Анализ разработки эксплуатационных объектов

 

Геолого-промысловое изучение объекта разработки и систематизация во времени основных показателей разработки позволяют провести качественный анализ разработки эксплуатационных объектов. Основная цель анализа разработки – получение данных о том, соответствует ли текущая и конечная нефтеотдача объекта потенциальной, и выявление при этом величины и положения остаточных запасов и соответствия проектной и фактической нефтеотдачи.

Схема анализа разработки эксплуатационных объектов как при текущей работе, так и при оценке эффективности методов повышенной нефтеотдачи включает:

· уточнение подсчетных параметров;

· уточнение запасов по анализируемому объекту и его участкам;

· детальную характеристику геологической неоднородности и физико-химических свойств анализируемого объекта и его участков;

· идентификацию анализируемых объектов по геолого-физическим свойствам и ранжирование по геологической неоднород­ности;

· прогноз конечной нефтеотдачи;

· сопоставление фактической величины текущей и конечной нефтеотдачи с прогнозной и оценкой влияния ранжирования по геологической неоднородности и особенностей технологии разработки.

Поясним некоторые блоки данной схемы. При детальной ха­рактеристике геологической неоднородности необходимо определить, к какому иерархическому уровню объект можно отнести и, соответственно, охарактеризовать его с помощью параметров геологической неоднородности. В зависимости от принятой системы разработки и особенностей геологического строения на одном и том же объекте могут быть участки, относящиеся к различным иерархическим уровням.

Идентификация анализируемых объектов и ранжирование по геологической неоднородности проводятся для того, чтобы распределить их в порядке возрастания или убывания потенциальной нефтеотдачи, которая в. основном определяется геолого-физическими свойствами. Идентификация и ранжирование могут осуществляться с помощью экспертных оценок, ранговой корреляции по ряду признаков и с помощью методов распознавания образов при факторном анализе.

Конечная нефтеотдача (начальные извлекаемые запасы) может прогнозироваться с помощью экстраполяционных промыслово-статистических методов С.Н. Назарова, Г.С. Камбарова, М.И. Максимова, И.Г. Пермякова и других.

Названные методики дают достаточно хорошие результаты при высокой обводненности продукции и небольшом интервале экстраполяции. При нарушении этих условий промыслово-статистические методы прогноза нефтеотдачи имеют большие погрешности. Более совершенными для прогноза текущей и конечной нефтеотдачи являются адаптационные геолого-промысловые модели (АГПМ).

Модели данного типа позволяют оценить потенциальную нефтеотдачу на любой стадии разработки.

На заключительном этапе анализа сопоставляют фактическую и потенциальную нефтеотдачу анализируемых объектов и сравнивают с ранжированными значениями геологической неоднородности. При подобном сопоставлении могут быть следующие варианты.

1. Ранжированные значения нефтеотдачи совпадают с ранжированными значениями геолого-физических параметров, а фактическая нефтеотдача близка к проектной. При этом фактическая нефтеотдача будет близка к потенциальной.

2. Ранжированные значения нефтеотдачи не совпадают с ранжированными значениями геолого-физических параметров. Это может быть связано с перетоками нефти по отдельным участкам объекта разработки или оттоком нефти в выше- или нижележащие пласты. Данное предположение должно быть проверено с помощью комплексного сопоставления промысловых и гидродинамических исследований. При отсутствии перетоков отклонение в показателях разработки может быть обусловлено несовершенством системы разработки. Основными элементами системы разработки, влияющими на отклонения показателей разработки, являются система заводнения и плотность сетки скважин. Совершенствование системы заводнения может заключаться в увеличении давления нагнетания и расхода рабочего агента, в переходе на избирательное или площадное заводнение. При совершенствовании системы размещения и плотности сетки скважин необходимо добиваться оптимальной плотности сетки. При этом правильнее пользоваться не площадной, а объемной характеристикой плотности сетки скважин, выраженной в балансовых запасах, приходящихся на одну скважину. При оптимальной плотности сетки скважин нефтеотдача близка к потенциальной и дальнейшее уплотнение не приводит к повышению нефтеотдачи. При превышении балансовых запасов на скважину оптимальной величины значительно снижаются величины текущей и конечной нефтеотдачи. Оптимальная величина запасов на одну скважину уменьшается с увеличением вязкости нефти и ростом геологической неоднородности