В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (08.2005) на 20 месяцев раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (02.2007), т.е. в качестве ближней предыстории берем 20 месяцев. На график (рис. 9) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (02.2007), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).

Рис. 9. Определение технологической эффективности ГС №4 «прямым» счетом

Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 20 месяцев предыстории (988,9 т) и среднемесячную добычу в этот период (49,4 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (02.2007). 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 9 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 6 точек и в четвертом- 4 точки. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Поскольку КаЮл 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 10 месяцев (523,9 т) и вторые 10 месяцев (465,0 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (52,4 т) и вторую половину предыстории (46,5 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (02.2007 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (44,7 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 23 из 23 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 1.02.2007 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 6454,2 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 280,6 т, или на 530% больше базовой (44,7 т).

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (280,6 т) базовую среднемесячную добычу нефти (44,7 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (5425,3 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (84,1%).

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