Коллоквиум 1. Общие сведения о разработке нефтяных и газовых месторождении

• Название: Общие сведения о разработке нефтяных и газовых месторождении
• Дата: 27.03.2023
• Размер: 197.75 Kb.
• Имя файла: Коллоквиум 1.docx
• Тип: Документы; #1019528

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

ФГАОУ ВО «Казанский (Приволжский) федеральный университет»

Институт геологии и нефтегазовых технологий

Кафедра геологии нефти и газа имени академика А.А. Трофимука

КОЛЛОКВИУМ № __1__

по дисциплине «Оператор по добыче нефти и газа»

на тему: Общие сведения о разработке нефтяных и газовых месторождении

^{название}

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

Рецензент:	Студент (бакалавр):
Доцент,	Группы 03-008
кандидат технических наук	Специализация - Нефтегазовое дело
Яраханова_____________________	Ашрафзянов_______________________
	Фамилия
Диляра_______________________	Ислам____________________________
	Имя
Газымовна____________________	Миннихаевич______________________
	Отчество
_________________________________	______________________________________
Подпись	Подпись

Казань 2023

План

1Что вы понимаете под нефтяным и газовым месторождением? 3

2Какие вы знаете режимы работы залежей? 9

3Конструкция нефтяных и газовых скважин 14

4Что вы понимаете под системой разработки нефтяных и газовых месторождений? 19

5Что такое эксплуатационный объект и как его выделяют? 21

Список используемых источников 25

1. 
   Что вы понимаете под нефтяным и газовым месторождением?
   

Месторождение – это скопление природных полезных ископаемых в земной коре в результате геологических процессов, которые удовлетворяют требованиям промышленности по количеству и качеству.

Нефтяные и газовые месторождения – это скопления углеводородов в земной коре, которые приурочены к одной или несколько залежей, расположенных к одной территорий или связаны с геологическим строением.

Классификация месторождений нефти и газа [6]:

1. 
   По размеру запасов:
   

Месторождения	Запасы
	Извлекаемые запасы нефти, млн.т	Балансовые запасы газа, млрд. т
Мелкие	до 10	до 10
Средние	10—30	10—30
Крупные	30—300	30—500
Уникальные	свыше 300	свыше 500

2. 
   По фазовому состоянию:
   

• 
  Нефтяные – в составе только нефть с присутствием растворенного газа;
  
• 
  Газонефтяные – состоит из нефти и газа, но по объемному соотношению большая часть составляет нефть;
  
• 
  Нефтегазовые – состоит из нефти и газа, но по объемному соотношению большая часть составляет газ;
  
• 
  Газовые – состоит в основном газ;
  
• 
  Газоконденсатные – состоит из газа и конденсата;
  
• 
  Нефтегазоконденсатные – состоит из нефти, газа и конденсата.
  

3. 
   По сложности геологического строения месторождения:
   

• 
  Простые – однофазные залежи, с отсутствием нарушений или незначительных нарушений структур, характеризуются устойчивостью пласта внешним воздействиям и фильтрационно-емкостными свойствами;
  
• 
  Сложные – одно или двухфазные залежи, с присутствием литологических замещений коллекторов малопроницаемыми породами, характеризуются влиянием внешнего воздействия на пласт и фильтрационно-емкостными свойствами;
  
• 
  Очень сложные – одно или двухфазные залежи, характеризуется литологическими замещениями и тектоническими нарушениями, влиянием внешнего воздействия на пласт и фильтрационно-емкостными свойствами.
  

4. 
   По степени освоения:
   

• 
  Разрабатываемые – месторождения, на которых осуществляется добыча углеводородов в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку.
  
• 
  Разведываемые – месторождения, на которых проводятся геолого-разведочные работы, в том числе может осуществляться добыча в рамках проекта пробной эксплуатации залежи.
  

5. 
   По содержанию конденсата:
   

• 
  низкоконденсатные - с содержанием конденсата менее 25 г/м ;
  
• 
  среднеконденсатные - с содержанием конденсата от 25 до 100 г/м ;
  
• 
  высококонденсатные - с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м ;
  
• 
  уникальноконденсатные - с содержанием конденсата более 500 г/м.
  

Залежь – это естественное скопление углеводородов, таких как нефть, газ и воды, расположенных в одном или нескольких пласт-коллектор, способных за счет пор или трещин под давлением, способное подпирать к малопроницаемым породам (ловушка) и разрабатывать данную площадь [4].

