CC BY
45
ГАЗОВАЯ ПРОмЫшЛЕННОСТЬ
УДК 622.691
Результаты статистического моделирования параметров эксплуатации горизонтальных скважин
A.С. Самойлов
к.т.н., доцент1, научный сотрудник отдела разработки ачимовскихзалежей2 assamoilov@mail.ru
С.м. шацких
главный инженер3
B.В. журавлев
начальник технологического отдела по работе внутрискважинного оборудования4 Zhuravlev.VVi@tomsk.gazprom-neft.ru
1ФГБОУ ВО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», Тюмень, Россия 2ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, Россия 3ООО «Газпромнефть-Снабжение», Тюмень, Россия
4ООО «Газпромнефть-Восток», Томск, Россия
В настоящее время остаточные извлекаемые запасы компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» составляют более 300 млн т нефти из них в категории АВС1 порядка 80%, в подгруппах — «разбуренные» и «не разбуренные» 60% и 40% соответственно. При структуризации подгруппы «разбуренные» выделенные запасы под действующим и бездействующим фондом соотносятся как 50/50, при этом в подгруппе бездействующих суммарные запасы под аварийным фондом и обводненным около 70%, что
Результаты работ по эксплуатации наклонно-направленных и горизонтальных скважин, и проведение таких геолого-технических мероприятий, как оптимизация работы погружного оборудования, ремонтно-изо-ляционные работы, методы интенсификации добычи нефти и др., имеют много меньшую эффективность в сравнении с качественным проектированием, основанным на детализации особенностей геологического строения залежей, и анализе опыта применения технологии горизонтального вскрытия.
При комплексном рассмотрении установленных осложнений сделаны выводы о необходимости адресного проектирования мероприятий по повышению технологической эффективности разработки обводненных залежей, при этом от оперативности принятых решений и качества обоснования ГТМ будет зависеть как выработка запасов нефти, так и ее рентабельность.
Рис. 1 — Распределение количества скважин по группам
В рамках работы была сформирована и систематизирована база параметров — представительная выборка технологических показателей работы ГС. Всего рассмотрено 196 скважин, из которых были отобраны 118, остальные не приняты по следующим причинам: некачественное строительство, аварии при проведении ремонтных работ по замене погружного оборудования, дренирование нескольких продуктивных пластов.
Технико-технологические параметры работы ГС и геолого-физические параметры исследуемых пластов приведены в таб. 1.
Для более детальной систематизации полученной информации и решения поставленных задач, залежи были сгруппированы по геологической характеристике следующим образом (рис. 1):
- группа ПК — пласты ПК — верхнемеловые отложения;
- группа А — АС, АВ верхнемеловые отложения;
- группа Б — БС и БВ нижнемеловые отложения:
- группа Ю — верхнеюрские отложения.
В таб. 2 представлены искомые зависимые переменные У и независимые переменные Х.
Обобщенные результаты регрессионно-корреляционного анализа представлены в таб. 3 и на рис. 2-4. Следует отметить, что в рамках анализа также было выполнено сопоставление дебитов, определенных по аналитическим зависимостям с фактическими (рис. 4).
Как видно из таб. 3, связи по большинству параметров нет, либо они слабые, исключением является зависимость коэффициента продуктивности от проницаемости. Однако после исключения из выборки максимальных значений, связи нет.
№
Параметр
Единицы
Группа пластов
измерения ПК А Б Ю
1 Количество скважин шт. 18 5 86 9
2 Количество скважин как элементов системы разработки шт. 18 5 86 9
3 Количество скважин как элементов оптимизации системы разработки шт. 0 0 0 0
4 Длина ГС м 424 638 512 573 536,75
5 Входной дебит, т/сут т/сут 346,8 500,2 260,7 260,4 342,03
6 Удельный дебит, QJLгс т/сут-м 0,818 0,784 0,509 0,454 0,64
7 Кпродж т/сут-МПа 99,45 134,6 36,3 30,3 75,16
8 Депрессия, др МПа 8,6 9,5 12,3 10 10,10
9 Р,а6 МПа 10 11 12,2 17,1 12,58
10 Рпл МПа 18,6 20,5 24,5 27,1 22,68
11 Обводненность, N % 22,1 26,3 23 12 20,85
12 Проницаемость, к мД 113,3 53,7 23,3 49,4 59,91
13 Нефтенасыщенная толщина, кнн м 7,7 7,64 7,27 13 8,90
14 вязкость, ц мПа-с 2,99 1,42 1,44 0,535 1,60
15 Гидропроводность, £ мД-м/мПа-сек 587 370,6 175 968 525,14
Среднее Всего
118 118
Таб. 1 — Основные параметры скважин и геолого-физические характеристики залежей
0
составляет чуть более 50 млн т остаточных извлекаемых запасов. Следует отметить, что поддержание уровней добычи нефти на месторождениях с высоким значением выработки начальных извлекаемых запасов и высокой обводненностью в основном обеспечено адресной работой с фондом скважин. В этой связи разработана систематизированная база технико-технологических параметров горизонтальных скважин (ГС) для определения следующих параметров:
• зависимости дебита ГС от длины для определенных геолого-физических условий:
• зависимости дебита ГС от геолого-физических параметров, таких как проницаемость, толщина пласта, гидпропроводность, проводимость;
• сходимости фактических показателей работы ГС с аналитическими моделями.
материалы и методы
Одним из основных критериев эффективности используемых технологий является мониторинг динамики технологических показателей разработки с применением таких инструментов как, гидродинамическое моделирование, графоаналитические методы, регрессионно-корреляционный анализ, аналитическое моделирование.
Ключевые слова
горизонтальная скважина, обводненность, дебит нефти, фонд скважин, статистическое моделирование,аналитическое моделирование, прогнозирование технологических показателей
№ п/п
Зависимые (Y) переменные и независимые (X)
Y,
Обозначение
К
Параметры переменных
„родне коэффициент продуктивности, определяется как
отношение дебита жидкости к депрессии, т/сут-МПа
У2 Янн„ начальный дебит нефти, т/сут
У3 Яжнач начальный дебит жидкости, т/сут
У4 днн удельный дебит нефти на 1 метр 1_гс, т/сут-м
У5 дж удельный дебит жидкости на 1 метр Ьгс, т/сут-м
Х1 кнн эффективная нефтенасыщенная толщина, м.
Х2 к к — проницаемость, м2
Х3 кк кИ — проводимость пласта, м2-м
Х4 (к•Щ/у гидропроводность пласта, м2-м/мПа-с
Х5 Ьгс длина горизонтального участка
Таб. 2 — Искомые зависимые переменные Y и независимые переменные X
№ Зависимость
1 2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12
13
14
15
16
17
18 19
Y
Y. К
1 прод.нач
Y. К
1 прод.нач
Y. К
1 прод.нач
Y. К
1 прод.нач
Y. К
1 прод.нач
Y2 Он
Y2 Он. Y2 Он. Y2 Он. Y2 Он. Y3 О«. Y3 О«. Y3 О«. Y3 О«. Y3 О«
3 ^«.нач. Y4 Чн.н. Y4 Чн.н. Y4 Чн.н. Y4 Чн.н.
X
X2 k
X2 kh
X4Ck^h)/^
X2 k
X2 kh
X4Ck^h)/^
X2 k
X2 kh
X4Ck^h)/^
X2 k X3 kh
X4Ck-h)/^
Вид зависимости
линейная
линейная
линейная
линейная
степенная
линейная
линейная
линейная
линейная
логариф.
линейная
линейная
линейная
линейная
логариф.
