1 Група геолого-промислові
- прошарки повинні бути розташовані на однакових глибинах, мати близькі Рпл і tпл; мати однакові природні режими, подібний тип колектора і літолого-фізичні властивості, мати близькі за значеннями показники пористості, проникності, нафтогазонасиченості; мало відрізнятися за однорідності;
володіти подібними фізико-хімічними властивостями нафт (μН. ρН) в пластових умовах (забезпечуючи тим самим загальні закономірності процесу витіснення); нафти повинні мати однакові товарні властивості;
нафтові поклади повинні володіти значними запасами на одиницю площі.
2 Група: Гідродинамічні чинники:
При виділенні Е.О. слід враховувати і визначати такі гідродинамічні параметри:
річний видобуток нафти по кожній поклади
динаміку видобутку нафти, газу і води за кожним пласту до кінця розробки
продуктивність пластів і свердловин
динаміку обводнення свердловин, покладів і експлуатаційних об'єктів
можливу тривалість роботи кожного пласта
- оптимальні відбори нафти з покладів кожного об'єкта
Всі ці параметри повинні враховувати взаємовплив об'єднаних пластів, тобто характер зміни їх роботи, в порівнянні з їх роздільним експлуатацією.
3 Група: Технічні фактори:
При об'єднанні пластів в один об'єкт експлуатації необхідно враховувати:
способи можливої експлуатації поклади (тобто не можна об'єднувати в Е.О. поклади, розробка яких ведеться фонтанні і глибинно-насосним (що в свою чергу визначається дебітом свердловин, депресією на пласт))
діаметр експлуатаційних колон (якщо одна свердловина експлуатує кілька пластів, на кожен з яких спускається ЕЦН, то необхідно спускати кілька рядів НКТ - тобто d колони збільшується)
діаметр НКТ (d мінімальний - max дебіти, великі гідравлічні втрати. d max - передчасне припинення фонтанування свердловин)
можливість одночасно роздільної експлуатації
ізоляція обвідного інтервалів
можливість застосування приладів для контролю за станом вироблення кожного пласта.
4 Група: Технологічні фактори:
серед яких необхідно обов'язково врахувати:
щільність сітки експлуатаційних свердловин кожного пласта
вибір методу ППД (заводнення)
можливість контролю і регулювання процесу розробки кожного пласта і Е.О. в цілому
можливість застосування методів нафтовіддачі пластів
5 Група: Економічні чинники:
Залежно від різних способів поєднання пластів в е.об'ект на підприємстві складаються кілька варіантів розробки які враховують всі вище викладені групи чинників, а також:
собівартість 1тонни нафти; питомі капітальні вкладення на буріння свердловин і промислове устаткування; і витрати на ОРЕ (одночасно-роздільне експлуатацію)
24) Визначення і класифікація системи розробки нафтового родовища
Система розробки - це сукупність техніко-технологічних і організаційних взаємопов'язаних інженерних рішень, спрямованих на переміщення нафти (газу) в продуктивних пластах до вибоїв видобувних свердловин.
Систему розробки нафтових родовищ визначають:
порядок введення експлуатаційних об'єктів многопластового родовища в розробку;
сітки розміщення свердловин на об'єктах, темп і порядок введення їх в роботу;
способи регулювання балансу та використання пластової енергії.
Слід розрізняти системи розробки многопластових родовищ і окремих покладів (однопластових родовищ).
Класифікація систем розробки.
1. Системи розробки при відсутності впливу на пласти. Якщо передбачається, що нафтове родовище буде розроблятися в основний період при режимі розчиненого газу, для якого характерно незначне переміщення водонефтяного розділу, т. Е. При слабкій активності законтурного вод, то застосовують рівномірний, геометрично правильне розташування свердловин по чотирьохточкові (рис. 2) або трехточечной (рис. 3) сітці. У тих же випадках, коли передбачається певне переміщення водонефтяного і газонафтового розділів, свердловини розташовують з урахуванням положення цих розділів
2. Системи розробки з впливом на пласти.
2.1. Системи з законтурний впливом (заводнением).
Системи розробки нафтового родовища із застосуванням законтурного заводнення, як і всі системи з впливом на пласт, відрізняються від систем без впливу на пласт, як правило, великими значеннями параметрів 5С і NKP, т. Е. Більш рідкісними сітками свердловин. Ця особливість при впливі на пласт пов'язана, по-перше, з отриманням великих дебітів свердловин, ніж при розробці без впливу на пласт, що дозволяє забезпечити високий рівень видобутку нафти з родовища в цілому меншим числом свердловин. По-друге, вона пояснюється можливістю досягнення при впливі на пласт більшої нафтовіддачі і, отже, можливістю встановлення більшої величини видобутих запасів нафти, що припадають на одну скважіну.2.2. Системи з внутріконтурного впливом, 2.2.1. Рядні системи розробки
-Про д н о р я д н а я система
-Т р е х р я д н а я і п я т и р я д н а я з собою та т м и.
2.2.2. Системи з майданних розташуванням свердловин: -5 - 7 - 9
Можна вказати чотири основних параметри, якими характеризують ту чи іншу систему розробки.
1. Параметр щільності сітки свердловин Sc. рівний площі нафтоносності, що припадає на одну свердловину, незалежно від того, є свердловина добувної або нагнітальної. Якщо площа нафтоносності родовища дорівнює S. а число свердловин на родовищі п, то
Розмірність [SC] = м 2 / скв. У ряді випадків використовують параметр SСД. рівний площі нафтоносності, що припадає на одну видобувну свердловину.
2. Параметр А.П. Крилова NKP, рівний відношенню видобутих запасів нафти N до загальної кількості свердловин на родовищі:
Розмірність параметра [Nкр] = т / скв.
3. Параметр ω. рівний відношенню числа нагнітальних свердловин nн до числа видобувних свердловин nд:
Параметр ω безрозмірний.
4. Параметр ωр. рівний відношенню числа резервних свердловин, що буряться додатково до основного фонду свердловин на родовищі до загальної кількості свердловин. Резервні свердловини бурять з метою залучення в розробку частин пласта, не охоплених розробкою в результаті виявилися в процесі експлуатаційного його разбуривания невідомих раніше особливостей геологічної будови цього шару, а також фізичних властивостей нафти і містять її порід (литологической неоднорідності, тектонічних порушень, неньютоновскіх властивостей нафти і т.д.). Якщо число свердловин основного фонду на родовищі становить п, а число резервних свердловин, то
Параметр ωр безрозмірний.