дению определяется объемом информации по каждой скважине, который зависит от выбора периодичности замера показателей, а представительность — от выбора момента времени (периодич ности) и продолжительности проведения измерений в скважине. Для определения объема информации и повышения ее точности следует использовать методы математической статистики, тео рии случайных функций, теории ошибок и др. Внедрение авто матизированной системы сбора и обработки информации как подсистемы автоматизированной системы управления технологи ческим процессом (АСУ ТП) повысило качество информации и надежность принимаемых решений. Эта система в общем слу чае включает Главный (ГИВЦ), кустовые (КИВЦ) и районные (РИВЦ) информационно-вычислительные центры, территориаль ный информационный центр (ТИЦ) и на предприятиях инфор мационные пункты (ИП), а также абонентские пункты (АП), через которые осуществляется ввод текущей информации в ЭВМ. Автоматизированное информационное обеспечение сво дится к хранению на машинных носителях, обработке, поиску и выдаче информации при решении конкретных задач управле ния. Например, для анализа влияния наклона скважин на экс плуатацию водонефтяных зон пласта АВ4-5 Самотлорского ме сторождения данные по скважинам брали из банка ЭВМ ЕС-1030. На основании промысловой информации был сделан вывод о положительном влиянии наклонного вскрытия пласта на показатели разработки (увеличивается накопленная безвод ная добыча нефти, особенно с уменьшением отношения толщин нефте- и водонасыщенных слоев; уменьшается темп обводне ния скважин).
В объединении «Башнефть» сформирован информационный массив по 12 тыс. скважин, который позволяет с использова нием ЭВМ и математических методов (диагностирования, адап тации и др.) планировать применение методов воздействия на призабойную зону, режимы работы скважин и прогнозировать добычу нефти.
Задачи контроля в начальный период эксплуатации сводятся к подготовке исходных данных для составления проекта разра ботки. В последующий период основными задачами являются исследование характеристик процессов выработки запасов нефти; определение показателей эффективности систем разра ботки и методов ее регулирования. По применяемым четырем видам контроля процесса разработки можно назвать следующие частные задачи, решаемые нефтепромысловыми службами с применением гидродинамических, геофизических и лаборатор ных методов:
1.Контроль выработки запасов: учет количества продукции
иобъема закачки воды (газа); изучение перемещения ВНК и ГНК; изучение полноты выработки продуктивных пластов (ох
ват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдача, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта).
2.Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: исследование профиля при тока и приемистости; определение пластового, забойного, усть евого и затрубного давлений; изучение изменений пластовой температуры; исследование пластов и скважин гидродинамиче скими и промыслово-геофизическими методами; изучение изме нения физико-химических свойств нефти, газа и воды (в пла стовых и поверхностных условиях).
3.Контроль технического состояния скважин и работы тех нологического оборудования: выявление негерметичности, смя тия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности ис пользования оборудования и др.^
4.Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне и скважине; определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок; определение анизотропии, тре щиноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др.
Основные способы получения информации при контроле — измерение продукции скважин на поверхности, исследование мест притока и состава жидкости в стволе скважины, исследо вание пластов в разрезе скважин. Следовательно, задачи реша ются и по отдельным скважинам (оперативный контроль) и по залежам (месторождениям) в целом (системный контроль).
Задачи и методы геолого-промыслового контроля и анализа де тально изучаются в соответствующих дисциплинах.
Анализ процесса разработки
В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося тече ния процесса и обоснованы методы его регулирования. Важ ная часть анализа — сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выясне ние причин изменения каждого показателя, выявление взаимо связи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано не правильными исходными данными проекта, невыполнением про ектных 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 раз работки с использованием уточненных исходных данных.
Круг задач анализа определяется в основном режимом ра боты пласта и стадией процесса разработки. В общем при водо
напорном режиме анализ процесса разработки может вклю чать следующие задачи (по В. Р. Вороновскому и М. М. Мак симову).
1.Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.
2.Анализ технологических показателей разработки (по ме сторождению, отдельным объектам и участкам):
а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных от боров с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и на гнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распре деления добычи флюидов по площади и толщине пласта (соот ношения накопленной и текущей добычи и закачки по место рождению и пласту с выделением характерных участков ме сторождения 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 нагнетатель ных 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, ха рактерных участков месторождения по распределению пла
стового давления, степени охвата пласта |
влиянием за |
качки); |
(определение |
в) состояния обводненности месторождения |
влияния текущих темпов разработки на обводненность продук ции; изучение степени и характера обводнения скважин по пло щади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности; оценка степени обводненности продукции в за висимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды);
г) состояния выработки запасов нефти (определение теку щего 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).
3. Анализ состояния техники добычи:
а) фонда скважин по способам эксплуатации (разбивка сква жин на группу по наиболее рациональному способу их эксплуа тации и определение условий и времени прекращения фонтани рования скважин, ожидаемого изменения фонда скважин по способам эксплуатации);
б) применяемых^ методов обработки призабойной зоны (вы явление осложнений при работе оборудования в добывающих скважинах, вызываемых песком, парафином, агрессивными жидкостями, и определение технического состояния призабой ной зоны; установление наиболее рациональных применяемых методов обработки и крепления призабойной зоны);
в) применяемых способов, технологии и техники эксплуата ции скважин и состояния наземного и подземного оборудования (установление возможности применения различных способов эксплуатации и оборудования для предотвращения образования песчаных пробок, отложения парафина, вредного влияния газа; технического состояния и добывных возможностей применяемого оборудования* при механизированном способе добычи; выявле ние наиболее эффективных и экономичных способов добычи и оборудования для подъема жидкости и повышения к. п. д.; оценка пропускной способности насосно-компрессорных труб);
г) систем сбора, подготовки и транспортирования нефти и попутной воды (выявление эффективных систем и их техниче ского состояния; наиболее эффективных и экономичных процес сов в системах; ограничений по мощности, пропускной способ ности и давлениям промысловых и магистральных трубопро водов) ;
д) систем диспетчеризации и автоматизации контроля и уп равления работой оборудования и процесса добычи (установ ление наиболее эффективных и экономичных систем, границ воз можного и целесообразного их применения; оценка эффективно сти и технического состояния применяемых систем).
4. Анализ экономических показателей: а) себестоимости (установление динамики, оценка по факторам изменения и по статьям затрат); б) капитальных вложений (установление дина мики, оценка по направлениям промыслового обустройства и по удельной величине); в) производительности труда (установле ние динамики производительности труда, численности персонала по категориям и цехам, удельной численности работников, в том числе рабочих); г) рентабельности предприятия (выявление пу тей повышения рентабельности добычи нефти).
Заключительной составной частью анализа следует рассма тривать прогноз процесса разработки, связанный с предсказа нием течения технологических процессов в будущем как при неизменных условиях, так и при проведении работаю регулиро ванию. Цель его состоит в исследовании тенденций протекания процессов разработки в прежних и новых условиях.
§ 4.2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭКСПРЕСС-МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ФАКТИЧЕСКИМ ДАННЫМ
Методы прогнозирования разработки
Под прогнозированием понимается установление заключения о предстоящем развитии, т. е. предсказание о течении техноло гического процесса разработки в будущем. Следовательно, к ме тодам прогнозирования относят все методы моделирования про цесса разработки, в том числе рассмотренные выше гидродина мические методы определения технологических показателей раз работки. Экспресс-методам прогнозирования характерен чисто эмпирический подход, их рассматриваем как статистические ме тоды моделирования. Различают краткосрочное или текущее (до 3 лет) и перспективное или долгосрочное (на 5, 10, 15, 20 и бо лее лет) прогнозирования. Статистическое прогнозирование
становится важным разделом теории проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений, особенно на поздней ста дии. В нефтепромысловой практике в основном проводится прогноз текущей и накопленной добычи нефти и жидкости, об водненности продукции и коэффициента нефтеотдачи, а также определение начальных извлекаемых запасов нефти.
Статистические методы прогноза можно разделить на три группы:
основанные на выявлении закономерностей, полученных в ре зультате анализа фактических данных по одним месторожде ниям, и на прогнозировании показателей разработки по новым, другим, в некоторой степени аналогичным месторождениям
(методы экстраполяции на другие месторождения); |
пласта (объ |
основанные на исследовании заводненных зон |
|
емные методы); |
" |
использующие зависимость одних технологических показа |
|
телей от других (методы взаимосвязи технологических показа |
|
телей). |
|
Статистические методы экстраполяции на другие месторождения
Среди методов первой группы выделяют три подгруппы.
К первой подгруппе относят методы, в которых используются аппарат регрессионного анализа, а также метод адаптации и обучения с последующим распознаванием образов. В резуль тате устанавливается многомерная корреляционная зависимость коэффициента нефтеотдачи от свойств коллекторов, жидкостей и некоторых технологических показателей разработки, которую используют для прогнозирования коэффициента нефтеотдачи