1. Безусловное выполнение плана по добыче нефти

2. Максимально-возможный (при существующей технике и технологии) текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи

3. Минимальные народно-хозяйственные затраты

Это довольно трудно добиться (Пример):

1. Небольшое количество скважин – большие расстояния между скважинами - наименьшая степень взаимодействия – высокий дебит одной скважины – минимальные затраты на бурение и обустройство – общий дебит всех скважин снижается – увеличивается срок разработки – низкий коэффициент нефтеотдачи

2. Максимальный коэффициент нефтеотдачи – плотная сетка скважин большие народно-хозяйственные затраты

Установление рациональной системы разработки осуществляют в следующей последовательности:

1. Определяют исходные геолого-физические параметры

2. Вычисляют технологические показатели с помощью гидродинамических расчетов для различных вариантов систем разработки

3. Проводят оценку экономической эффективности различных вариантов систем разработки

4. Выбирают наиболее рациональный вариант на основе сопоставления геолого-технических и экономических показателей

Стадии разработки нефтяных месторождений

Процесс добычи нефти продолжается десятки лет и проходит через ряд стадий, отличающихся между собой новым качественным состояние залежи.

Стадия разработки – это период процесса разработки, характеризующийся определенными закономерностями изменения технологических и технико-экономических показателей.

Разделяют четыре (основные) стадии РНМ.

Первая стадия (освоение эксплуатационного объекта)

1. Интенсивный рост добычи нефти (Q_н = 1 -2% Q_бз)

2. Интенсивный рост основного фонда скважин (n₁ = 0,6 – 0,8 n_оф)

3. Падение пластового давления

4. Небольшая обводненность продукции:

а) n_в = 3 - 4% при µ_н <5 мПас

б) n_в = 35% при µ_н >35 мПас

5. Коэффициент нефтеотдачи = 10%

6. Срок стадии = 4-6 лет

Вторая стадия (поддержание высокого уровня добычи нефти)

1. Стабильно высокий уровень добычи нефти

2. Рост числа скважин до максимального от основного фонда

3. Рост обводненности продукции:

а) n_в = 2 - 3% в год при µ_н <5 мПас

б) n_в = 7% в год при µ_н >20 мПас

4. Отключение небольшой части обводненных скважин

5. Текущий коэффициент нефтеотдачи = 30 – 35%

(Грань между 2 и 3 стадиями определяют по излому кривой добычи нефти)

Третья стадия (интенсивное снижение добычи нефти)

1. Интенсивное снижение добычи нефти:

а) на 10-20% при µ_н <5 мПас

б) на 3-10% при µ_н >20 мПас

2. Снижение темпов отбора нефти

3. Уменьшение действующего фонда скважин

4. Перевод подавляющего числа скважин на механизированный способ эксплуатации

5. Прогрессирующее обводнение продукции до 80 – 85% с годовым темпом 7 – 8 %

6. Текущий коэффициент нефтеотдачи:

а) 40-45% при µ_н <5 мПас

б) 20-30% при µ_н >20 мПас

7. Срок стадии = 5-10 лет

(Грань между 3 и 4 стадиями определяют по точке перегиба кривой обводненности и кривой добычи нефти)

Четвертая стадия (плавное снижение добычи нефти)

1. Медленное снижение темпов отбора нефти

2. Большие темпы отбора жидкости

3. Низкие темпы роста обводненности

4. Уменьшение действующего фонда скважин

5. Продолжительный срок стадии (≥20 лет)

6. Завершение четвертой стадии разработки – момент отключения самой последней добывающей скважины:

- до обводненности продукции 95 -98%

- до предела рентабельности разработки