Принятие ответов по установлению метода эффективности и выбору регулирования процесса разработки основывается на данных анализа и контроля. Под контролем процесса разработки знают сбор, обобщение и обработку первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем динамике и состоянии показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления данных иногда, и перед составлением каждого проектного документа делают анализ процесса разработки, включающий комплекс изучений, логических выводов и расчётов.
Задача контроля — высококачественное обеспечение первичной информации. Оно определяется списком, количеством, представительностью информации, методом обработки и точностью измерений. Информация обязана включать целый список нужных для анализа сведений. Количество информации по месторождению определяется количеством информации по каждой скважине, что зависит от выбора периодичности замера показателей, а представительность — от выбора момента времени (периодичности) и длительности проведения измерений в скважине. Для повышения объема и определения информации ее точности направляться применять способы математической статистики, теории случайных функций, теории неточностей и др. Внедрение автоматизированных компьютеризированных обработки информации и систем сбора повысило ее надёжность и качество решений.
Задачи контроля в начальный период эксплуатации сводятся к подготовке данных для составления проекта разработки. В последующий период главными задачами являются изучение черт процессов выработки запасов нефти; определение показателей методов систем и эффективности разработки ее регулирования. По используемым четырем видам контроля процесса разработки возможно назвать следующие частные задачи, решаемые нефтепромысловыми работами с применением гидродинамических, геофизических и лабораторных способов:
1. Контроль выработки запасов: учет количества продукции иобъема закачки воды (газа); изучение перемещения ВПК и ГНК; изучение полноты выработки продуктивных пластов (охват заводнением и закачкой, текущая и конечная нефтеотдача, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта).
2. Контроль эксплуатационных энергетического состояния и характеристик пластов залежи: приёмистости профиля и исследование притока; определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений; изучение трансформаций пластовой температуры; изучение скважин и пластов гидродинамическими и промыслово-геофизическими способами; изучение трансформации физико- химических особенностей нефти, газа и воды (в пластовых и поверхностных условиях).
3. Контроль работы и технического состояния скважин технологического оборудования: обнаружение негерметичности, смятия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности применения оборудования и др.
4. Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение солей выпадения и условий парафина в пласте, призабойной скважине и зоне; определение образования разрушения и условий пласта песчаных пробок; определение анизотропии, трещинноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др.
Контроль обязан проходить с определенной периодичностью. При простой стационарной работе скважин:
определение коэффициента продуктивности по способу установившихся отборов по каждой добывающей скважине один раз в три месяца в течение двух-четырех недель; определение коэффициента приемистости по способу установившихся закачек по каждой нагнетательной скважине один раз в три месяца в течение одной-двух недель;
определение дебита жидкости, дебита нефти, обводненности (при необходимости и возможности определение солености воды, концентрации индикаторов в воде и природных меток нефти) и газового фактора по каждой добывающей скважине один раз в тридцать дней в течении 24 часов;
определение количества закачки вытесняющего закачки и агента индикаторов по каждой нагнетательной скважине один раз в тридцать дней либо по намерено обоснованной программе;
определение забойного и устьевого давления по каждой добывающей скважине один раз в неделю.
При проведении особых изучений на скважинах:
определение коэффициента продуктивности по способу установившихся отборов по добывающей скважине один-два раза в месяц в течение двух-четырех недель;
определение коэффициента приемистости по способу установившихся закачек по нагнетательной скважине один-два раза в месяц в течение одной-двух недель;
определение дебита жидкости, дебита нефти, обводненности (солености, концентрации индикаторов в воде и природных меток нефти) и газового фактора по добывающей скважине один раз в неделю либо чаще;
определение закачки вытесняющего индикаторов и агента по нагнетательной скважине один раз в неделю либо по особой программе;
изучение глубинными устройствами — расходомером, влагомером и термометром добывающей скважины, термометром и расходомером нагнетательной скважины один раз в тридцать дней;
определение забойного и устьевого давления у добывающей и нагнетательной скважины один раз в неделю.
При необходимости число определений возможно увеличено.
Точность определения дебитов, давлений и обводненности должна быть удовлетворительной, разрешающей принимать точные инженерные ответы по прекращению работы и изменению режима скважин, а это значит, что точность определения должна быть высокой.
Трансформации забойного и пластового давления происходят существенно стремительнее, чем связанные с ними трансформации коллекторских особенностей нефтяных пластов. Исходя из этого предпочтение отдается изучению скважин по способу установившихся отборов (закачек). К тому же более медленное изучение разрешает лучше установить сотрудничество добывающих и нагнетательных скважин и распознать направления перемещения вытесняющего агента.
Главные методы получения информации при контроле — измерение продукции скважин на поверхности, изучение состава жидкости и мест притока в стволе скважины, изучение пластов в разрезе скважин. Следовательно, задачи решаются и по отдельным скважинам (своевременный контроль) и по залежам (месторождениям) в целом (системный контроль).