Таблицы

Список таблиц

1. Таблица Д.1 - Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

2. Таблица Д.2 - Характеристика параметров пласта (горизонта)

3. Таблица Д.3 - Статистические ряды распределения проницаемости

4. Таблица Д.4 - Характеристика толщин пластов

5. Таблица Д.5 - Статистические показатели характеристик неоднородности пластов

6. Таблица Д.6 - Запасы нефти и растворенного газа, числящиеся на государственном балансе

7. Таблица Д.7 - Запасы природного газа и конденсата

8. Таблица Д.8 - Состояние фонда скважин (на дату анализа)

9. Таблица Д.9 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки (пласт)

10. Таблица Д.10 - Динамика средних пластовых и забойных давлений

11. Таблица Д.11 - Динамика обводненного фонда скважин

12. Таблица Д.12 - Темпы выработки запасов нефти (на дату анализа)

13. Таблица Д.13 - Динамика текущих коэффициентов нефтеизвлечения

14. Таблица Д.14 - Распределение балансовых запасов нефти по их связи с нагнетательными скважинами (на дату анализа)

15. Таблица Д.15 - Структура запасов нефти по их разбуренности (на дату анализа)

16. Таблица Д.16 - Выполнение плана мероприятий по контролю за процессом разработки

17. Таблица Д.17 - Результаты, полученные при исследовании скважин (вид исследования)

Таблица Д.1 — Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

NN пп	Наименование	Обозначение	Размерность	Величина
объекты
	Средняя глубина залегания	Н	м
	Тип залежи
	Тип коллектора
	Размеры залежи: длина/ширина	L/B	м
	Площадь нефтеносности	Ан	м2
	Площадь газоносности	Аг	м2
	Средняя толщина эффективная	Нэ	м
	Средняя толщина нефтенасыщенная	Нн	м
	Средняя толщина газонасыщенная	hг	м
	Средняя насыщенность нефтью	Sн	доли ед.
	Средняя насыщенность газом	Sг	доли ед.
	Средняя насыщенность связанной водой	Sсв	доли ед.
	Средняя пористость	м	доли ед.
	Среднеарифметическая проницаемость	К	мкм2
	Коэффициент вариации распределения проницаемости	V (K)	доли ед.
	Пластовое давление	P	МПа
	Пластовая температура	Т	°С
	Отметка приведения Рпл и Тпл	Hпр	м
Средние свойства флюидов в пластовых условиях
	Плотность нефти	rн	г/см3
	Давление насыщения нефти газом	Рн	МПа
	Давление насыщения воды газом	Рв	МПа
	Газосодержание нефти	Rн	м3/т
	Газосодержание воды	Rв	м3/т
	Объемный коэффициент нефти	Ьн	Доли ед.
	Объемный коэффициент газа	bг	доли ед.
	Объемный коэффициент воды	bв	доли ед.
	Вязкость нефти	mн	мПа×с
	Вязкость газа	mг	мПа×с
	Вязкость воды	mв	мПа×с
Средние свойства флюидов в стандартных условиях
	Плотность нефти	rн	т/м3
	Плотность газа	rг	т/м3
	Плотность воды	rв	т/м3
	Вязкость нефти	mн	мПа×с
	Вязкость газа	mг	мПа×с
	Вязкость воды	mв	мПа×с
	Содержание серы в нефти		%
	Содержание парафина в нефти		%
	Содержание асфальтенов в нефти		%
	Начальные балансовые запасы нефти (утв. ГКЗ или на балансе ВГФ) в т.ч. по категории C1/C2	Gн	тыс. т
	Начальные запасы растворенного газа (утв. ГКЗ или на балансе ВГФ) в т.ч. по категории С1/С2	Gг	млн. нм3
	Начальные запасы свободного газа (утв. ГКЗ или на балансе ВГФ) в т.ч. по категории C1/C2	gсв	млн. нм3
	Начальные балансовые запасы конденсата	Gк	млн. т
	Начальные промышленные запасы попутных компонентов (гелий и др.)
	Коэффициент нефтеизвлечения	кин	доли ед.
	Коэффициент вытеснения нефти водой при нулевой газонасыщенности		доли ед.
	Коэффициент вытеснения нефти водой при равновесной газонасыщенности		доли ед.
	Коэффициент вытеснения нефти газом		доли ед.
	Коэффициент вытеснения газа нефтью		доли ед.
	Коэффициент вытеснения газа водой		доли ед.
	Ср. коэффициент продуктивности	Кп	т/(сут×0,1 МПа)
	Ср. коэффициент приемистости	Кн	м3/(сут×0,1 МПа)
	Коэффициент удельной продуктивности	Кп.уд	т/(сут×МПа×м)
	Коэффициент удельной приемистости	Кнм.уд	м3/(сут×0,1 МПа×м)
	Приведенный радиус скважины	Rпр	м
	Пьезопроводность пласта	c	м2/с
	Зависимости относительных фазовых проницаемостей нефти и воды от насыщенности водой	fн(Sв); f(Sв)	доли ед.
	Зависимости относительных фазовых проницаемостей нефти и газа от насыщенности нефтью	fн(Sн); f(Sн)	доли ед.
	Зависимости физических свойств пластовых флюидов от давления при пластовой температуре то же, при 20°С	Rj bj j = fj(P)	доли ед.

