Регулирование разработки

Под регулированием разработки нефтяных месторождений по­нимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологиче­ских решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Регулирование (оптимизацию) процесса разработки прово­дят на основе большого числа частных критериев, среди кото­рых можно выделить следующие:

технологические — обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.;

экономические — обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестои­мости и др. Множество частных критериев обусловлено слож­ностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включаю­щему следующие критерии: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных народнохозяйственных затратах и мак­симально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку за­дача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкрет­ного месторождения должно обеспечить народнохозяйственную и экономическую эффективность.

Регулирование разработки осaуществляется в течение всей «жизни» (продолжительности эксплуатации) месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки.

Контроль процесса разработки

Принятие решений по выбору метода регулирования и установ­лению эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа. Под контролем процесса разра­ботки понимают сбор, обработку и обобщение первичной инфор­мации о нефтяной залежи с целью получения сведений о теку­щем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопле­ния данных периодически, а также перед составлением каж­дого проектного документа выполняют анализ процесса разра­ботки, включающий комплекс исследований, расчетов и логиче­ских выводов.

Задача контроля — обеспечение высокого качества первичной информации. Оно определяется перечнем, объемом, представи­тельностью информации, точностью измерений и методом обра­ботки. Информация должна включать весь перечень необходи­мых для анализа сведений. Объем информации по месторождению определяется объемом информации по каждой скважине, который зависит от выбора периодичности замера показателей, а представительность — от,выбора момента времени (периодич­ности) и продолжительности проведения измерений в скважине.

Анализ процесса разработки

В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося тече­ния процесса и обоснованы методы его регулирования. Важ­ная часть анализа — сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выясне­ние причин изменения каждого показателя, выявление взаимо­связи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано не­правильными исходными данными проекта, невыполнением про­ектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса раз­работки с использованием уточненных исходных данных.

Круг задач анализа определяется в основном режимом ра­боты пласта и стадией процесса разработки. В общем при водонапорном режиме анализ процесса разработки может вклю­чать следующие задачи (по В. Р. Вороновскому и М. М. Мак­симову).

5. Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.

6. Анализ технологических показателей разработки (по ме­сторождению, отдельным объектам и участкам):

а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных от­боров с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и на­гнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распре­деления добычи флюидов по площади и толщине пласта (соот­ношения накопленной и текущей добычи и закачки по место­рождению и пласту с выделением характерных участков ме­сторождения по интенсивности их разработки);

б) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетатель­ных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействия пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин, ха­рактерных участков месторождения по распределению пла­стового давления, степени охвата пласта влиянием за­качки) ;

в) состояния обводненности месторождения (определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продук­ции; изучение степени и характера обводнения скважин по пло­щади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности; оценка степени обводненности продукции в за­висимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды);

г) состояния выработки запасов нефти (определение теку­щего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения, потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам).