ИЗМЕРЕНИЕ, РЕГИСТРАЦИЯ И АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
После принятия к реализации проектного документа, определяющего
разработку нефтяного месторождения, приступают к разбуриванию месторождения,
его обустройству и собственно добыче нефти и газа из месторождения. Начиная с
ввода месторождения в разработку до самого окончания этого процесса, не
прекращают измерения (исследования) геолого-физических свойств месторождения и
показателей его разработки. При этом накапливаются многочисленные сведения,
позволяющие не только лучше познавать характеристики месторождения и изучать
ход его разработки, но и управлять процессами извлечения нефти из недр.
Основой для изучения свойств месторождения и характера процессов его
разработки служат данные количественных гидродинамических и геофизических
измерений, производимых в скважинах, а также данные исследования
физико-химических свойств извлекаемых из пластов и закачиваемых в них веществ.
При этом проводят следующие измерения и исследования.
1. Стандартные геофизические измерения кажущегося электрического
сопротивления пород и потенциала собственной поляризации в геологическом
разрезе, вскрываемом скважиной, во всех вновь пробуренных скважинах.
2. Исследования при помощи испытателей пластов в разведочных скважинах и
в некоторых случаях бурения эксплуатационных скважин. В большинстве скважин
отбирают керн из продуктивного пласта.
3. Исследования методами установившихся отборов и закачки с целью
построения индикаторных кривых в добывающих и нагнетательных скважинах.
Практически все скважины должны быть исследованы методом восстановления
забойного давления. При этом такие исследования повторяют через 1 - 2 года или
чаще, если происходит воздействие на призабойную зону скважин. Замеры забойного
и пластового давлений без снятия. Индикаторных кривых и кривых восстановления
давления производят в среднем один раз в полгода.
В процессе разработки нефтяных месторождений с применением обычного
заводнения осуществляют замеры температуры в скважинах примерно один раз в год.
Если при заводнении нефтяных пластов используют воду с температурой ниже
пластовой, что может привести к кристаллизации парафина в нефти, пластовую
температуру замеряют чаще. При использовании тепловых методов разработки
нефтяных месторождений, особенно в начальный период их применения, можно
проводить ежемесячные или еще более частые замеры температуры в добывающих
скважинах.
Весьма важное значение для контроля и анализа разработки нефтяных
месторождений имеют измерения профилей притока и приемистости скважин
глубинными дебитометрами и расходомерами. Периодичность проведения таких
исследований в каждой скважине составляет от полгода до одного года. В
необходимых случаях эти измерения можно проводить с большей частотой.
Перед составлением технологических схем и проектов разработки в
значительном числе скважин, расположенных на различных участках месторождения,
отбирают глубинные пробы добываемой продукции. В отдельных скважинах такие
отборы повторяют примерно через год. В тех особых случаях, когда, например,
анализ глубинных проб нефти и воды позволяет судить о перемещении водонефтяного
контакта или осаждении парафина в пористой среде, пробы отбирают чаще.
Обязательны замеры дебитов нефти и воды на всех скважинах. Такие замеры
проводят на групповых замерных установках.
Для анализа разработки нефтяных месторождений необходимы также
одновременные измерения в скважинах забойного давления, профилей притока
жидкости или ее расхода, забойной температуры при помощи комплексных глубинных
приборов типа «Поток».
Для определения положения водонефтяного и газонефтяного контактов в
скважинах используют методы нейтронного и импульсного нейтрон-нейтронного
каротажа. Такие исследования проводят в скважинах примерно один раз в полгода.
В некоторых случаях при исследованиях применяют радиоактивные изотопы (в
частности, путем закачки в пласты трития), акустический каротаж, глубинное
фотографирование и другие специальные виды исследований.
Все указанные измерения, проводимые в процессе разработки каждого
отдельного месторождения, направлены не только на более глубокое познание самих
процессов извлечения нефти, но и на дальнейшее изучение недр, и в первую
очередь продуктивных пластов.
Всю информацию, включающую параметры, характеризующие пласты и скважины
разрабатываемого месторождения, систему разработки, технологические,
технико-экономические и экономические показатели, хранят в службах обработки
информации, кустовых информационно-вычислительных центрах, имеющихся в
нефтегазодобывающих управлениях и в объединениях, а также в главном
информационно-вычислительном центре Минтопэнерго.
Отдельно регистрируются технологические и технические мероприятия,
которые осуществляются на скважинах в процессе разработки месторождений, а
также технико-экономические, экономические показатели, нормативы, плановые и
другие заданные цифры.
Для хранения массивов информации о разработке нефтяных месторождений
используют машинные носители информации: магнитные диски, магнитные ленты,
перфокарты, перфоленты. Эти накопители информации подсоединяют к ЭВМ
соответствующих информационных служб и вычислительных центров.
Программы выборки и обработки информации о разработке нефтяного
месторождения предназначены для составления справок, отчетов, подготовки
исходной информации, для составления проектных документов по разработке
месторождений, для анализа и регулирования разработки, прогнозирования.
Например, если требуется построить карту изобар на определенную дату, то
соответствующая программа выбирает из всего информационного массива те данные,
которые как раз и необходимы для построения этой карты.
Известны программы, позволяющие осуществить автоматические построения
графиков и карт, в том числе карт изобар, при помощи графопостроителей. Если
необходимо нанести на карту положения водонефтяного контакта на определенные
даты, то программа осуществляет выборку из информационного массива
соответствующих данных о замерах положений водо-нефтяного контакта и т.д.
Однако чаще всего ЭВМ обеспечивает только выборку и распечатку исходных данных
для построения отдельных зависимостей и карт, а построения осуществляют
специалисты, анализирующие разработку месторождения.
В процессе анализа не только строят различные взаимосвязи показателей
разработки, но и выявляют причины возникновения этих взаимосвязей, находят пути
улучшения показателей разработки месторождений путем регулирования или
подготовки и осуществления нового проектного решения.
Наиболее совершенная, высшая форма анализа разработки месторождения —
сопоставление фактических данных о процессе с результатами математического
моделирования разработки на современных ЭВМ, адаптация модели разработки к
фактическим данным и выявление неизвестных особенностей геологического строения
месторождения и характера протекания в нем процессов извлечения нефти.
В последнее время одним из главных направлений повышения качества
проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных
месторождений стало применение компьютерных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ).
При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических
и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей
недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных
запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать
геолого-технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы
предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически
эффективные варианты разработки продуктивных пластов
Решение о проведении мероприятий по регулированию разработки
месторождения в этом случае наиболее обосновано.