Таблица Д.2 - Характеристика параметров пласта (горизонта)

NN	Пласт	Участок	Тип	Проница	Порис	Насыщен	Начальная
пп			коллектора	емость, мкм2	тость, д.е.	ность связанной водой, д.е.	нефтенасыщенность, д.е.	газонасыщенность, д.е.

Таблица Д.3 - Статистические ряды распределения проницаемости

По данным геофизических исследований	По данным лабораторного изучения керна
интервалы изменения	число случаев	интервалы изменения	число случаев

Всего:

Таблица Д.4 - Характеристика толщин пластов

Толщина	Наименование	Значение
Общая	Средняя, м Коэфф. вариации, доли ед. Интервал изменения, м
Нефтенасыщенная	Средняя, м Коэфф. вариации, доли ед. Интервал изменения, м
Газонасыщенная	Средняя, м Коэфф. вариации, доли ед. Интервал изменения, м
Эффективная	Средняя, м Коэфф. вариации, доли ед. Интервал изменения, м

Таблица Д.5 - Статистические показатели характеристик неоднородности пластов

NN пп	Пласт	Количество используемых скважин	Коэффициент песчанистости, Кп	Коэффициент расчлененности, Кр	Характеристика прерывистости	Другие показатели неоднородности
среднее значение	коэфф. вариации	среднее значение	коэфф. вариации

Таблица Д.6 - Запасы нефти и растворенного газа, числящиеся на государственном балансе

NNпп	Пласт	Участок	Категория	Зоны
нефтяная	водонефтяная	газонефтяная	газоводо-нефтяная	всего
			Начальные балансовые запасы нефти и конденсата, тыс. т
			в т.ч. вовлекаемые невовлекаемые
			Начальные извлекаемые запасы нефти и конденсата, тыс. т
			в т.ч. вовлекаемые невовлекаемые
			Начальные балансовые запасы растворенного газа, млн. нм3
			в т.ч. вовлекаемые невовлекаемые
			Отобрано с начала разработки на...200... г.
			нефти, тыс. т конденсата, тыс. т растворенного газа, млн. нм3
			Коэффициент нефтеизвлечения, д.е.
			Коэффициент конденсатоотдачи, д.е.
			Организация, утвердившая запасы, дата утверждения

Таблица Д.7 - Запасы природного газа и конденсата

NN пп		Зоны
газонефтяная	газонефте-водяная	газовая	всего
	Начальные балансовые запасы газа, млн. нм3 конденсата, тыс. т
	Начальные извлекаемые запасы газа, млн. нм3 конденсата, тыс. т
	Начальные промышленные запасы попутных компонентов (гелия и др.), млн. м3
	Отобрано с начала разработки на...200.. г. газа, млн. нм3 конденсата, тыс. т
	Организация, утвердившая запасы, дата утверждения

Таблица Д.8 - Состояние фонда скважин (на дату анализа)

NN	Фонд скважин	Категория	Количество
пп
	Фонд	Пробурено
	добывающих	Возвращено с других горизонтов
	скважин	Всего
		в т.ч. действующие
		из них: фонтанные
		ЭЦН
		ШГН
		газлифт
		бездействующие
		в освоении после бурения
		в консервации
		переведено на другие горизонты
		передано под закачку
		ликвидированные
		переведено в другие категории
	Фонд	Пробурено
	нагнетательных	Возвращено с других горизонтов
	скважин	Переведено из добывающих
		Всего
		в т.ч. под закачкой
		в бездействии
		в освоении после бурения
		в консервации
		в эксплуатации на нефть
		переведено на другие горизонты
		ликвидировано
		переведено в другие категории
	Фонд	Пробурено
	газовых	Возвращено с других горизонтов
	скважин	Всего
		в т.ч. действующие
		бездействующие
		в освоении после бурения
		в консервации
		переведено на другие горизонты
		ликвидированные
	Специальные	Всего
	скважины	в т.ч. контрольные
		пьезометрические
		поглощающие
		и др.

Таблица Д.9 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки (пласт)

Показатели	20.. г.	20.. г.
проект	факт	проект	факт
Добыча нефти всего, тыс. т/год
в том числе:
из переходящих скважин
из новых скважин
из скважин бездействия и консервации
за счет метода повышения нефтеизвлечения
Накопленная добыча нефти, тыс. т
в т.ч. за счет метода повышения нефтеизвлечения
Добыча нефтяного газа, млн. нм3/год
Накопленная добыча газа, млн. м3
Добыча газа из газовой шапки, млн. м3/год
Накопленная добыча газа из газовой шапки, млн. м3
Добыча конденсата, тыс. т/год
Накопленная добыча конденсата, тыс. т
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %
Обводненность среднегодовая (по массе), %
Добыча жидкости, всего, тыс. т/год
в т.ч. газлифт
ЭЦН
ШГН
Накопленная добыча жидкости, тыс. т
* 3акачка рабочего агента накопленная, тыс. м3
годовая, тыс. м3/год
Компенсация отборов жидкости в пластовых условиях:
текущая, %
накопленная, %
Эксплуатационное бурение всего, тыс. м
Ввод добывающих скважин, шт.
Выбытие добывающих скважин, шт.
в т.ч. под закачку
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.
в т.ч. нагнетательных в отработке,
механизированных,
новых
Перевод скважин на механизированную добычу, шт.
Ввод нагнетательных скважин под закачку, шт.
Выбытие нагнетательных скважин, шт.
Действующий фонд нагнетательных скв. на конец года, шт.
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины
по нефти, т/сут
по жидкости, т/сут
Среднесуточный дебит скважин из бездействия и консервации
по нефти, т/сут
по жидкости, т/сут
Среднесуточный дебит новых скважин
по нефти, т/сут
по жидкости, т/сут
** Среднесуточный дебит 1 скважины по газу, тыс. нм3/сут
Среднесуточная приемистость нагнетательной СКВ., м /сут
Среднее давление на забоях добыв, скв. (по рядам), МПа
Пластовое давление, МПа
Газовый фактор, м3/т
Коэффициент использования фонда скважин, доли ед.
Коэффициент эксплуатации скважин (по способам), доли ед.
Плотность сетки добыв, и нагн. скважин, 10 м /СКВ
Остаточные балансовые запасы на 1 скважину
эксплуатационного фонда, т/скв
Остаточные извлекаемые запасы на 1 скважину
эксплуатационного фонда, т/скв

* Приводится в том числе показатель по каждому компоненту рабочего агента (ПАВ, полимер, щелочь и т.д.). ** Сведения о добыче газа, конденсата, дебитах по газу приводятся только по газонефтяным залежам.

Таблица Д.10 - Динамика средних пластовых и забойных давлений

NN пп	Давление	Годы	На дату анализа
…	…	…	…
	Пластовое, МПа
	по объекту
	в зоне отбора
	в газовой шапке
	в зоне нагнетания
	на линии нагнетания
	Забойное в добывающих скважинах, МПа
	1 ряд
	2 ряд
	и т.п.
	Забойное в нагнетательных скважинах, МПа
	1 ряд
	2 ряд
	и т.п.
	На устье нагнетательных скважин, МПа
	1 ряд
	2 ряд
	и т.п.
	Рабочий перепад давления (в зоне отбора)
	Рпл = Рзаб.доб
	Коэффициент продуктивности, т/сут/МПа
	нефть
	жидкость
	Коэффициент приемистости, м3/сут/МПа	i

Таблица Д.11 - Динамика обводненного фонда скважин

NN п.п.	Показатели	Годы	На дату анализа
…	…	…	…
	Обводненность продукции, %
	Количество добывающих скважин
	Количество обводненных скважин
	в т.ч. за счет нагнетания
	подъема ВНК
	технические причины
	Количество скважин, выбывших из эксплуатации за счет обводнения

Таблица Д.12 - Темпы выработки запасов нефти (на дату анализа)

NN п.п.	Пласт	Относительный темп отбора нефти по участкам за... г.	Всего
NN или название участка	…	…	…	…

…

…

Итого

Таблица Д.13 - Динамика текущих коэффициентов нефтеизвлечения

NN	Площадь	Пласт	Годы разработки	Текущий коэффициент
пп	или участок					нефтеизвлечения от запасов площади (участка)

…

по месторождению

Таблица Д.14 - Распределение балансовых запасов нефти по их связи с нагнетательными скважинами (на дату анализа)

NN	Пласт	Процент балансовых запасов нефти по группам коллекторов
Группа I Коллекторы, вскрытые нагнетательными и добывающими скважинами	Группа II Коллекторы, вскрытые только добывающими скважинами	Группа III Коллекторы, вскрытые только нагнетательными скважинами

Таблица Д.15 - Структура запасов нефти по их разбуренности (на дату анализа)

NN пп		Зоны
нефтяная	водо-нефтяная	газоводо-нефтяная	Всего
	Запасы нефти в разбуренной части месторождения, тыс. т
	Запасы нефти, подлежащие разбуриванию, тыс. т
	Запасы нефти, приходящиеся на 1 скважину, тыс. т
	а) в разбуренной части
	б) подлежащие разбуриванию

Таблица Д.16 - Выполнение плана мероприятий по контролю за процессом разработки

Годы	Мероприятия	План	Фактически выполнено	Причина отклонений
количество исследований	периодичность	количество	периодичность

*) По усмотрению авторов можно привести таблицы по разным видам исследований или ограничиться ссылкой на таблицы в разделах 3-5.

Таблица Д.17 - Результаты, полученные при исследовании скважин (вид исследования)

Ключевые слова: нефтяное месторождение, геолого-промысловый анализ, анализ разработки, запасы нефти и газа, методы анализа, оценка эффективности, контроль за разработкой, коэффициент нефтеотдачи.