В стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая с экономических и технологических позиций наиболее рациональна для данного месторождения с его геолого-физическими особенностями.
В зависимости от количества продуктивных пластов, толщины, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, 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). При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.
Немного истории развития рациональной системы разработки. До конца 40-х годов разработка нефтяных месторождений в стране осуществлялась только с использованием природной энергии залежей. Это было связано не только с недостаточно высоким уровнем техники и технологии разработки, но и с отсутствием объективных предпосылок для коренного изменения такого подхода к разработке. Нефтяная промышленность была сосредоточена в основном в южных районах страны, для которых характерно многообразие природных режимов залежей. Многим залежам вследствие их небольших размеров и благоприятных геологических условий свойственны высокоэффективные природные режимы. В связи с относительно небольшой глубиной залежей скважины для их разработки можно было бурить по плотным сеткам. С середины 40-х годов в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается в основном с освоением с месторождений платформенного типа, которым свойственны большие размеры площадей нефтеносности, значительные глубины залегания основных продуктивных пластов и в большинстве случаев малоэффективный природный режим — упруговодонапорный, быстро переходящий в режим растворенного газа. Это послужило стимулом для научно-технического прогресса в области технологии разработки нефтяных месторождений. Ученые и производственники нашей страны обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путем нагнетания в них воды.Широкое распространение метода заводнения началось в середине 40-х годов. Первоначально он был внедрен на новых нефтяных месторождениях Башкирии и Татарии — Туймазинском, Ромашкинском, Шкаповском, Бавлинском и других, затем распространен во все нефтедобывающие районы страны на новые месторождения практически любых размеров, а также на уже разрабатываемые месторождения с недостаточно эффективными природными режимами. Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно меньшем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных объектов на высокие уровни добычи и увеличивать в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных природных режимах. В последние годы более 90 % общего количества годовой добычи нефти в стране приходится на месторождения, разрабатываемые с применением заводнения. Методы заводнения нефтяных пластов широко применяется в странах СНГ (Азербайджан, Туркменистан, Украина и др.), а также в странах дальнего зарубежья. Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью. В связи с большим диапазоном показателей геолого-физической характеристики залежей значения конечного коэффициента извлечения нефти при заводнении находятся в широких пределах (в основном 0,4 — 0,6).
Следующим шагом научно-технического прогресса явилось создание способов повышения эффективности систем разработки с заводнением, особенно для таких залежей, по которым ожидаемый коэффициент извлечения нефти недостаточно высок. Проходят опробование, промышленные испытания и внедрение нетрадиционные методы воздействия на нефтяные пласты, основывающиеся на термических и других физико-химических процессах вытеснения нефти из пород-коллекторов. Эти методы, обычно довольно сложные и дорогостоящие по сравнению с заводнением, предназначаются для залежей, по которым нефтеотдача пластов при заводнении имеет наименьшие значения или применение заводнения в которых вообще нецелесообразно и невозможно.
Разработка газовых залежей с учетом высокой эффективности их природных режимов до настоящего времени проводится с использованием природной энергии без искусственного воздействия. В последний период в балансе месторождений и запасов УВ все большую роль играют газоконденсатные месторождения. Теория и практика разработки таких месторождений показывают, что в условиях природных режимов может происходить снижение пластового давления до той критической точки, при которой происходят ретроградные явления в залежи и конденсат выделяется из газа в виде жидкости. Значительная часть жидкого конденсата — ценнейшего УВ продукта — при этом выпадает в порах пласта и впоследствии оказывается практически неизвлекаемой. Поэтому освоение экономически целесообразных систем разработки газоконденсатных месторождений, предотвращающих потери конденсата в пласте, — одна из актуальных задач.
Выводы : В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:
1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;
2) о необходимости применения искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;
3) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади;
4) о плотности сетки скважин;
5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;
6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.
По каждому из названных шести пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим — могут быть предложены три-четыре близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональной системе разработки. Оптимальный вариант выбирают на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.
Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождений при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы и в разных масштабах В.Г. Аванесовым, П.А. Дум-чевым, М.М. Ивановой, В.К. Гомзиковым, Р.Х. Мусдимовым, B.C. Ковалевым, Е.И. Семиным. Э.М. Халимовым и другими, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геолого-промысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение соответствующей системы разработки дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геолого-промысловые особенности эксплуатационных объектов.
