182. Требования, предъявляемые к исходной информации при контроле за разработкой. Форма отображения и использования промысловой информации.

Для решения задач контроля и получения надежных результатов требуется обеспечение качественного геолого-промыслового материала о текущем состоянии разработки залежи. Исходная информация должна содержать достоверное представление геологического строения объекта, величины балансовых запасов нефти, динамика добычи нефти, воды и жидкости, объемов закачки, проведенных мероприятий на данном объекте. При контроле мы имеем дело с большой системой, поэтому большое значение имеет качество, имеющейся информации. Информация должна обладать свойством: необходимое разнообразие – это понятие кибернетики и общей теории систем. Разнообразие – количественная характеристика системы, мерой может являться энтропия: , где - вероятностная характеристика объекта, k – количество интервалов группирования: , где - вероятностный интервал: ,  - погрешность измерения. При =1, Н = 0 – система мертва. При изучении системы, охарактеризованной большим количеством параметров, имеет смысл брать для моделирования те параметры, где можно выделить не менее 5 интервалов, при этом . Чем меньше погрешность, тем больше интервалов, тем больше энтропия и тем более информативны параметры. Надежность будет тем выше, чем меньше погрешность контролируемого параметра, характеризующего систему.

Отображение(хранение) промысловой информации

1. Паспорт скважины(конструкция, бурение, первичная информация и все изменения)

2. Суточный, квартальный, месячный рапорт МЭР (шахматка).

3. Журналы, карточки состояния разработки.

4. Карточки исследования скважин

Для анализа разработки составляют таблицы показателей разработки:

1. Годы существования скважины

2. Годовой отбор в поверхностных условиях (q_н, q_в)

3. Годовой отбор в пластовых условиях (q_н, q_в, q_ж), тыс. м³

4. Накопленный отбор в поверхностных условиях (Q_н, Q_в), тыс. т.

5. Накопленный отбор в пластовых условиях (Q_н, Q_в, Q_ж), тыс. м³

6. Среднегодовая обводненность в объемных единицах f = q_в / (q_в + q_н)

7. Текущая плотность сетки S = F / N (га/скв)

8. Число работающих и работавших скважин (N, N’)

9. Плотность сетки скважин с учетом выбывших скважин S’ = F / N’ (га/скв)

10. Прирост коэффициент использования запасов за текущий год  = q_{н год} / Q_бал

11. Коэффициент использования запасов за текущий год _t = 

12. ВНФ = Q_в / Q_н; изменяется от 1 до 10

13. Закачка воды (q_зак, Q_зак) тыс. м³

14. Число нагнетательных скважин N_наг, N’_наг

15. Компенсация, темп отбора жидкости

16. Безразмерное время  = Q_жид / Q_бал

17. Объемный запас нефти на 1 скважину [Q = Q_бал / N] и [Q’ = Q_бал / N’] (тыс.т.)

На основе таблицы проводится построение графиков технологических показателей разработки. Используя первичную информацию можно провести простой анализ, сопоставление технологических показателей разработки месторождений, фактических и проектных показателей разработки залежи, выяснить причины отклонения.