Характеристика разработки стадий нефтяного месторождения

0 Пробной опытно- промышленной эксплуатации, 3-5 лет, в разработку вовлекается небольшой участок залежи или месторождения, на котором ведется пробная эксплуатация ограниченным числом скважин. Уточнить геологические и извлекаемые запасы нефти, создать геолого-промысловую основу для проектирования всего месторождения стабилизация добычи нефти на максимальном достигнутом уровне

1 Начальная стадия, 10-15 лет, происходит интенсивное бурение эксплуатационных скважин и резкий рост добычи нефти, Уточнить геологические и извлекаемые запасы нефти, создать геолого-промысловую основу для проектирования всего месторождения стабилизация добычи нефти на максимальном достигнутом уровне

2 Стадия стабилизации добычи нефти, 10-15 лет, происходит бурение и ввод в эксплуатацию оставшуюся часть основного фонда скважин и значительную часть резервного, осуществляется развитие системы воздействия на пласт и мероприятия по регулированию разработки. Ко II стадии относят годы разработки с наивысшим уровнем добычи и те годы, добыча за которые меньше наивысшей не более чем на 10 %. связана с запроектированными темпами ввода в эксплуатацию месторождения и качеством реализации проектных решений на первой стадии разработки. Чем больше длительность второй стадии, тем лучше осуществляется выработка запасов нефти и выше конечный коэффициент нефтеизвлечения.

3 Стадия падения добычи нефти, 10- 15 лет, происходит падение добычи нефти вследствие истощения запасов. На этой стадии уже практически отобрана “хорошая” или легко дренируемая часть запасов. В пласте в основном остаются трудно извлекаемые запасы. На этой стадии, если месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления (ППД) путем закачки воды, то продолжается рост обводнённости продукции, сопровождающийся увеличением закачки воды и увеличением ежегодной добычи жидкости.

4 Завершающая стадия, происходит интенсивное выбытие скважин вследствие физического износа или обводнения. Вовлечение в разработку трудно извлекаемых запасов нефти, с помощью применения методов повышения нефтеотдачи пластов (бурение дополнительных уплотняющих скважин, зарезки вторых и боковых стволов в обводненных и аварийных скважинах, усиление или интенсификация системы воздействия, форсированный отбор жидкости, мероприятия по изоляции в скважинах попутной воды, поступающей из обводненных интервалов пласта и т.д.)