Введение

 
    Контроль  разработки любого нефтяного месторождения  осуществляется на протяжении всего  периода добычи нефти. Он проводится для того, чтобы получить надёжную информацию, необходимую для решения  следующих основных задач управления процессом разработки:

    - планирование видоизменений и уточнение принятой системы разработки;

• проектирования геолого-технических мероприятий по регулированию осуществляемой системы разработки;
• контроль степени выработки запасов;
• контроля энергетического состояния залежей;

    -контроля  технического состояния скважин и скважинного оборудования;

    - оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин;

• оперативного планирования распределения добычи нефти и закачки рабочих агентов по залежам, объектам, участкам, блокам, скважинам;
• оценки эффективности различных геолого-технических мероприятий по регулированию и интенсификации процессов разработки (переноса нагнетания, обработки призабойной зоны, изменение режимов работы скважины, ремонта скважин и т. п.).

Информация  по контролю за разработкой накапливается  в результате проведения комплекса  промысловых, гидродинамических и  геофизических исследований и измерений  в скважинах. Эти комплексные  исследования и измерения должны предусматривать проведение как единичных (разовых), так и систематических (периодических) замеров. К единым замерам относятся, например, определение начальных характеристик скважин (дебит, обводненность, коэффициент продуктивности, забойное и пластовое давление, профиль притока или поглощения); отбор и анализ проб нефти, газа и воды; определение эксплуатационных характеристик скважин и оборудования до и после ремонтных работ и т.п.

    Систематические исследования включают измерение дебитов, обводненность, газового фактора, количество взвешенных частиц в закачиваемой воде, забойных и пластового давления; выявление работающих (отдающих нефть, воду или газ в добывающих скважинах и принимающих воду в нагнетательных скважинах) и неработающих пластов; установление интервалов притока воды и обводненных пластов; выявление загазованных пластов и т.п.

    Примерная периодичность и виды гидродинамических  и промыслово-геофизических исследований и измерений по контролю разработкой  нефтяных месторождений имеют четкое разграничение по времени.

    В результате проведения указанного комплекса исследований по каждой скважине накапливается значительный объем информации, характеризующий как начальные геолого-технические условия, так и изменения эксплуатационных характеристик скважин на протяжении всего периода их существования. Такие задачи, управления процессом разработки, оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, оценка эффективности различных геолого-технических мероприятий, осуществляемых в скважинах, оперативное планирование распределения добычи нефти и закачки рабочих агентов по скважинам и др., требуют использования информации по каждой скважине практически независимо от данных по остальным скважинам и по всей залежи.

Однако  основной задачей современного анализа  разработки является определение мер по наиболее полному и эффективному использованию разведанных запасов нефти, по повышению нефтеотдачи всех пластов, объединенных в единый объект разработки. Решение этой задачи также базируется на использовании данных по индивидуальным скважинам, которые требуют синтеза всех сведений в масштабах объекта разработки. Непременное условие проведения анализа — создание модели геологического строения продуктивных пластов на основе проведения детальной корреляции разрезов скважин и использования текущей информации о работе пластов, их давлении, характере насыщения и т.п. В свою очередь, эти текущие данные, отнесенные к достоверной геологической модели, позволяют получить объективные и достаточно полные сведения о ходе и полноте выработки запасов нефти.

    Таким образом, геолого-промысловый анализ при контроле разработки нефтяных месторождений является комплексной задачей. Он требует использования многочисленных и разнообразных материалов геологических, промысловых, гидродинамических, геофизических и гидрогеологических исследований и измерений в скважинах. Эти материалы необходимо сопоставить, отобрать из них достоверные и синтезировать в обобщающую картину в масштабе всей залежи и месторождения. 
 

Таблица исходных данных

Теоретическая часть

      Результаты  разработки эксплуатационного объекта  или его части (пласта, блока, участка) характеризуются такими основными  показателями, как текущая (годовая, квартальная, месячная) и суммарная (накопленная) добыча нефти, газа, воды, жидкости. Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разработки по времени в зависимости от нефтеотдачи (газоотдачи) или от степени использования извлекаемых запасов принято называть динамикой соответствующих показателей разработки. При анализе разработки эксплуатационных объектов и при обобщении опыта разработки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.

