1 Группа: Геолого-промысловые:

- пласты должны быть расположены на одинаковых глубинах, иметь близкие Р_пл и t_пл; иметь одинаковые природные режимы, сходный тип коллектора и литолого-физические свойства, иметь близкие по значениям показатели пористости,  проницаемости, нефтегазонасыщенности; мало различаться по однородности;

•  обладать сходными физико-химическими свойствами  нефтей (μ_Н, ρ_Н) в пластовых условиях (обеспечивая тем самым общие закономерности процесса вытеснения);  нефти должны иметь одинаковые товарные свойства;

•  нефтяные залежи должны обладать значительными  запасами на единицу площади.

2 Группа: Гидродинамические факторы:

При выделении э.о. следует учитывать и определять следующие  гидродинамические  параметры:

•  годовую добычу нефти по каждой залежи

•  динамику добычи нефти, газа и воды  по каждому пласту до конца разработки

•  продуктивность пластов и скважин

•  динамику обводнения  скважин, залежей и эксплуатационных объектов

•  возможную   продолжительность работы каждого пласта

-  оптимальные отборы нефти  из залежей  каждого объекта

Все эти параметры должны учитывать взаимовлияние объединённых пластов, т.е. характер изменения их работы, по сравнению с их раздельной эксплуатацией.

3 Группа: Технические факторы:

При объединении пластов в один объект эксплуатации необходимо учитывать:

•  способы возможной эксплуатации залежи (т.е. нельзя объединять в э.о. залежи, разработка которых ведётся фонтанным и глубинно-насосным (что в свою очередь определяется дебитами скважин, депрессией на пласт))

•  диаметр эксплуатационных колонн (если одна скважина эксплуатирует  несколько пластов, на каждый из которых спускается ЭЦН, то необходимо спускать несколько рядов НКТ - т.е. d колонны увеличивается)

•  диаметр НКТ (d минимальный - max дебиты, большие гидравлические потери. d max – преждевременное прекращение фонтанирование  скважин)

•  возможность одновременно раздельной эксплуатации

•  изоляция обводнившихся интервалов

•  возможность применения приборов для контроля за состоянием выработки каждого пласта.

4 Группа: Технологические факторы:

среди которых необходимо обязательно учесть:

•  плотность сетки эксплуатационных скважин каждого пласта

•  выбор метода ППД (заводнения)

•  возможность контроля и регулирования процесса разработки каждого пласта и э.о. в целом

•  возможность применения методов нефтеотдачи пластов

5 Группа: Экономические факторы:

В зависимости от  различных способов сочетания пластов в э.объект на предприятии составляются несколько вариантов разработки которые учитывают все выше изложенные группы факторов, а также:

•  себестоимость 1тонны нефти; удельные капитальные вложения  на бурение  скважин и промысловое  оборудование; и затраты на ОРЭ (одновременно-раздельную эксплуатацию)

24) Определение и классификация системы разработки нефтяного месторождения

Система разработки – это совокупность технико-технологических и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

• порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

• сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

• способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Классификация систем разработки.

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 2) или трехточечной (рис. 3) сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением).

Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров 5С и NKP, т. е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления большей величины извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.2.2. Системы с внутриконтурным воздействием,2.2.1. Рядные системы разработки

-О д н о р я д н а я система

-Т р е х р я д н а я и п я т и р я д н а я с и с т е м ы .

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин: -5 - 7 – 9 

Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин S_c, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении п, то

S_c = S/n   (1).

Размерность [S_C]=м²/скв. В ряде случаев используют параметр S_СД, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А.П. Крылова N_KP, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:

N_кр=N/n   (2).

Размерность параметра [N_кр]=т/скв.

3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

ω = n_н / n_д  (3).

Параметр ω безразмерный.

4. Параметр ω_р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т. д.). Если число скважин основного фонда на месторождении составляет п, а число резервных скважин п_р, то

ω_р= п_р /n  (4).

Параметр ω_р безразмерный.