Презентация по дисциплине "Геология" - "Разработка нефтяных и газовых месторождений"

Разработка  нефтяных и газовых  месторождений

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Природным режимом залежи называют совокупность  естественных сил (видов энергии),  которые обеспечивают  перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих  скважин. В  нефтяных  залежах  к  основным  силам,  перемещающим  нефть  в  пластах,  относятся:  •напор контурной воды под действием ее массы – водонапорный режим; •напор  контурной  воды  в  результате  упругого  расширения  породы  и  воды  ­  упруговодонапорный;  •давление газа газовой шапки ­ газонапорный (режим газовой шапки);  •упругость  выделяющегося  из  нефти  растворенного  в  ней  газа  ­  растворенного газа;  •сила тяжести нефти ­ гравитационный.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии  являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор  краевых пластовых вод.  Соответственно различают режимы: •газовый  •упруговодогазонапорный

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим) Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме ВНКк ВНКтек ВНКнач 1 2 3 4 изменение объема залежи в процессе:  1­ интервалы перфорации; 2­нефть; 3­вода;  4­ направление движения воды и нефти;  положение ВНК: ВНКнач­начальное,  ВНКк – конечное;    в  При  залежь  водонапорном  режиме  основным видом энергии является  напор  краевой  воды,  которая  внедряется  и  относительно  быстро  полностью  компенсирует  отбираемое  количество  нефти  и  попутной  воды.  В  процессе  эксплуатации  залежи  в  ее  пределах  происходит  движение всей массы нефти. Объем  постепенно  сокращается за счет подъема ВНК.  залежи

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим) Режим  свойственен  залежам,  приуроченным  к  инфильтрационным  водонапорным  системам,  при  хорошей  гидродинамической  связи  залежи  с  законтурной зоной пласта и с областью питания.  Это обеспечивается при следующих геологических условиях:  •больших размерах законтурной области;  •небольшой удаленности залежи от области питания,  •высокой  проницаемости  и  относительно  однородном  строении  пласта­ коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;  •отсутствии тектонических нарушений,  •низкой вязкости пластовой нефти;  •при  небольших  размерах  залежи  и  соответственно  умеренных  отборах  жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью  компенсироваться внедряющейся в залежь водой.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим) Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме Рпл Рнас G В II  стадия я и д а т с   I III  стадия qж qн IV  стадия 0,1 0,3 0,5 0,7 kизвл.н Основной период разработки основных  показателей  динамика  разработки:  давление:  Рпл  –пластовое,  Рнас  –насыщение;  годовые  отборы:  qк  –  нефти,  qж  –  жидкость;  В  –  обводненность  продукции;  G  –  промысловый  газовый  фактор;  kизвл.н­коэффициент  извлечения  нефти   режим  особенности  отличают  динамики  Водонапорный  следующие  показателей разработки: •тесная  связь  поведения  динамического  пластового давления с величиной текущего  отбора  жидкости  из  пласта  ­  относительно  небольшое  снижение  его  при  увеличении  отбора,  при  постоянном  при  уменьшении  отбора,  восстановление  почти  до  начального  пластового  давления  при  полном  прекращении  отбора  жидкости  из  залежи; область снижения давления обычно  ограничивается площадью залежи; неизменная  отборе,  величина  увеличение

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим) Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме Рпл Рнас G В II  стадия я и д а т с   I III  стадия qн qж IV  стадия 0,1 0,3 0,5 0,7 kизвл.н Основной период разработки основных  показателей  динамика  разработки:  давление:  Рпл  –пластовое,  Рнас  –насыщение;  годовые  отборы:  qк  –  нефти, qж – жидкость; В – обводненность  продукции;  G  –  промысловый  газовый  фактор;  kизвл.н­коэффициент  извлечения  нефти   Водонапорный  следующие  показателей разработки: режим  особенности  отличают  динамики  •практически  неизменные  на  протяжении  всего  периода  разработки  средние  значения  промыслового газового фактора;  •достигаемый  высокий  темп  годовой  добычи нефти в период высокой стабильной  добычи  нефти,  называемый  II  стадией  разработки,  ­  до  8­10%  в  год  и  более  от  начальных  извлекаемых  (НИЗ);  отбор  за  основной  период  разработки  (за  первые  85­90%  извлекаемых запасов нефти;  При   водонапорном   режиме   достигается  наиболее  высокий  коэффициент  извлечения нефти ­ до 0,6­0,7..  стадии)  запасов  около  три

