184
где
t
– порядковый номер расчётного года (
t
= 1, 2, 3, 4, 5);
q
0
– до-
быча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере
за 10-й год;
e
= 2,718 – основание натуральных логарифмов;
Q
ост
–
остаточные извлекаемые запасы нефти (разность между начальны-
ми извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на нача-
ло расчётного года, в нашем примере за 10-й год);
n
0
–
количество
скважин на начало расчётного года;
T
– средний срок эксплуатации
скважины, лет; при отсутствии
фактических данных за
T
можно
принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет).
3. Годовой темп отбора нефти
t
низ
– отношение годовой добы-
чи нефти
q
t
к начальным извлекаемым запасам нефти
Q
н.и.з
, %:
t
н.и.з
=
q
t
/
Q
н.и.з
,
(5)
4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извле-
каемых запасов – отношение годовой добычи нефти (
q
t
) к остаточ-
ным извлекаемым запасам (
Q
о.и.з
), %:
t
о.и.з
=
q
t
/
Q
о.и.з
.
(6)
Остаточные извлекаемыми запасы нефти (
Q
н.и.з
) определяются
как разность между начальными извлекаемыми запасами и накоп-
ленной добычей нефти (
Q
нак
) за предыдущий год.
5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный
отбор
нефти (
Q
нак
) – сумма годовых отборов нефти на текущий год.
6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов – отноше-
ние накопленного отбора нефти
Q
нак
к
Q
н.и.з
, %:
С
Q
=
Q
нак
/
Q
н.и.з
.
(7)
7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения –
отношение накопленного отбора нефти Q
нак
к начальным геологи-
ческим или балансовым запасам Q
бал
, дол. ед.:
КИН =
Q
нак
/
Q
бал
.
(8)
8.
Добыча жидкости за год
q
ж
. Годовую добычу жидкости на
перспективный период можно принять постоянной на уровне фак-
тически достигнутой на 10-й год (с учетом п. 20).
185
9. Добыча жидкости с начала разработки
Q
ж
– сумма годовых
отборов жидкости на текущий год.
10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин W, %, –
отношение годовой добычи воды
q
в
к годовой добыче
жидкости
q
ж
:
W
=
q
в
/
q
ж
. (9)
11. Закачка воды за год (
q
зак
) на перспективный период прини-
мается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию
отбора жидкости на 20-й год разработки в размере 110–120 %.
12. Закачка воды с начала разработки
Q
зак
– сумма годовых за-
качек воды (
q
зак
) на текущий год.
13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (теку-
щая), % – отношение годовой закачки воды
q
зак
к годовой добыче
жидкости
q
ж
:
К
г
=
q
зак
/
q
ж
. (10)
14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала раз-
работки (накопленная компенсация), %, – отношение накопленной
закачки воды
Q
зак
к накопленному отбору жидкости
Q
ж
:
К
нак
=
Q
зак
/
Q
ж
. (11)
15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется пу-
тем умножения годовой добычи нефти
q
t
на газовый фактор:
q
газ
=
q
t
Г
ф
.
(12)
16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки –
сумма годовых отборов газа.
17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по
нефти – отношение годовой добычи нефти
q
г
к среднегодовому ко-
личеству
добывающих скважин
n
доб
и количеству дней в году
Т
г
, с
учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин
К
э.д
:
q
скв.д
=
q
г
/
n
доб
Т
г
К
э.д
,
(13)
186
где
К
э.д
равен отношению отработанных всеми добывающими сква-
жинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих
скважин и количеству календарных дней (суток) в году,
К
э.д
= 0,98.
18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по
жидкости – отношение годовой добычи жидкости
q
ж
к среднегодо-
вому количеству добывающих скважин
n
доб
и количеству дней в го-
ду
Т
г
, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин
К
э.д
.
19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной сква-
жины – отношение годовой закачки воды
q
зак
к среднегодовому ко-
личеству нагнетательных скважин
n
наг
и количеству дней в году
Т
г
,
с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин
К
э.н
:
q
скв.н
=
q
зак
/
n
наг
Т
г
К
э.н
, (14)
где
К
э.н
равен отношению отработанных всеми нагнетательными
скважинами дней в течение календарного года к количеству этих
скважин и количеству календарных дней в году.
20. Пластовое давление на 20-й
год разработки имеет тенден-
цию к снижению, если накопленная компенсация менее 120 %; если
накопленная компенсация в пределах от 120 до 150 %, то пластовое
давление близко или равно начальному; если накопленная компен-
сация более 150 %, то пластовое давление имеет тенденцию к уве-
личению и может быть выше начального.
Достарыңызбен бөлісу: