2.1. Параметры, характеризующие систему разработки

Данное на предыдущем разделе определение системы разработки нефтяного месторождения — общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением необходимо использовать большое число параметров. 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.

Ф о н д с к в а ж и н — общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется он на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.

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

Параметр плотности сетки скважин Sc — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении n, то

(2.1)

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

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова Nкр — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

. (2.2)

Размерность параметра [Nкр] = т/скв.

Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т. е. . Этот параметр характеризует интенсивность системы заводнения.

Параметр ωр— отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т. е. .

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).

Кроме указанных параметров используют ряд других показателей, таких, как расстояние от контура нефтеносности до первого ряда добывающих скважин, расстояние между рядами, ширина блока и др.

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.