      Динамику  показателей разработки целесообразно  анализировать по стадиям, выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта.

      Весь  период разработки нефтяного эксплуатационного  объекта подразделяются на четыре стадии.

      Первая  стадия (освоение эксплуатационного объекта) характеризуется ростом добычи нефти при небольшой обводненности продукции. На этой стадии разбуривают основной фонд скважин и осваивают системы заводнения. Стадия заканчивается получением максимального уровня добычи нефти.

      Вторая  стадия (поддержание достигнутого наибольшего уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи или максимальным темпом разработки; на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс геолого-технических мероприятий по регулированию процесса разработки.

      Третья  стадия (значительное снижение добычи нефти) характеризуется прогрессирующим обводнением продукции, снижением добычи нефти на 10 - 15% в год. На этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия по управлению процессом разработки.

      Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими, медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью всех скважин и добываемой из объекта продукции.

      Первая  и вторая стадии, в течение которых  отбирается основная часть запасов  и сохраняются сравнительно высокие  темпы отбора начальных запасов, составляют основной период разработки; третья и четвертая стадии, соответствующие падению добычи нефти, - поздний период разработки.

      В некоторых случаях максимальная добыча нефти удерживается очень  непродолжительное время и вторая стадия отсутствует.

      Границы между стадиями разработки устанавливают  следующим образом. Ко второй стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10%. Предшествующие второй стадии годы относят к первой стадии разработки. Границу между второй и третьей стадиями проводят между последним годом второй стадии и первым после него годом с добычей, отличающейся от максимальной более чем на 10%. Границу между третьей и четвертой стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее падение, в которой темп разработки равен 2%. Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом.

      Характер  динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую очередь зависит от геологопромысловых особенностей залежей. Внедрение рациональных систем разработки и проведения работ по ее регулированию позволяют в значительной мере, но далеко не полностью нивелировать разницу в динамике основных показателей, обусловленную неодинаковой геологической характеристикой объектов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Добыча  нефти

      Первую  стадию разработки характеризуют главным  образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. Темпы роста добычи на этой стадии медленнее, а продолжительность стадии больше на объектах с большими площадью нефтеносности, глубиной залегания продуктивных пластов и усложняющими геологическими условиями бурения скважин. Очевидно, что продолжительность первой стадии может быть сокращена за счет увеличения производственной мощности и улучшения организации работы буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность первой стадии изменяется от одного года до 7 - 8 лет и более.

      Вторая  стадия характеризуется величиной  максимальных темпов разработки объекта, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запасов к моменту ее окончания. Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геологопромысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от 3 - 4 до 16 - 20% и более в год от начальных извлекаемых запасов. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях могут быть достигнуты более высокие уровни добычи. Малая продуктивность, обусловленная низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти и другими факторами, частично может быть восполнена реализацией более активной системы разработки. Геологические факторы, обусловливающие величину продолжительности первой стадии разработки, снижают и величину максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью первой стадии вторая стадия начинается, когда разбурено лишь 60 - 70% площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по раннее пробуренным скважинам, т.е. приводят к увеличению продолжительности второй стадии разработки. Таким образом, продолжительность первой стадии и темпы добычи нефти на второй стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности первой стадии, может быть достигнуто путем увеличения производственных мощностей организаций, осваивающих месторождение. Положительному решению этих задач может способствовать также правильная последовательность выполнения технологических мероприятий, предусмотренных проектным документом на разработку. На первой стадии разработки следует ограничиваться осуществлением той части проектных технологических мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности первой стадии.

      Продолжительность второй стадии по объектам с разными  характеристиками находится в основном в пределах от одного-двух годов до 8-10 лет. Наименьшая продолжительность характерна:

      для залежей с повышенным соотношением вязкостей нефти и вытесняющей  воды в пластовых условиях (т.е. с  относительной вязкостью пластовой  нефтью более 5 - 10), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7 - 8%, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за прогрессирующего обводнения скважин;