По происхождению, залежи делятся на [4]:

• 
  Структурные – это залежи, отнесенные к ловушкам, образованные за счет изгиба отложений или за счет выклинивания отложений. Большая часть залежей приурочены к структурному типу.
  
• 
  Стратиграфические – это залежи, связанные с ловушками, образованные за счет размыва проницаемых отложений и перекрытием их малопроницаемыми отложениями.
  
• 
  Литологические – это залежи, связанные с ловушками, образованные за счет замещения проницаемых отложений с малопроницаемыми отложениями.
  

Ловушка – часть природного резервуара, в котором могут образовываться скопления нефти и газа благодаря проницаемости коллектора и непроницаемой покрышки.

Строение ловушки:

Покрышки (флюдоупоры) – малопроницаемые породы, через которые не происходит фильтрация жидкости и газа, и экранируют коллектор и препятствуют разрушению его. Покрышка состоит из кровли и подошвы.



Рисунок 1 – Строение ловушки

• 
  Кровля – верхняя поверхность пласта-коллектора, представляющего собой малопроницаемую породу и которая контактирует более молодым слоем.
  
• 
  Подошва – нижняя поверхность пласта-коллектора, представляющего собой малопроницаемую породу и которая контактирует более древним слоем.
  

Коллектор – это горные породы, обладающие способностью вмещать в себя нефть, газ и воду и отдавать их при разработке.

Неколлектор – это плотные непроницаемые породы, но абсолютно непроницаемых пород не существует, однако при разработке месторождений перепада давления практически все породы непроницаемы для флюидов.

Горная порода – это минеральное вещество с присутствием органических остатков, природного происхождения образующееся в земной коре за счет геологических процессов.

Генетическая классификация горных пород [8]:

1. 
   Магматические породы:
   

• 
  Интрузивные – образуются при засты­вании магмы, внедрившейся в земную кору;
  
• 
  Эффузивные – связанные с застывани­ем излившейся на поверхность лавы при вулканических про­цессах;
  
• 
  Жильные – образованные при остывании магмы в про­тяженных в двух направлениях трещинах и полостях.
  

2. 
   Осадочные породы:
   

• 
  Терригенные – образовались в про­цессе механического накопления обломков ранее существо­вавших пород;
  
• 
  Хемогенные – возникшие в результате осаждения растворов в кри­сталлической или аморфной форме в водных растворах морей, океанов и озер;
  
• 
  Органогенные – результат жизне­деятельности организмов или скопления остатков отмерших организмов.
  

3. 
   Метаморфические породы:
   

• 
  Региональный метаморфизм - развивается в зонах ин­тенсивного прогибания земной коры, когда осадочные и из­верженные породы попадают в условия повышенных температур и давления, а также подвергаются воздействию высоко­температурных водных растворов;
  
• 
  Динамометаморфизм - преобразование горных пород под воздействием интенсивного ориентированного давления в пределах относительно узких зон и плоскостей нарушения сплошности, т. е. разломов земной коры;
  
• 
  Метасоматизм – сложный физико-химический процесс замещения минералов, вмещающих по­род новыми минералами под воздействием высокой температуры, давления и при участии нагретых водных растворов.
  

Физические свойства:

1. 
   Пористость – это свойство, определяющие наличие пустот в породе. Единицы измерения – % или доли единицы.
   

• 
  Абсолютная – отношение суммарного объема пор к объему образца.
  
• 
  Открытая – отношение порового пространства, включающее сообщающиеся между собой пор к общему объему образца.
  
• 
  Эффективная – объем поровой системы способной вместить нефть и газ за вычетом остаточной воданасыщенности.
  

2. 
   Проницаемость – свойство горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления. Единицы измерения Дарси и метры квадратные.
   

• 
  Абсолютная – это проницаемость при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом.
  
• 
  Фазовая – это проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред.
  
• 
  Относительная – это отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости для данного флюида.
  

3. 
   Гидропроводность – это способность горной породы пропускать через себя жидкость при этом насыщая его поры. Единицы измерения мкм²*см/Па*с.
   

Где k – проницаемость породы, мкм²; h – эффективная толщина, см; µ - вязкость жидкости, сП или Па*с.

4. 
   Удельная поверхность – это суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Единицы измерения м²/м³ или см²/см³
   

Где m - пористость породы, % или д.ед.; r - радиус песчинки, мм.

5. 
   Гранулометрический состав – это содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в % от массы или количества зерен в образце.
   
6. 
   Насыщенность – это относительная степень заполнения порового пространства той или иной жидкостью или газом. Единицы измерения доли единицы или %.
   

; ; .

Где V_нефть, V_вода, V_газ – общие объемы всех пустот, заполненных нефтью или водой или газом к суммарному объему всех пустот в породе V_пор.

2. 
   Какие вы знаете режимы работы залежей?
   

• 
  Водонапорный режим [5, 9]:
  

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой (или подошвенной) воды, которая внедряется в залежь и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. Нефть движется в пласте к забоям добывающих скважин под напором краевых (или подошвенных) вод. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК. Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии. Это искусственный режим, когда преобладающим видом энергии является энергия закачиваемого с поверхности земли воды или отбор из водоносного пласта. При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти до 0.6 - 0.7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.

• 
  Упруго-водонапорный режим [4, 8, 12]:
  

Это 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 пород-коллекторов, сжатых в недрах под действием горного давления и насыщающей их жидкости. Главное условие упругого режима – превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом Р_н. При этом забойное давление Р_з не ниже Р_н, нефть находится в однофазном состоянии. Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи, имеющие слабую гидродинамическую связь или вообще не имеющие с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.

• 
  Газонапорный режим [4, 11]:
  

Это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем медленнее снижается давление в ней. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной). Эффективность разработки залежи при газонапорном режиме зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне, газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть к забоям скважин.

Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима следующие:

– наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом – энергии для вытеснения нефти;

– значительная высота нефтяной части залежи;

– высокая проницаемость пласта по вертикали;

– малая вязкость пластовой нефти (не более 2-3 мПа·с).

• 
  Гравитационный режим [11, 3]:
  

Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти. Этот вид энергии может действовать в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течении длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти – с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа.

• 
  Газовый режим [3, 4, 8]:
  

При газовом режиме приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт, является давление, создаваемого расширяющимся газом. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа – по крупным залежам в период максимальной добычи до 8-10 % начальных запасов в год и более. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие 0,9-0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.

• 
  Режим растворенного газа [11,4, 9]:
  

Это режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из нефти и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Это приводит к образованию в пласте газированной жидкости и возникновению в пласте двухфазной фильтрации (газ и нефть). Режим характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии газовой шапки в залежи и слабом поступлении в ее нефтяную часть контурной воды. Основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. Газ в пористой среде, двигаясь в сторону более низкого давления, действуют на нефть виде поршней, а также увлекают ее за счет сил трения. Пластовое и забойные давления остаются ниже давления насыщения нефти газом.

Для режима растворенного газа характерен высокий темп падения давления и увеличение газового фактора.

• 
  Смешанный режим [12]:
  

Это режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное проявление разных видов энергий в пласте возникают нескольких режимов, которые действуют одновременно.  Различные режимы могут либо одновременно проявляться в разных частях залежи, либо постепенно сменять друг друга во времени. Например, при разработке нефтяной части нефтегазовой залежи, подстилаемой активной подошвенной водой. Работают режимы газонапорный и упруговодонапорный. Ввиду того что нефть в такой залежи полностью насыщена газом, начальный период эксплуатации будет сопровождаться проявлением режима растворённого газа. В дальнейшем ближайшие к контуру водоносности скважины начнут работать за счёт напора контурных вод, а расположенные вблизи контура газоносности — под действием расширения газовой шапки. Если практическое значение указанных действующих сил будет сопоставимо, то режим разработки залежи можно считать смешанным.

3. 
   Конструкция нефтяных и газовых скважин
   

Скважина – это цилиндрическая горная выработка, которая строится без доступа в неё человека, у которой длина превышает во много раз ее диаметра.

Классификация скважин по назначению [5]:

• 
  Разведочные – для выявления продуктивных пластов, изучения размеров и строения залежи.
  
• 
  Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата.
  
• 
  Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления.
  
• 
  Наблюдательные – для контроля за разработкой залежей.
  
• 
  Поисковые – для открытия новых промышленных залежей нефти и газа.
  
• 
  Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, служат для изучения состава и возраста слагающих пород.
  
• 
  Параметрические – для изучения геологического строения малоизвестного района и перспектив его нефтегазоносности.
  
• 
  Структурные – для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.
  

Конструкция скважины – это расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты цемента и диаметра долот.

Рисунок 2 – Конструкция нефтяных и газовых скважин
Обсадные колонны и их назначения:

1. 
   Направление – спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород со стенок скважины. Диаметр 630 мм.
   
2. 
   Кондуктор – перекрывают верхнюю часть геологического разреза неустойчивых пород, пласты, насыщенные водой (пресные воды) и другими флюидами, поглощающие буровой раствор. Диаметр 426 мм.
   
3. 
   Промежуточная колонна – спускаются в том случае, если невозможно бурение без предварительного разобщения зон осложнений (проявления, поглощения, обвалы). Диаметр от 244 мм до 324 мм.
   
4. 
   Эксплуатационная колонна – спускается в скважину для извлечения нефти, газа или для нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Диаметр 146 и 168 мм.
   

Зумпф – это место, представляющий собой колодец, предназначенный для отстаивания и накопления мехпримесей промывочной жидкости для последующей обработки.

Шурф – это скважина, предназначенная для опускания ведущей трубы при наращиваниях колонны бурильных труб. Расположена рядом с ротором буровой вышки.
Конструкции забоев скважин [2]:



Рисунок 2 – Схемы конструкции забоев при закачивании скважин

Где 1- обсадная колонна, 2 – фильтр, 3 – цементный камень, 4 – пакер, 5 – перфорационные отверстия, 6 – продуктивный пласт, 7 – хвостовик.

Открытый забой - предназначены для однородных устойчивых коллекторов (рисунок 2, а). Нижняя часть скважины (до поверхности продуктивного горизонта) не отличается для скважин с забойным фильтром. Продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего сечения до подошвы, при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым. Конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет ограниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются:

• 
  ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения;
  
• 
  небольшая толщина продуктивного горизонта;
  
• 
  невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы призабойной зоны ствола).
  

Скважины с забойным фильтром – предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов (рисунок 2, б и в). До отметки продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим проходному сечению эксплуатационной колонны, затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Далее продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего сечения до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину.

Скважины с перфорированным забоем - наиболее распространённые (рисунок 2, г).

Преимущества:

• 
  надежная изоляция пройденных горных пород;
  
• 
  возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;
  
• 
  простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае ее сложного строения;
  

После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.

Скважины с забойным хвостовиком – предназначены для продуктивных горизонтов с очень крепкими коллекторами (рисунок 2, д). Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. После спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта. При этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным.

Требования к забою скважины:

• 
  Максимальный коэффициент гидродинамического совершенства скважины;
  
• 
  Возможность проведения вторичного вскрытия при условии, что имеются некое количество продуктивных горизонтов в пробуренной скважине;
  
• 
  Забой должен иметь максимально возможную прочность.
  

4. 
   Что вы понимаете под системой разработки нефтяных и газовых месторождений?
   

Система разработки месторождений – это комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на организацию движения нефти и газа к добывающим скважинам [4, 5, 12, 13].

Мероприятия:

• 
  Последовательность и темп разбуривания и обустройства залежи;
  
• 
  Число, соотношение, взаимное расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода;
  
• 
  Мероприятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов;
  
• 
  Мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей.
  
• 
  Меры по охране недр и окружающей среды.
  

Система разработки залежи должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений, чем полнее изучен геолого-промысловый материал, тем точнее определяется система разработки нефтяной залежи.

Данные:	Значение для разработки:
Структура палста	Позволяет построить структурные карты и геологических профилей с расположением ГНК и ВНК
Эффективная нефтенасыщенная толщина
Расчленение на зоны и пропластки
Геометрия пласта	Позволяет определить количество нефти и газа, и выбрать вариант размещения скважин
Режим работы пласта	Позволяет определить потенциальный дебит, сроки разработки залежи и определение доминирующего режима работы залежи
Размеры и свойства водонасыщенной, нефтенасыщенной и газонасыщенной зоны
Динамика пластового давления

На основе геологического, гидродинамического и технико-экономического анализа решаться определяется общее число скважин, о положении рядов и выборе расстояний между скважинами в рядах – подбор размера сетки. Система ППД путем закачки воды в пласт производится не только законтурное заводнение, но и варианты внутриконтурного заводнения.

Большая часть нефтяных месторождений характеризуется наличием двух, трех и более продуктивных пластов. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях – одна из задач при проектировании системы разработки.

5. 
   Что такое эксплуатационный объект и как его выделяют?
   

Эксплуатационный объект или объект разработки – это выделанная на территории разрабатываемого месторождения пласт (может быть и несколько пластов), содержащие запасы углеводородов, служащие для добычи их из недр с помощью сетки скважин [4, 12, 13].

