среднемесячную

добычу в этот период (107,2 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (08.2007). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором квадрате -1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Поскольку К_аЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Рис. 14. Определение технологической эффективности ГС №9 «прямым» счетом

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (675,8 т) и вторые 6 месяцев (610,7 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (112,6 т) и вторую половину предыстории (101,8 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 - дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (98,2 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 в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 17 из 17 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода 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 после воздействия оказалась равной 308,7 т, или на 214% больше базовой (98,2 т).

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (308,7 т) базовую среднемесячную добычу нефти (98,2 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3579,5 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (68,2%).

Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 14), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (64,7 и 14,2%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1668,8 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (165,8 т) и истории (51,0 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 66,7 и 34,2%.

Скважина №10

Показатели работы скважины №10 приведены в табл. 19.

Таблица 19. Показатели работы скважины №10

Предыстория	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 принимаем месяц (11.2006) на 14 месяцев раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 14 месяцев. На график (рис. 15) наносим точки месячной добычи 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. 15. Определение технологической эффективности ГС №10 «прямым» счетом

Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 14 месяцев предыстории (1094,3 т) и среднемесячную добычу в этот период (78,2 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате -1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 6 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Поскольку К_аЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 7 месяцев (575,6 т) и вторые 7 месяцев (517,7 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (82,4 т) и вторую половину предыстории (74,0 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 - дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (70,4 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 в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода 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 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 расчетную базовую добычу нефти (844,2 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (125,6 т) и истории (33,3 т), сопоставить с расчетной 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

Дата	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
	63485,22	22385,10	219788320,82	76460039,88

 (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 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

Показатели работы скважины №2 показаны в табл. 22

Таблица 22. Показатели эксплуатации скважины №2

Дата	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

Рассчитанные по кривым обводнения показатели работы скважины №2 показаны в табл. 23.

Таблица 23. Рассчитанные базовые кривые

Дата	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

Оценка эффективности бурения ГС №2 показана в табл. 24

Таблица 24. Дополнительная добыча нефти

Дата	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 Q_н от Q_ж 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(Q_н) от Ln(Q_ж) для скважины №2

Кривая обводнения, полученная по формуле Назарова-Сипачева для скважины №2, приведена на рис. 18

Рис. 18. Зависимость Q_ж/Q_н от Q_в для скважины №2

Графики фактической и базовых кривых обводнения для скважины №2 показаны на рис. 19



Рис. 19. Расчет дополнительной добычи за счет бурения ГС №2

Скважина №1

Показатели работы скважины №1 показаны в табл. 25

Таблица 25. Показатели эксплуатации скважины №1

Дата	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

Коэффициенты А, В и коэффицинт по критерию Тейла, вычисленные для скважины №1 по разным кривым обводнения приведены в табл. 26

Таблица 26. Коэффициенты, вычисленные для скважины №1

Используемая 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

Рассчитанные по кривым обводнения показатели работы скважины №1 показаны в табл. 27

Таблица 27. Рассчитанные базовые кривые

Дата	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

Оценка эффективности бурения ГС №1 показана в табл. 28

Таблица 28. Дополнительная добыча нефти

Дата	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

Кривая обводнения для скважины №1 при постоянном нефтесодержании приведена на рис. 20



Рис. 20. Зависимость Q_н от Q_ж для скважины №1

Рис. 21. Зависимость Ln(Q_н) от Ln(Q_ж) 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 Q_ж/Q_н от Q_в 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:

Д_пер=365К (5)

где К - коэффициент эксплуатации, К=0,912

Д_пер=3650,939=332,9

Количество дней работы новых скважин Д_нов=160

Средний дебит нефти новых скважин q_н^нов=8,2 т/сут

Коэффициент падения нефти из перешедших скважин К_пад=0,939

Годовая добыча нефти из новых скважин

Q_н^нов=q_н^новN_д^новД_нов (6)

где N_д^вв - число новых добывающих скважин

Q_н^нов=8,2 6160=7872 т

Годовая добыча нефти из переведенных скважин

Q_н^пер=q_н^пер,tN_д^дей,t Д_пер (7)

Q_н^пер=2,1 518 332,88=362106,9 т

Годовая добыча нефти всего

Q_н=Q_н^нов+Q_н^пер (8)

Q_н=7872+362106,9=369978,9 т

Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения

Q_н^нов,t-1=q_н^нов,t-1N_д^новД_пер (9)

Q_н^нов,t-1=8,26 332,88=16377,7 т

Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года (если бы они работали без падения)

Q_н^пер,t= Q_н^пер,t-1 (10)

Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения)

Q_н^р=Q_н^нов,t-1 +Q_н^пер,t (11)

Q_н^р=16377,7+362106,9=378484,6 т

Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года

Q_н= Q_н^р-Q_н^пер,t (12)

Q_н= 378484,6-362106,9=16377,7 т

Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года

(13)

Средний дебит одной скважины по нефти

(14)

где _д^дей - 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
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

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 56

Рис. 56. Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды

Динамика накопленной 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 и рекомендации

На 1.01.2010 г. на залежах 302-303 пробурены 109 горизонтальных скважин, в том числе на башкирские отложения - 21, на серпуховские -88. В целом за весь период эксплуатации добыто горизонтальными скважинами 1079,25 тыс. т нефти или же 9,9 тыс. т на одну скважину. При этом средний текущий дебит составил 6,3 т/сут, что в 2,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на серпуховский горизонт, средний дебит составил 6,5 т /сут, что в 2,6 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на башкирский горизонт, средний дебит составил 5,8 т /сут. Это в 2,3 раза выше, чем по вертикальным скважинам.

Таблица 63. Сравнение показателей работы вертикальных и горизонтальных скважин, введенных в эксплуатацию 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

Список использованной литературы

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998.

2. Желтов Ю.П., Стрижов И.Н. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебное пособие для вузов/ Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев - М.: Недра, 1985.

3. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2007.

4. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2008.

5. Ибатуллин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяных месторождений. - Альметьевск: АГНИ, 2008.

6. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. - Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005.

7. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. - М.: Недра - Бизнесцентр, 2004.