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим) Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора  краевой  воды,  но  в  отличие  от  водонапорного  режима  основным  источником  энергии  при  этом  служит  упругость  пород­коллекторов  и  насыщающей их жидкости пласта.  В  этой  части  водоносной  При  этом  режиме  отбор  жидкости  не  полностью  компенсируется  внедряющейся  в  залежь  водой.  В  результате  снижение  давления  в  пласте  постепенно  распространяется  за  пределы  залежи  и  захватывает  большую  область  области  происходит  соответствующее  расширение  породы  и  пластовой  воды.  Коэффициенты  упругости  воды  и  породы  незначительны,  однако  при  больших  размерах  области  сниженного  давления,  во  много  раз  превышающих  размеры  залежи,  упругие силы пласта служат источником значительной энергии.  Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических  условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных  систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с  областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной  проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости  нефти.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим) Рпл G я II  стадия и д а т с   I В qн qж Рнас III  стадия IV  стадия 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,7 Основной период разработки kизвл.н аналогичен  однако  Процесс  вытеснения  нефти  водой  из  водонапорному  пласта  вследствие  менее  режиму,  благоприятных  геолого­физических  условий  доля  неизвлекаемых  запасов  по  сравнению  с  водонапорным  режимом  несколько возрастает.  Динамика основных показателей давление:  Рпл  –пластовое, Рнас –насыщение;  годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость;  В ­ обводненность продукции;  G ­ промысловый газовый фактор;  kизвл.­коэффициент извлечения нефти

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим) Рпл G В Динамика  при  упруговодонапорном  режиме    имеет  и  сходства  с  динамикой водонапорного режима, и отличия от нее:  показателей  разработки  qн qж Рнас III  стадия IV  стадия я II  стадия и д а т с   I 0,1 0,2 0,3 0,4 Основной период разработки 0,5 0,7 kизвл.н Динамика основных показателей давление:  Рпл  ­  пластовое,  Рнас  ­  насыщение;  годовые  отборы:  qк  –  нефти, qж – жидкость;  В ­ обводненность продукции;  G ­ промысловый газовый фактор;  kизвл.­коэффициент извлечения нефти   периода  разработки  Отличия  заключаются  в  следующем:  при  упруговодонапорном  режиме  на  протяжении  всего  происходит  снижение  пластового  давления;  по  мере  расширения области снижения давления вокруг  залежи  темп  падения  давления  постепенно  замедляется, в результате отбор жидкости при  падении  давления  на  1  МПа  во  времени  постепенно возрастает.  Основное сходство состоит в том, что на  разработки  всего  периода  газовый  фактор  остается  вследствие  превышения  давлением  протяжении  промысловый  постоянным  пластового  насыщения. над  давления

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим) Кривая  1  соответствует  случаю,  когда  упруговодонапорная система имеет большие размеры  Рпл. Рпл.нач Рнас 3 2 1 областью,  Кривая  2  отражает  случай  с  небольшой  относительно  что  законтурной  продуктивных  характерно  горизонтов,  или  проницаемость  резко  снижается  в  законтурной  области,  или  имеются  дизъюнктивные  на  нарушения  небольшом удалении от залежи.  которых  для  в  динамического  Qж пластового  Зависимость  давления  Рпл  от  накопленной  добычи  жидкости Qж  с начала ее разработки. Размеры  законтурной  области:  1­большие;  2­небольшие;  3­ законтурная область практически отсутствует Зависимость, представленная  линией 3, указывает на то, что добыча жидкости  осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной области  (залежь литологического типа или запечатанная). Такой режим залежей в  практике называют упругим.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Рпл  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим) В G qн qж Рнас III  стадия IV  стадия я II  стадия и д а т с   I 0,1 0,2 0,3 0,4 Основной период разработки 0,5 0,7 kизвл.н Темп  нефти  добычи  при  упруговодонапорном  режиме  во  II  стадии  разработки обычно не превышает 5­7% в год от  НИЗ.  К  концу  основного  периода  разработки  обычно  отбирается  около  80  %  извлекаемых  запасов.  нефти  Добыча  более  интенсивным обводнением продукции, чем при  водонапорном режиме.  сопровождается  Значение  водонефтяного  фактора  к  концу  разработки может достигнуть 2­3.  Динамика основных показателей ­  давление:  Рпл  ­  пластовое,  Рнас  насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж  – жидкость;  В ­ обводненность продукции;  G ­ промысловый газовый фактор;  kизвл.­коэффициент извлечения нефти коэффициента  извлечения  нефти  обычно  не  превышают  0,5­ 0,55.  конечного  Значения

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим) ГНКнач. ГНКтек. ГНКк ВНК залежи  в  Газонапорный  режим  ­  это  режим  нефтяной части газонефтяной залежи, при  котором нефть вытесняется из пласта под  действием  напора  газа,  заключенного  в  газовой  шапке.  В  результате  снижения  пластового  давления  в  нефтяной  части  залежи  происходит  расширение  газовой  шапки  и  соответствующее  перемещение  вниз ГНК.  в  Режим  чистом  виде  может  действовать  в  залежах,  не  имеющих  гидродинамической связи с законтурной  областью,  или  при  весьма  слабой  активности краевых вод.  Объем  нефтяной  части  залежи  при  ее  связи  с  площади  разработке  опусканием  нефтеносности остается постоянным  сокращается  ГНК.  в  Размер      Изменение  объема  процессе разработки  1  –  газ;  2  –  запечатывающий  слой  на  границе  ВНКнач;  положение  ГНК:  ГНКнач­  начальное,  ГНКк­  конечное; текущее,  ГНКтек­  1 2

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим) Геологические условия, способствую­ щие проявлению газонапорного режима:  •наличие  большой  газовой  шапки,  ГНКнач. ГНКтек. ГНКк ВНК обладающей достаточным запасом  •энергии для вытеснения нефти;  •значительная  высота  нефтяной  части  залежи;  1 2 вертикали;  •высокая  проницаемость  пласта  по  Режим Иизменение объема залежи в  процессе разработки  1 – газ; 2 – нефть; ВНКнач; положение  ГНКтек­  начальное,  ГНК:  текущее, ГНКк­ конечное; ГНКнач­    •малая  вязкость  пластовой  нефти  (не  более 2­3 мПас). целью  С  предотвращения  в  преждевременных  прорывов  нефтяные скважины в них перфорируют  нижнюю  нефтенасыщенной  толщины, т.е. отступают от ГНК.  часть  газа

Рнас = Рпл.нач G я и д а т с   I qн я и д а т с   I I 0,2 0,1 0,3 Основной период разработки Рпл.тек я и д а т с   I I I я и д а т с   V I 0,4 kизвл.н Динамика основных  показателей разработки: давление:  Рпл ­ пластовое, Рнас ­ насыщение;  годовые отборы: qк ­ нефти, qж ­  жидкость; В ­ обводненность  продукции; G ­ промысловый газовый  фактор; kизвл.н­коэффициент  извлечения нефти    ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим) в  При  залежи  разработке  условиях  газонапорного  режима  пластовое  давление  постоянно  снижается.  Темпы  его  снижения  зависят  от  соотношения  объемов  газовой  и  нефтяной  частей  залежи  и  от  темпов  отбора  нефти из пласта.  Темпы  годовой  добычи  нефти  в  процентах  от  НИЗ  во  II  стадии  могут  быть  довольно  высокими  ­  примерно  такими  же,  как  и  при  водонапорном режиме.  фронта  Невысокое  значение  КИН  объясняется  неустойчивостью  вытеснения  (опережающим перемещением газа по наиболее  проницаемым  частям  пласта),  образованием  конусов  пониженной  эффективностью  вытеснения  нефти  газом  по  сравнению с водой.    также  газа,  а

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим) Рнас = Рпл.нач G я и д а т с   I qн я и д а т с   I I я и д а т с   I I I Рпл.тек я и д а т с   V I 0,1 0,2 0,3 Основной период разработки 0,4 kизвл.н Средний  промысловый  газовый  фактор  по  залежи  в  начальные  стадии  разработки  может  оставаться  примерно  постоянным.  газ  из  По  мере  опускания  ГНК  в  скважины  поступает  газовой  шапки,  происходит  выделение  газа  из  нефти  и  значение  газового  фактора  начинает  резко  возрастать,  что  приводит  к  снижению уровня добычи нефти  Динамика основных показателей  разработки:  давление:  Рпл  ­  пластовое,  Рнас  ­  насыщение;  годовые  отборы:  qк  ­  нефти,  qж  ­  жидкость;  В  ­  обводненность  продукции;  G  ­  промысловый  kизвл.н­ коэффициент извлечения нефти  фактор;  газовый    Добыча  нефти  осуществляется  практически без попутной воды.

G ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (режим растворенного газа) Режим  растворенного  газа  ­  режим  нефтяной  залежи,  при  котором  пластовое  давление  падает  в  процессе  разработки  ниже  давления  насыщения,  в  результате  чего  газ  выделяется  из  раствора  и  пузырьки  окклюдированного  газа,  расширяясь,  вытесняют нефть к скважинам.  Рнас Рнл qн я и д а т с   I я и д а т с   I I III  стадия 0,2 Основной период 0,1 разработки IV  стадия 0,3 0,4 kизвл.н Режим  в  чистом  виде  проявляется  при  отсутствии  влияния  законтурной  области,  при  близких  или  равных  значениях  начального  пластового  давления  и  давления  насыщения,  при  повышенном  газосодержании  пластовой  нефти,  при отсутствии газовой шапки  Динамика основных показателей  разработки: давление:  Рпл  –пластовое,  Рнас  – насыщение; годовые отборы: qк – нефти,  qж  –  жидкость;  В  –  обводненность  продукции;  G  –  промысловый  газовый  фактор;  kизвл.н­коэффициент  извлечения  нефти   В процессе разработки происходит уменьшение  нефтенасыщенности  пласта,  объем  же  залежи  остается  неизменным.  В  этим  в  добывающих  всю  скважинах  нефтенасыщенную толщину пласта.  связи  перфорируют  с

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (режим растворенного газа) G Рнас Рнл qн я и д а т с   I я и д а т с   I I стадия 0,2 Основной период 0,1 разработки III  IV  стадия 0,3 0,4 kизвл.н Динамика  показателей разработки: основных  давление:  Рпл  –пластовое,  Рнас  – насыщение;  годовые  отборы:  qк  –  нефти,  qж  –  жидкость;  В  –  обводненность  продукции;  G  –  промысловый газовый фактор; kизвл.н­ коэффициент извлечения нефти   Динамика  годовых  показателей  разработки  залежи  при  этом  режиме  имеет  следующие  особенности:  всего  Пластовое  давление  интенсивно  снижается  на  протяжении  в  результате  чего  разница  между  значениями  давления  насыщения  и  текущим  пластовым  давлением со временем нарастает  разработки,  периода  выделяющегося  .  Промысловый  газовый  фактор  некоторое  время остается постоянным. Затем с увеличением  количества  фазовая  проницаемость  для  него  возрастает  и  значение  промыслового газового фактора увеличивается до  значений, в несколько раз превышающих пластовое  газосодержание  газ,  выделившийся из нефти, не только извлекаемой на  поверхность, но и остающейся в     (в  скважины  поступает  газа   пласте).

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (режим растворенного газа) G Рнас Рнл Дегазация  пластовой  нефти  может  приводить  к  существенному  повышению  ее  вязкости.  Позже  вследствие  нефти  происходит уменьшение и промыслового газового  фактора ­ до нескольких кубометров на 1 м3. пластовой  дегазации  qн я и д а т с   I я и д а т с   I I III  стадия 0,2 Основной период 0,1 разработки IV  стадия 0,3 0,4 kизвл.н В общей сложности за весь период разработки  среднее значение промыслового газового фактора  намного (в 4­5 раз и более) превышает начальное  газосодержание пластовой нефти.   Динамика  показателей разработки: основных  давление:  Рпл  –пластовое,  Рнас  –насыщение; годовые отборы: qк  –  нефти,  qж  –  жидкость;  В  –  обводненность  продукции;  G  –  промысловый  газовый  фактор;  kизвл.н­коэффициент  извлечения  нефти   после  нефти  Добыча  достижения  ее  сразу  же  начинает  максимального  уровня  стадия  разработки  снижаться,  II  продолжается обычно всего один­два года. Нефть  добывают практически без воды.  т.е.

а б ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (гравитационный режим) 1 2 3 Гравитационный режим ­ это режим, при котором  нефть  перемещается  в  пласте  к  скважинам  под  действием силы тяжести самой нефти.  ВНКнач qн,% 10 8 6 4 2 Режим раство­ ренного Гравитационный газа газа 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5kизвл.н Этот  вид  энергии  может  действовать,  когда  другими  ее  видами  залежь  не  обладает.  Режим  может  быть  природным,  но  чаще  проявляется  после завершения действия режима растворенного  газа,  т.е.  после  дегазации  нефти  и  снижения  пластового  проявлению  способствует значительная высота залежи. Нефть  в  пласте  стекает  в  пониженные  части  залежи.  Дебит  скважин  в  целом  низок  и  возрас тает  с  понижением  гипсометрических  отметок  интервалов вскрытия пласта.  давления.  Его  а  ­  изменение  объема  залежи  в  процессе  разработки;  б  ­  динамика  годовых  отборов  нефти  qн,:  1­  3  ­  последовательные  границы  нефтенасыщения  пласта  (в  результате  "осушения"  верхней  части  залежи);  стрелками показано направление фильтрации нефти;

а ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (гравитационный режим) 1 2 3 Дебит  присводовых  скважин  постепенно  уменьшается  в  результате  "осушения"  пласта.  По той же причине сокращается объем залежи.  ВНКнач Нефть  отбирается  очень  низкими  темпами  ­ менее 2­1 % в год от начальных извлекаемых  запасов.  б qн,% 10 8 6 4 2 Режим раство­ ренного Гравитационный газа газа 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5kизвл.н Силы  тяжести  в  пласте  действуют  очень  медленно,  но  течение  длительного  времени  может  быть  достигнут  высокий коэффициент извлечения нефти.  счет  в  за  их  а  ­  изменение  объема  залежи  в  процессе  разработки;  б  ­  динамика  годовых  отборов  нефти  qн,:  1­  3  ­  последовательные  границы  результате  пласта    "осушения"  верхней  части  залежи);  стрелками показано  направление фильтрации нефти;  нефтенасыщения  (в  Пластовое  давление  режиме  рассматриваемом  составляет  газосодержание  пластовой  нефти    единицы кубометров в 1 м3.  десятые  при  обычно  доли  МПа,  ­

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА  ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ  При  газовом  режиме  (режиме  расширяющегося  газа)  приток  газа  к  забоям  скважин  обеспечивается  за  счет  потенциальной  энергии  давления,  под  которым  находится газ в продуктивном пласте.  Ее  запас  обычно  оказывается  достаточным  для  довольно  полной  выработки  залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы).  Режим  формируется  при  отсутствии  влияния  законтурной  области  и  может  иметь  место  в  условиях  как  инфильтрационной,  так и элизионной  водонапорной  системы. При  газовом  режиме  объем  залежи  практически  не  меняется.  Пластовое  давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается.  По газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого  количества  газа  может  отличаться  от  прямолинейной.  Режим  обеспечивает  достаточно  высокие  темпы  добычи  газа  ­  по  крупным  залежам  в  период  максимальной добычи до 8­10°/о начальных запасов в год и более.  Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие ­  0,9­0,97.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ Под системой разработки месторождения понимают  и  технических  совокупность  технологических  мероприятий,  обеспечивающих  извлечение  нефти,  газа, конденсата и попутных компонентов из пластов  и управление этим процессом. В  зависимости  характеристики  от  количества,  толщины,  коллекторов,  типов  и  фильтрационной  глубины  залегания  каждого  из  продуктивных  пластов,  степени  их  гидродинамической  сообщаемости  и  т.  д.  система  разработки  месторождения  может  предусматривать  выделение  в  его  геологическом  разрезе  одного,  двух  и  более  объектов  разработки (эксплуатационных объектов).

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ При  выделении  на  месторождении двух или более объектов  для  каждого  из  них  обосновывается  своя  рациональная  система  разработки.  Будучи  увязанными  между  собой,  системы  разработки  отдельных  эксплуатационных  объектов  составляют  рациональную  систему  разработки  месторождения  в  целом. Рациональной называют систему разработки, которая  обеспечивает возможно более полное извлечение из пластов  нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов  при наименьших затратах.    Рациональная  система  разработки  должна  предусматривать  соблюдение  правил  охраны  недр  и  окружающей  среды,  полный  учет  всех  природных,  производственных  и  экономических  особенностей  района,  рациональное  использование  природной  энергии  залежей,  применение  при  необходимости  методов искусственного воздействия на пласт.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит  геологопромысловое обоснование технологических решений: 1)  о  выделении  эксплуатационных  объектов  на  многопластовом  месторождении;  2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на  залежь  или  целесообразности  разработки  объекта  с  использованием  природной энергии;   3)  при  необходимости  ­  о  методе  воздействия  и  его  оптимальной  размещении  разновидности;  нагнетательных и добывающих скважин на площади: соответствующем  взаимном  о   4) о плотности сетки скважин; 5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте; 6)  о  комплексе  мероприятий  по  контролю  и  регулированию  процесса  разработки. Выбор  оптимального  варианта  выполняют  на  основе  сравнения  динамики  разработки  технологических  экономических  показателей  и  годовых  рассмотренных вариантов.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ Эксплуатационным объектом называют  пласт или группу  пластов, предназначенных для разработки одной серией  добывающих скважин при обеспечении возможности  регулирования разработки каждого из пластов или зональных  интервалов (объектов разработки) отдельно. Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько пластов одной  залежи  или  несколько  залежей  различных  продуктивных  пластов,  следует  называть многопластовым эксплуатационным объектом.  Под объектом разработки понимают отдельный пласт или  зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому  осуществляется контроль и регулирование разработки.  Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов  разработки.