Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов

3.6. Показатели разработки нефтяных месторождений 
 
3.6.1. Технологические показатели разработки. 
Под технологическими 
показателями разработки понимается набор промысловых, расчетных
и других данных эксплуатационного объекта, определенных на конкрет-
ную дату, которые характеризуют состояние разработки. К технологичес-
ким показателям разработки относятся: текущая добыча нефти и жидкости, 
накопленная добыча нефти и жидкости, дебиты нефти и жидкости, фонд 
(число) действующих, ликвидированных и вновь пробуренных добываю-
щих и нагнетательных скважин, обводненность, текущий КИН, темпы от-
бора от начальных и остаточных извлекаемых запасов и другие. Всего 
более 50 параметров. Обычно представляются в виде таблицы, в которой 
указаны время (в годах) сначала разработки объекта до последнего, теку-
щего года и показатели разработки за каждый год. Для анализа изменения
показателей разработки во времени строят графики (например, рис. 3.4., 
3.5, см. далее) или гистограммы, соответствующих параметров. В этом 
случае говорят о динамике, изменении показателей разработки во времени. 
 
Изменения показателей разработки необходимы для анализа текущего 
состояния разработки, сравнения фактических и проектных показателей, 
контроля над выработкой запасов, регулирования процесса разработки. 
Несоответствие, расхождений фактических и проектных показателей 
свидетельствует либо о не полном выполнении проектных решений, либо
о недостаточной геологической изученности объекта, либо о неудачно вы-
бранной системе разработки. А значит о необходимости внесения измене-
ний, корректировки проектных документов, геологической и гидродинами-
ческой моделей, выбору мероприятий по регулированию разработки экс-
плуатационного объекта.
3.6.2. Размещение скважин. Плотность сетки скважин. 
Под размеще-
нием скважин понимают расстояния между скважинами их положение от-
носительно друг друга, темп и порядок ввода скважин в эксплуатацию. 
Скважины размещаются по равномерной сетке и неравномерной, рядовой.
 
Плотность сетки скважин определяется: 
n
S
S
c

, [S
c
]=га/скв
S
– площадь нефтеносности; 
S
c
меняется в пределах 10 ÷ 60 га/скв. 
n
– общее число скважин. 
n=n
д
+n
н 
n
д
– число добывающих скважин,
n
н
– число нагнетательных скважин. 
Кроме плотности сетки скважин 
S
c
,
используют плотность сетки 
добывающих скважин 
д
cд
n
S
S


---

Физический смысл плотности сетки скважин это площадь, нефтенасы-
щенного пласта приходящаяся на одну эксплуатационную скважину.
Практикой установлено, что плотность сетки скважин влияет на 
нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более прерывисты и неод-
нородны пласты, чем хуже литолого-физические свойства коллекторов, 
выше вязкость нефти. Под уплотнением сетки скважин понимается 
увеличения числа эксплуатационных скважин при неизменной площади 
разработки, плотности сеток скважин 
S,
S
c
– уменьшаются. 
Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах 
увеличивает нефтеотдачу. В каждом конкретном случае выбор плотности 
скважин зависит от конкретных физико-литологических условий.