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 [11].

Выделяют следующие группы факторов при анализе материалов по методике и практике выделения эксплуатационных объектов [11, 12]:

• 
  геолого-промысловые;
  
• 
  гидродинамические;
  
• 
  технические;
  
• 
  технологические;
  
• 
  экономические.
  

Геолого-промысловые факторы:

• 
  Возможность и однозначность расчленения разреза месторождения, корреляция отложений и выделения продуктивных пластов;
  
• 
  Литологическая характеристика продуктивных пластов;
  
• 
  Общая, эффективная и нефтенасыщенная мощности продуктивных пластов;
  
• 
  Коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным;
  
• 
  Результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами;
  
• 
  Физико-химические свойства нефти, газа и воды;
  
• 
  Мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, мощность покрышек;
  
• 
  Методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазоносности;
  
• 
  Запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения;
  
• 
  Первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу месторождения;
  
• 
  Гидрогеологическая характеристика и режим залежей.
  

Гидродинамические факторы:

• 
  Установление годовой добычи по залежи каждого пласта:
  
• 
  Определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки;
  
• 
  Установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;
  
• 
  Оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению;
  
• 
  Расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;
  
• 
  Определение продолжительности отдельных стадий разработки месторождения;
  
• 
  Нахождение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.
  

Технические факторы:

• 
  Способ и технические возможности эксплуатации;
  
• 
  Выбор диметра эксплуатационных колонн;
  
• 
  Выбор диаметра НКТ и т.д.
  

Технологические факторы:

• 
  Выбор сетки добывающих скважин каждого объекта эксплуатации;
  
• 
  Выбор метода поддержания пластового давления;
  
• 
  Возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи.
  

Экономический фактор:

Определение объема капитальных вложений, эксплуатационных затрат, себестоимости, сроков окупаемости капитальных вложений.

Критерием в выборе варианта служит минимум затрат на разработку месторождения в целом при условии выполнения планового задания на добычу нефти. Таким образом, многие вопросы разработки многопластового месторождения должны решаться не по отдельно выделенному горизонту, а для месторождения в целом.

Наилучшие технико-экономические показатели разработки достигаются при одновременном вводе в разработку всех объектов. Преимущество одновременного ввода всех объектов в разработку состоит в лучшей технологии выработки запасов нефти, лучшей организации работ по разбуриванию месторождения, обустройству и добыче нефти.

Список используемых источников

1. 
   Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов/ И.П. Чоловский, М.М. Иванова, И.С. Гутман, С.Б. Вагин, Ю.И. Брагин. – М.: Нефть и газ, 2002. – 445 с.
   
2. 
   Басарыгнн Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учеб, пособие для вузов. - М.: ООО “Недра-Бизнесцентр” 2000. - 670 с.: ил.
   
3. 
   Росляк А.Т. Р75 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / А.Т. Росляк, С.Ф. Санду; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2013. – 152 с.
   
4. 
   Минханов, И. Ф., Разработка нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие для вузов / И. Ф. Минханов, С. А. Долгих, М. А. Варфоломеев ; Казанский федеральный университет. – Казань, 2019. – 96с.
   
5. 
   http://скоми.рф/10-ponyatiye-skvazhina-tipy-skvazhin (14.02.2023)
   
6. 
   https://docs.cntd.ru/document/499058008 (13.02.2023)
   
7. 
   http://eor.dgu.ru/lectures_f/Лекции%20по%20геологии/ЛЕКЦИЯ%207.htm (13.02.2023)
   
8. 
   Сианисян Э.С., Андреева Е.В., А.А. Ярошенко режимы нефтяных и газовых залежей: Учебно-методическое пособие и задания к лабораторной работе по курсу «Нефтегазопромысловая геология»/ Под ред. Э. С. Сианисяна. – Ростов на-Дону: Изд. - во Ростовского университета, 2004. - 37 с.
   
9. 
   Галкин, С.В. Нефтегазопромысловая геология и основы разработки нефтяных месторождений: учеб. пособие / С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2021. – 98 с.
   
10. 
    https://studwood.net/1249180/geografiya/kriterii_printsipy_vydeleniya_ekspluatatsionnyh_obektov (17.02.2023)
    
11. 
    Юшков, И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений : учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – 177 с.
    
12. 
    https://www.tyuiu.ru/media/files/2015/01_19/uchebnoe-posobie.pdf (17.02.2023)