линейная
линейная
линейная
линейная
Уравнение (вид)
к
пр
к
к
_пр
к
= 5,5787h ш =0,963k+11,748 = 0,038kh+36,032 = 0,0827kh/m
K Л = 0,0355L 10707
прод.ж гс
Q = 10,305h+206,19 1,8343k+208,76
Q,н :
QH QH QH
Qx Qx Qx Qx Qx
Ян =
q =
1H
q =
H
q =
H
-- 0,0327kh+16,346 -- 0,0397kh/m+24,468 -- 324,97ln(LJ-17U,7 -- 13,02h+291,22 -- 2,4421k+289,54 -- 0,725kh+359,86 = 0,124kh/m+354,78 -- 374,52ln(LJ-1910,7 0,2087 0,0057h+0,3514 0,0248 0,0074k+0,2689 0,2458
0,0006kh+0,3434 0,1356 0,0018kh/m+0,3212 0,2076
коэф. Кол-во
детерм., R2 образцов
0,006 0,5569 0,3317 0,1422 0,1643 0,0448 0,1895 0,1213 0,0384 0,285 0,0394 0,1851 0,0624 0,0548
118 118 118 118 118 118 118 92
104 118 118 118 118 118 118
96
97
105 103
Таб. 3 — Сводные результаты регрессионно-корреляционного анализа
y = 0,6767x- S8.879 ЧГ *
f?? - 0,2973 * ♦
V* ♦ *
Д^Ф^Т-.*----------
JU.
* * • ♦
400
600
800
Ц — длина горизонтального участка, м
Рис. 2 — Зависимость дебита скважины от длины горизонтального участка для месторождений Ноябрьского региона
|'/сут*МПа к - проницаемость,
Рис. 3 — Зависимость Кпрод от проницаемости
Рис. 4 — Сопоставление фактического дебита скважины и расчетных значений дебитов по методикам S.D. Joshi, Ю.П. Борисова и G. Giger
1
X, h
1 нн
X5 Lrc
h
1 нн
X5 Lrc
h
1 нн
X5 Lrc
h
1 нн
Аналогичный регрессионно-корреляционный анализ выполнен для каждой из сформированных групп, для пластов «А» получены следующие результаты, представленные на рис. 5-7.
Как видно из графиков, при высоких значениях коэффициента детерминации, количество образцов — пять единиц, по этому критерию статистическую выборку невозможно охарактеризовать достоверной. По аналогичному критерию для дальнейшего рассмотрения не приняты данные по группам пластов ПК и Ю.
Для пластов группы Б получены следующие результаты, представленные в таб. 4 и на рис. 8-10.
По результатам графоаналитического анализа можно сделать следующие выводы: • зависимость дебита скважины от длины горизонтального участка не выявлена, поскольку нельзя утверждать, что
полученные уравнения регрессии — статистически надежны;
• теснота связи между дебитом по нефти, жидкости, удельными дебитами от длины ГС, коэффициентами продуктивности скважин от геолого-физических параметров не установлена;
• связь и закономерность фактических де-битов скважин с расчетными по аналитическим моделям не установлена.
• в результате выполнения регрессионно-корреляционного анализа зависимость дебита скважины от длины горизонтального участка не выявлена, также теснота связи между дебитом по нефти, жидкости, удельными дебитами от длины ГС, коэффициентами продуктивности скважин от геолого-физических параметров не установлена, корреляции между фактическими дебитами скважин с рассчитанными по аналитическим моделям не установлена.
В этой связи работа по статистическому моделированию показателей эксплуатации ГС в различных геолого-физических условиях была переориентирована на исследование закономерностей динамики технологических параметров.
Как отмечено в работе [1] обоснование достоверности применения статистического моделирования выполнено многими исследователями. И вывод о том, что по большинству скважин, режим работы которых не нарушается частыми ремонтами, логарифм дебита нефти изменяется по отношению к первоначальному пропорционально времени, то есть 1п gh = 1п - D,, был сделан в работах американских инженеров С. Била и Х. Льюиса [2-4].
Положение о том, что при разработке месторождений с закачкой воды падение дебита нефти происходит по экспоненциальному закону С. Била и Х. Льюиса, было
1200 1000
t
^ 800 Д 600
X
I 400
о С£
200 0
♦
у - 917,4 71 п(х)-539 6 R1 = 0.51 / ♦
♦
200 400 600 ♦ Дебит нефти, м'/суг
800 1000 Длина ГС,v
Рис. 5 — Зависимость дебита скважины от длины горизонтального участка для скважин пластов группы «А»
Рис. 6 — Зависимость дебита скважины от депрессии (аналог индикаторной диаграммы), скважин пластов группы «А»
1200 1000 800 600 400 200 0
♦ * ♦ ♦ +
----- у - 273,31пй-1«0,9 ♦ R! = 0,2227
_____________*{- ♦
* * ** « % * *♦ v ** * • • ♦
200 400 600 800 1000 120С ♦ Дебит нефти, м'/сут Длина ГС, м
Рис. 7 — Сопоставление дебита скважины и расчетных значений Рис. 8 —Зависимость дебита скважины от длины горизонтального
дебитов по методикам S.D. Joshi, Ю.П. Борисова и G. Giger, для ГС пластов группы «А»
участка для скважин пластов группы «Б»
Рис. 9 — Зависимость коэффициента продуктивности от Рис. 10 — Сопоставление дебита скважины и расчетных значений
нефтенасыщенной толщины пласта, для скважин пластов группы «Б» дебитов по методикам S.D. Joshi, Ю.П. Борисова и G. Giger, для ГС
пластов группы «Б»
обосновано в работах Э.Б. Мухарского, В.Д. Лысенко [5] и И.Г. Пермякова [6], сделавших свои выводы на основе многочисленных данных по разработке нефтяных месторождений Урало-Поволжья (Башкортостан, Татарстан, Самарская и Саратовская области). [1]
В 1945 г. Дж. Арпс [7] подверг статистической обработке материал по большому числу скважин с начала прошлого века, в результате чего было установлено, что темп падения дебита нефти связан с его текущей величиной зависимостью вида:
- с() = Кс[+ (1) где К и с — неотрицательные постоянные.
Статистические зависимости подобные (1) широко применяются и в настоящее время при подсчете запасов УВС для «сланцевых» нефтяных месторождений, которые в основном разрабатываются с применением ГС и ГС с МГРП [8].
Как отмечено в работе [1], узловым моментом в изложенном является зависимость ан(0 = со е-а поскольку остальные могут быть получены из нее стандартными математическими приемами. Основной задачей при ее использовании для определенного месторождения является определение таких параметров как ао и В, которые настраиваются по данным истории работы эксплуатируемых или испытанных скважин.
Основные допущения в данных моделях: коэффициент продуктивности не меняется, как и радиус зоны дренирования, постоянное забойное давление, отсутствие частых, продолжительных ремонтов.
Результаты определения параметра падения дебита (В) по сформированным группам представлены в таб. 5.
Необходимость детального определения параметра В при практически сопоставимых начальных дебитах обусловлена значительным расхождением Qm в конце расчетного периода, о чем свидетельствуют результаты расчета по группам при равных входных значениях дебита и времени работы.
Для оценки расхождения данных значений, примем за эталон период разработки в 8 лет, входной дебит 150 т/сут, дебит на конец периода — 2 т/сут. Результаты сопоставления относительно «эталонного» значения представлены в таб. 6 и на рис. 11.
На рис. 12 и 13 представлены показатели эксплуатации некоторых скважин генеральной совокупности (Я2>0,9) по группе «Б».
В результате регрессионно-корреляционного анализа была установлена эмпирическая зависимость динамики снижения дебита нефти по времени, которая соответствует классическому представлению. В качестве генеральной совокупности выбраны скважины с коэффициентом детерминации свыше 0,9, для групп ПК, А, Ю в дисперсию вошло не более 4 скважин в связи с чем, «параметр падения добычи» — В по данным группам не может быть принят как достоверный. В выборку по группе Б вошло 28 образцов, коэффициент корреляции в группе по параметру В составил 0,85, в этой связи для прогнозирования показателей эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием нижнемеловых отложений В принят 0,414, прогнозное время эксплуатации 96 мес. (8 лет).
Работа выполнена при поддержке РФФИ (№ 14-05-31503).
№ Зависимость Вид зави- Уравнение коэф. Ко1
У X симости (вид) детерм., R2 обр
1 7, К д 1 прод.нач X, \н линейная К Л = 0,9984* +30,104 прод.ж нн 0,0139 86
2 7, К Л 1 прод.нач х2 к линейная Кпродж =1,0026к+11,667 0,2707 86
3 7, К д 1 прод.нач Х3 к* линейная Кпродж = 0,0999к^+24,624 0,212 86
4 7, К Л 1 прод.нач Х4 (к^)/ц линейная К Л = 0,3936кН/а +3,9375 прод.ж Г 0,3652 84
5 7, К д 1 прод.нач X Lrс логариф. К Л = 30,6741п(Ь )-151,68 прод.ж 1 гс 0,0906 86
6 X hнн линейная Q = 6,9845^+211,3 0,0211 86
7 х2 к линейная Q = 10,271к+55,621 0,1752 82
8 Х3 к* линейная Q = 1,4787к^+87,821 0,2111 83
9 72 2н.н„. Х4 (к^)/ц линейная Qн = 1,2929кИ/ а +144,11 0,1271 86
10 72 2н.т. X Lrс логариф. Qн =141,941п(Ьгс)-649,08 0,224 63
11 X hнн линейная Qж = 13,57h+266,81 0,0488 86
12 73 2ж.на,. х2 к линейная Qж = 4,6605к+251,8 0,088 86
13 X3 к* линейная Qж = 1,7157к^+157,78 0,1715 86
14 X4 (к^)/ц линейная Qж =2,0899Ь/а +179,92 0,1974 84
15 X Хс логариф. Qж =0,6729ЬГс0,9649 0,2129 86
21 74 С,н. X К, линейная а = 0,0036Ь++0,4788 0,0015 81
22 74 Снн. X2 к линейная а =2,8322к-0,4832 0,2142 77
23 74 Снн. X3 к * линейная а =0,002Ш+0,201 0,2619 83
24 7<с, X4 (к^)/ц линейная =0,0019Шу+0,3338 0,1086 84
Таб. 4 — Сводные результаты регрессионно-корреляционного анализа ГС группы пластов «Б»
№ Параметр Группа пластов Всего
ПК А Б Ю
1 Количество скважин 18 5 86 8 117
2 ср. Я2 0,794 0,742 0,839 0,832 0,775
3 Кол-во Я2<0,7 3 1 11 1 16
4 Вср Для скв Я2<0,7 0,0253 0,047 0,031 0,08 0,045825
5 Кол-во 0,7< Я<0,8 3 2 11 2 18
6 В Для скв 0,7< Я <0,8 ср ~ ' 2 ' 0,0303 0,0305 0,035 0,013 0,0272
7 Кол-во 0,8< Я2<0,9 8 1 36 2 47
8 В Для скв 0,8< Я <0,9 ср ~ ' 2 ' 0,0411 0,03 0,0368 0,059 0,041725
9 Кол-во 0,9< Я<1 4 1 28 3 36
10 В Для скв 0,9< Я <1 ср ~ ' 2 0,0355 0,043 0,0414 0,065 0,046225
11 Qнвхm,n 71,5 85 15 95 66,6
12 1180 1100 1008 523 952,8
13 Qнвхсp. 346,8 502 257,8 255,9 340,6
14 Т„Ш 60 68 40 16 46
15 т„ах 104 102 126 65 99,25
16 Т ср . 79,2 87 86 51,25 75,9
17 К„ш 39,5 51,5 2,3 35 32,08
18 К„ах 443 120 124 100 196,75
19 К ср 113 53,7 22,4 51,25 60,1
20 В„,п 0,021 0,025 0,006 0,008 0,015
21 В„ах 0,095 0,047 0,094 0,087 0,0808
22 В ср 0,0354 0,0362 0,0373 0,0375 0,0366
Таб. 5 — Результаты определения коэффициента падения дебита
Параметр йшК йА йю йэталон
В Для скв 0,9< Я <1 ср т ' 2 0,0355 0,043 0,0414 0,065 0,046 0,045
отклонение, % 21,1 4,4 8,0 -44,4 -2,7 100,0
дебит на 2месяц 144,8 143,7 143,9 140,6 143,3 143,4
отклонение, % -1,0 -0,2 -0,4 2,0 0,1 100,0
дебита на 96 месяц 5,0 2,4 2,8 0,3 1,8 2,0
отклонение, % -149,1 -21,2 -41,3 85,4 9,2 100,0
нак. добыча 96 месяцев, тыс.т. 108,3 90,6 94,0 60,1 84,9 86,8
отклонение, % -24,8 -4,5 -8,3 30,7 2,1 100
Таб. 6 — Расчет коэффициента падения дебита
Рис. 11— Прогнозная динамика дебитов и накопленной добычи по группам пластов
Рис. 12 — Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности. Скважина 428Г, пласт БС8, Западно-Ноябрьское месторождение
500 ■ 100
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65
Время работы скважины, мес. ♦Дебит нефти "Дебит жидкости о Обводненность
Рис. 13 — Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности. Скважина 368Г, пласт БС10, Спорышевское месторождение
Итоги
На основе систематизации показателей работы скважин с горизонтальным окончанием в различных геолого-физических условиях доказана возможность и достоверность использования для прогнозирования показателей разработки нижнемеловых отложений Сургутского и Вартовского сводов «универсального параметра падения дебита нефти» совместно с выявленным эмпирическим коэффициентом экспоненциальной зависимости.
Выводы
В результате выполнения работ сформированы предложения по повышению достоверности получаемых результатов, включающие:
1) использование аналитических моделей требует адаптации на фактические показатели скважин;
2) динамику технологических показателей необходимо дополнительно (помимо геолого-гидродинамических моделей) рассчитывать с применением аналитических моделей адаптированных на историю разработки;
3) прогнозирование дебита ГС и проектной динамики выполнять с учетом результатов фактических показателей.
На основе систематизации показателей работы скважин с горизонтальным окончанием в различных геолого-физических условиях доказана возможность и достоверность использования для прогнозирования показателей разработки нижнемеловых отложений Сургутского и Вартовского сводов «универсального параметра падения дебита нефти» совместно с выявленным эмпирическим коэффициентом экспоненциальной зависимости.
Список литературы
1. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. Тюмень: Недра, 2004. 192 с.
2. Бил К. Кривые падения производительности нефтяных скважин и их применение для оценки нефтеносных площадей. Bull. №117 Bureau of Mines, Вашингтон. 1919.
3. Бил К. и Льюис Дж. Некоторые новые методы определения производительности нефтеносных участков. Amer. Inst. Mining Eng. Bull. №194, 1918.
4. Бил К. и Льюис Дж. Некоторые факторы производительности нефтяных скважин. Bull. №194 Bureau of Mines, Вашингтон. 1921.
5. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993. 312 с.
6. Пермяков И.Г. Экспресс-метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975. 128 с.
7. Arps J.J. Analysis of Decline Curves // Trans. AIME. 1945. pp. 228-247.
8. Шандрыгин А.Н. Методики и особенности подсчета запасов нетрадиционных коллекторов. Техническая конференция SPE «Актуальные подходы при подсчете запасов и оценке ресурсов». Тюмень, 2015. 29 с.
ENGLISH
GAS INDUSTRY
Results of statistical modeling of parameters of operation of horizontal wells
UDC 622.691
Authors:
Alexander S. Samoylov — Ph.D., senior1; research engineer of "Achimov deposits development section"2; assamoilov@mail.ru Sergey M. Shatskikh — chief engineer3
Vladimir V. Zhuravlev — chief of technological department of work of the intra borehole equipment4; Zhuravlev.VVi@tomsk.gazprom-neft.ru
1Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, Russian Federation 2TymenNIIgiprogaz LLC, Tyumen, Russian Federation 3LLC "Gazprom Neft supply", Tyumen, Russian Federation 4LLC Gazpromneft Vostok, Tomsk, Russian Federation
Abstract
In present day the residual taken stocks of the LLC Gazpromneft-Noyabrskneftegaz company make more than 300 million t. of oil from them in the category ABC1 about 80%, in subgroups - "drilled reserves" and "not drilled reserves" 60% and 40% respectively. At structurization of subgroup the "drilled reserves" allocated stocks under the operating and idling well stock correspond as 50/50, thus in subgroup idle total stocks under emergency fund and flooded about 70% that makes a little more than 50 million t. the residual taken stocks. It should be noted that maintenance of oil production levels on fields with high value of development of the initial taken stocks and high water content is generally provided by specific work with well stock. In this regard the systematized base of technical and technological parameters of the horizontal wells (HW) for determination of the following parameters is developed:
• dependences of an output of HW on length for certain geological and physical conditions:
• dependences of an output of HW on geological and physical parameters, such as permeability, layer thickness,
hydraulic conductivity of layer; • convergence of the actual indicators of work of HW with analytical models.
