Характеристика основных показателей

 
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. 

жүктеу/скачать 2,71 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: