что такое объект разработки

Понятие об объекте разработки

Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

1) геолого-физические свойства пород-коллекторов;

2) физико-химические свойства нефти, воды и газа;

3) фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

4) технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

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.

Каждый эксплуатационный объект разбуривается по определенной системе. Устанавливаются определенные расстояния между добывающими скважинами, их взаимное расположение, параметры сетки скважин. При определении порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку решается вопрос об определенной системе расположения скважин по разрезу месторождения. В этом случае обычно вводится понятие «серия» скважин, оно отображает порядок разбуривания месторождения добывающими скважинами по разрезу, т.е. в пределах этажа нефтеносности или этажа разработки.

Анализ материалов по методике и практике выделения эксплуатационных объектов в нашей стране, а также в целом ряде зарубежных стран позволяет сделать вывод, что при их выделении следует учитывать пять групп факторов:

Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно подойти к выделению эксплуатационных объектов.

Геолого-промысловые факторы. Из этой группы учитываются следующие:

1) возможность и однозначность расчленения разреза месторождения, корреляция отложений и выделения продуктивных пластов;

2) литологическая характеристика продуктивных пластов;

3) общая, эффективная и нефтенасыщенная мощности продуктивных пластов;

4) коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным;

5) результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами;

6) физико-химические свойства нефти, газа и воды;

7) мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, мощность покрышек;

8) методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазоносности;

9) запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения;

10) первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу месторождения;

11) гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

Гидродинамические факторы.Гидродинамические расчеты при выделении ЭО применяются для решения ряда задач, важнейшими из которых являются:

1) установление годовой добычи по залежи каждого пласта:

2) определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки;

3) установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;

4) оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению;

5) расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;

6) определение продолжительности отдельных стадий разработки месторождения;

7) нахождение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.

1) Способ и технические возможности эксплуатации. Не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различным способом эксплуатации.

2) Выбор диметра эксплуатационных колонн

3) Выбор диаметра НКТ и т.д.

4) Технологические факторы

5) выбор сетки добывающих скважин каждого объекта эксплуатации.

6) выбор метода поддержания пластового давления.

7) возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи.

Таким образом, выделение эксплуатационных объектов разработки является оптимизационной задачей.

Обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматривают геолого-геофизические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

Показателем, характеризующим технологический эффект, возникающий в результате объединения нескольких пластов для совместной эксплуатации может быть принят коэффициент продуктивности скважин, эксплуатирующих несколько пластов совместно Кпр. совм, который интегрально характеризует условия эксплуатации данной скважины.

В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов нефтяных месторождений различных нефтегазодобывающих районов страны было замечено, что среднее значение коэффициентов продуктивности скважины Кпр. совм, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы средних значений коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно, т.е.

где -среднее значение коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих только i-тый пласт (i=1,2. n); n-число пластов, объединенных в эксплуатационный объект.

Причинами снижения коэффициента продуктивности Кпр. совм являются:

1) нелинейный характер фильтрации жидкости;

2) характер работы различного типа подъемников и потерь нефти за счет гидравлических сопротивлений;

3) взаимовлияние пластов, обусловленное распредилением давления по объему многопластового ЭО, зависящего от изменения геолого-промысловых признаков по площади и по разрезу пластов.

4) Величины средних коэффициентов продуктивности при совместной эксплуатации пластов Кпр.совм будет тем меньше, чем больше пластов объединяется в ЭО и чем больше разница в геолого-промысловых характеристиках пластов.

Источник

Объект и система разработки

Объекты разработки могут подразделяться на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Выделение объектов разработки является важной составной частью создания такой системы.

Можно посчитать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Но при этом следует учитывать, что чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и к ухудшению технико-экономических показателей.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки может оказаться нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват объекта воздействием по вертикали, так как в активную разработку включатся только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергнутся воздействию закачиваемым в пласт агентом (водой, газом). С целью повышения охвата таких пластов разработкой они разделяются на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти нецелесообразно объединять в один объект, так как они могут разрабатываться с применением различной технологии извлечения нефти из недр, с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта из-за необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев не всегда целесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также разная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных «контактов») в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

Следует помнить, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу, и только после этого можно принимать решение о выделении объектов разработки.

Классификация и характеристика систем разработки

Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с определением системы необходимо использовать большое число параметров. На практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

· наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

· расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Известно четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки:

1. Плотность сетки скважин S_c, равная 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 n, то

Иногда используется параметр S_д, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

3. Отношение числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д параметр w:

4. Отношение числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин – параметр w_р. 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 n, а число резервных скважин n_р, то

Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами скважин, между скважинами в рядах.

Применяется следующая классификация систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам:

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, характеризующемся незначительным перемещением водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырех- или трехточечной сетке. Когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 1).

Параметр N_кр также изменяется в широких пределах. Он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, а иногда доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния l между скважинами (рис. 2) вычисляются по формуле:

Формула используется для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр w равен нулю, а параметр w_р может составлять 0,1-0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты применяют редко, в основном, в случае длительно эксплуатируемых истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. В США разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещинными коллекторами при высоком напоре законтурных вод.

Дата добавления: 2017-08-01 ; просмотров: 1923 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Объект разработки. Выделение объектов разработки.

Объект разработки — это искусственно выделенное в преде­лах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

Рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез кото­рого показан на рисунке 1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разра­ботки (объект 1), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект П).

Рис. 1: Разрез многопластового нефтяного месторождения

Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабатывать с примене­нием обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти паром, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового горения.

Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существен­ное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное решение о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработки.

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возврат­ный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуа­тирующими в этот период другой объект.

На выделение объектов разработки влияют следую­щие факторы.

1) Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.

2) Физико-химические свойства нефти и газа.

3) Фазовое состояние углеводородов и режим пластов

4) Условия управления процессом разработки нефтяных месторож­дений.

15.Классификация и хар-ка систем разра­ботки и условия их применения

Системой разработки нефтяного месторождения называют совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяю­щих объекты разработки; последовательность и темп их разбури­вания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположе­ние нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

Однако на практике системы разработки нефтяных месторож­дений различают по двум наиболее характерным признакам:

1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлече­ния нефти из недр;

2) расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки неф­тяных месторождений. Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1) Параметр плотности сетки скважин S_С, 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 n, то:

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:

3) Параметр w, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

4) Параметр, w_р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на ме­сторождении к общему числу скважин. Если число скважин основного фонда на место­рождении составляет n, а число резервных скважин n_р, то

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на плас­ты: равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 1) или трех­точечной (рис. 2) сетке.

Рис. 1. Расположение скважин по четырехточечной сетке:

Рис. 2. Расположение скважин по трехточечной сетке:

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

1) Законтурное заводнение. Применяется в пластах с хорошей ГД-связью между законтурными и нефтяными скважинами; Нефть ветесняется оторочкой пластовой воды.

2) Внутриконтурное заводнение. Нагн. скв. размещаются внутри контура нефтеносности. Прим-ся при больших размерах залежи или плохой ГД-связи.

3) блоковое заводнение (для крупных месторождений). Месторождение разбивается на площади. Площади разбиваются рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки. Эта система позволяет применять перенос нагнетания в другие скважины и изменять направления фильтрационных потоков.

4) очаговое заводнение (скважины для нагнетания выбираются с высоким К_прод

5) площадное заводнение. Исп-ся в следующих вариантах:

— с самого начала разработки месторождения;

— как вторичный метод разработки месторождения.

16.Виды пластовой энергии. Режимы ра­боты пластов

Виды пластовой энергии:

1) напор подошвенных и краевых вод;

2) энергия сжатых газов газовой шапки;

3) энергия упругости сжатых горных пород и жидкостей;

4) капиллярные силы/давления;

6) энергия вытесняющих агентов.

Энергии этих видов могут проявляться в залежи совместно, а энергия упругости наблюдается всегда. В нефтегазовых залежах в присводовой части активную роль играет энергия газовой шапки, а в приконтурных зонах — энергия напора или упругости пластовой воды.

Режимом работы залежи называется проявление преобладаю­щего вида пластовой энергии в процессе разработки.

По преобладающему виду энергии различают следующие ре­жимы работы нефтяных залежей:

1) замкнуто-упругий – нефть выделяется из скелета горной породы при снижении давления и проявления упругих сил если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута);

2) упруго-водонапорный – возникает в пласте с обширными водоносными областями, имеющими большие запасы пластовой энергии при литологической или тектонической незамкнутости залежи.

3) искусственно-водонапорный – проявляется, когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и по­ступлением в пласт краевых или подошвенных вод при пласто­вых термодинамических условиях.

4) растворенного газа – обусловлен проявлением энергии расшире­ния растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения, что сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширя­ясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин.

5) газонапорный – газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазокон­денсатной).

— гравитационный – начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились.

6) смешанный – режим, при котором возможно одновременное проявление энергий растворенного газа, упругости и напора воды.

Такое деление на режимы в «чистом виде» весьма условно. При реальной разработке месторождений в основном отмечают смешанные режимы.

Источник

Объект разработки. Выделение объектов разработки.

Объект разработки — это искусственно выделенное в преде­лах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

Рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез кото­рого показан на рисунке 1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разра­ботки (объект 1), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект П).

Рис. 1: Разрез многопластового нефтяного месторождения

Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабатывать с примене­нием обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти паром, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового горения.

Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существен­ное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное решение о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработки.

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возврат­ный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуа­тирующими в этот период другой объект.

На выделение объектов разработки влияют следую­щие факторы.

Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.

Физико-химические свойства нефти и газа.

Фазовое состояние углеводородов и режим пластов

Условия управления процессом разработки нефтяных месторож­дений.

15.Классификация и хар-ка систем разра­ботки и условия их применения

Системой разработки нефтяного месторождения называют совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяю­щих объекты разработки; последовательность и темп их разбури­вания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположе­ние нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

Однако на практике системы разработки нефтяных месторож­дений различают по двум наиболее характерным признакам:

наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлече­ния нефти из недр;

расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки неф­тяных месторождений. Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

Параметр плотности сетки скважин S_С, 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 n, то:

В ряде случаев используют параметр S_СД, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

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

Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

Параметр, _р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на ме­сторождении к общему числу скважин. Если число скважин основного фонда на место­рождении составляет n, а число резервных скважин n_р, то

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на плас­ты: равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 1) или трех­точечной (рис. 2) сетке.

Рис. 1. Расположение скважин по четырехточечной сетке:

1  условный контур нефте­носности; 2  добывающие сква­жины.

Рис. 2. Расположение скважин по трехточечной сетке:

1  условный контур нефтеносности; 2  добывающие сква­жины.

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

Законтурное заводнение. Применяется в пластах с хорошей ГД-связью между законтурными и нефтяными скважинами; Нефть вытесняется оторочкой пластовой воды.

Внутриконтурное заводнение. Нагн. скв. размещаются внутри контура нефтеносности. Прим-ся при больших размерах залежи или плохой ГД-связи.

блоковое заводнение (для крупных месторождений). Месторождение разбивается на площади. Площади разбиваются рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки. Эта система позволяет применять перенос нагнетания в другие скважины и изменять направления фильтрационных потоков.

очаговое заводнение (скважины для нагнетания выбираются с высоким К_прод

площадное заводнение. Исп-ся в следующих вариантах:

с самого начала разработки месторождения;

как вторичный метод разработки месторождения.

Источник