Materials and methods
One of the main criteria of efficiency of the used technologies is monitoring of dynamics of technological indicators of development with use of such tools as, hydrodynamic modeling, graphic-analytical methods, the regression and correlation analysis, analytical modeling.
Results
On the basis of systematization of indicators of work of horizontal wells in various geological and physical conditions opportunity and reliability of use for forecasting of indicators of development the Lower Cretaceous deposits of the Surgut's and Vartovsk's arches of "the universal parameter of falling of an output of oil" together with the revealed empirical coefficient of exponential dependence is proved.
Conclusions
As a result of performance of work are created the offers on increase of reliability of the received results including:
1) use of analytical models demands adaptation on the actual indicators of wells;
2) it is necessary for the loudspeaker of technological indicators in addition (besides geological and hydrodynamic models) to count with application
of the analytical models adapted on development history;
3) to carry out forecasting of an output of HW and design dynamics taking into account results of the actual indicators.
On the basis of systematization of indicators of work of wells with the horizontal termination in various geological and physical conditions opportunity and reliability of use for forecasting of indicators of development the lower mel of deposits of the Surgut's and Vartovsk's arches of "the universal parameter of falling of an output of oil" together with the revealed empirical coefficient of exponential dependence is proved.
Keywords
horizontal well, water content, oil output, well stock, statistical modeling, analytical modeling, forecasting of technological indicators
References proizvoditel'nosti neftenosnykh of calculation technological
1. Medvedskiy R.I., Sevast'yanov A.A. uchastkov [Some new methods to parameters the oil field
Otsenka izvlekaemykh zapasov estimate production of oil area]. development]. Moscow: Nedra,
nefti i prognoz urovney dobychi po Amer. Inst. Mining Eng. Bull. 1975.
promyslovym dannym [Estimation №194, 1918. 128 p.
on oil recovery and exploitation rate 4. Bil K. i L'yuis Dzh. Nekotorye faktory 7. Arps J.J. Analysis of Decline Curves
by field data].Tyumen: Nedra, 2004, proizvoditel'nosti neftyanykh // Trans. AIME. 1945. pp. 228-247.
192 p. skvazhin [Some capacity factors 8. Shandrygin A.N. Metodiki i
2. Bil K. Krivye padeniya of oil wells]. Bull. №194 Bureau of osobennosti podscheta zapasov
proizvoditel'nosti neftyanykh Mines, Washington, 1921. netraditsionnykh kollektorov
skvazhin i ikh primenenie dlya 5. Lysenko V.D. Teoriya razrabotki [Methods of calculating the
otsenki neftenosnykh ploshchadey neftyanykh mestorozhdeniy reserves and characteristics
[Decline curve of oil production [Theory on oil fields development]. of unconventional reservoirs].
wells and its application to oil field Moscow: Nedra, 1993, 312 p. Technical conference SPE "Current
estimation]. Bull. №117 Bureau of 6. Permyakov I.G. Ekspress-metod approaches to the calculation
Mines, Washington, 1919. rascheta tekhnologicheskikh of reserves and evaluation of
3. Bil K. i L'yuis Dzh. Nekotorye pokazateley razrabotki neftyanykh hydrocarbon resources".
novye metody opredeleniya mestorozhdeniy [Express method Tyumen, 2015, 29 p.
