Традиційні системи розробки нафтових та газових родовищ. Системи розробки нафтових родовищ. Системи розробки, що базуються на закладенні свердловин рядами

Розробка нафтових та газових свердловин – це цілий комплекс дії, спрямованих на викачування вуглеводневої сировини з родовища до забою. При цьому має передбачатися певний порядок розташування бурових по всій поверхні нафтоносного контуру. Інженерами передбачається черговість введення в робочий стан свердловин, встановлення технологічного обладнання та підтримка режиму роботи на промислі.

Що являє собою розробка нафтових та газових свердловин

Розробка свердловини на нафту чи газ – це низка заходів, які стосуються безпосередньо видобутку природних копалин із надр Землі. Це ціла наука, яка інтенсивно розвивається із самого початку існування галузі промисловості. Наразі розробляються передові технології вилучення вуглеводнів, нові способи розпізнавання процесів під землею, застосування пластової енергії. Крім цього, постійно впроваджуються нові методи планування та розвідки родовищ.

Головне завдання комплексу дій, спрямованих на видобуток ресурсів – раціональне використання нафтоносних областей, максимально повна розробка газу, нафти та конденсату. Організація даних процесів будь-якому об'єкті – пріоритетний напрямок всієї промисловості. Розробка нафтових та газових родовищ проводиться з використанням традиційних свердловин, іноді допускається шахтний видобуток природних копалин. Прикладом останнього є Ярегська нафтова поклад, що у Республіці Комі.

Щоб більш детально уявити, як протікають процеси видобутку вуглеводнів на промислах, слід докладніше дізнатися про систему розробки нафтових і газових родовищ та основні етапи викачування ресурсів. Про це і вестиметься нижче.

Що потрібно знати про систему розробки свердловин?

Під поняттям системи розробки пластів нафти і газу мають на увазі певну форму організації видобутку природних копалин. Її характер визначається наступним:

черговість введення в експлуатацію технологічних систем;
сітка розміщення місць розбурювання на промислах;
темпи впровадження в експлуатацію систем викачування газу та нафти;
способи підтримання балансу;
технології застосування пластової енергії

Що являє собою сітка розташування свердловин? Це певний принцип розміщення видобувних свердловин та систем, що подають воду. Між ними має витримуватись певна відстань, яка називається щільністю сітки. Розташовуються місця для буріння рівномірно чи нерівномірно, як правило, на кількох лініях. З рядів формується квадратна, багатокутна чи трикутна система.

Важливо! Проектування сітки трикутної форми передбачає розміщення на 15,5 % більше місць для буріння, ніж прямокутному розташуванні. І це за умови рівної відстані між свердловинами.

Під густиною слід розуміти відношення загальної площі родовища до кількості свердловин, що працюють на видобуток сировини. Але саме поняття досить непросте, а щільність нерідко визначається, з конкретних умов певних родовищах.

Також важливо розрізняти промисли, де ведеться використання окремо розташованих покладів та областей, що складаються з кількох пластів. Об'єктом експлуатації називається один або кілька продуктивних шарів однієї нафтоносної області. Як правило, вони відрізняються геолого-технічними умовами та доцільністю з погляду економіки. При експлуатації промислів необхідно враховувати таке:

геолого-фізичні особливості області;
фізико-хімічні характеристики природних копалин та водоносного шару;
фазовий стан сировини;
можливу технологію видобутку; наявність технічного оснащення;
режим пластів природних копалин.

Об'єкти поділяються інженерами на самостійні та зворотні. Другий тип використовується як місце для встановлення свердловин для розбурювання інших нафтових та газових родовищ.

Стадії розробки нафтових та газових родовищ

Стадія є періодом розробки, який має характерні тільки для нього зміни. При цьому вони завжди закономірні та стосуються технологічних та економічних показників. Під цими поняттями ховаються середньорічна та загальна потужність промислу, поточне використання води для заводнення та кількість води в сировині. Крім того, існує так званий водонафтовий фактор, який теж слід брати до уваги. Він є приватним від кількості викачаної води та нафти.

Сучасне виробництво поділяє процес видобутку на 4 основні стадії:

Перша стадія називається освоєнням родовища. Для неї характерний інтенсивний приріст темпів викачування природного ресурсу. За рік приріст становить приблизно 1-2% від загальних запасів сировини. У цей час проводиться швидке спорудження конструкцій для видобутку. Тиск у покладі різко зменшується, а обводненість продукції мінімальна. При низькій в'язкості сировини сумарна частка води вбирається у 4%, а за високої – 35%.
Другий етап – комплекс заходів, вкладених у підтримку високого рівня викачування вуглеводнів. Для даної стадії характерний стабільно високий видобуток ресурсу протягом 7 років. При високій в'язкості сировини період знижується до 2 років. За рахунок резервного фонду у цей період спостерігається максимальний приріст свердловин. Обводненість досягає 7% і 65% при низькій і високій в'язкості сировини. Проводиться переведення більшості свердловин на механізований видобуток.
Третій етап вважається найскладнішим у процесі всієї розробки. Основна мета промислу у цей час – максимально знизити падіння темпів видобутку природної копалини. Спостерігається зниження ритму викачування ресурсу, зменшення кількості свердловин, що працюють. Обводненість становить до 85%. Тривалість третього етапу – від 5 до 10 років.
Четверта стадія – завершальна. Спостерігаються темпи викачування ресурсу, що повільно знижуються, і великий забір рідини. Різке зменшення кількості працюючих свердловин обумовлено високим ступенем обводнення. Тривалість етапу становить близько 15-20 років. Термін визначається межею економічної доцільності експлуатації родовища.

Спорудження експлуатаційних свердловин та станцій подачі води

Щоб підтримати пластовий тиск у галузі нафтогазоносності, необхідно використовувати закачування рідини у продуктивні поклади. Як альтернатива може застосовуватися газ. Якщо ж використовується вода, такий процес називається заводненням. Розрізняють законтурну, внутрішньоконтурну технології та спосіб заводнення за площею. Варто розглянути кожний спосіб детально.

Перший метод характеризується нагнітанням води із свердловин, які розташовуються за областю нафтоносності. Спорудження установок проводиться рівно по периметру покладу, формуючи багатогранник. А ось експлуатаційні нафтові свердловини розміщуються усередині цього кільця. При заводнінні таким способом кількість викачаної нафти дорівнює обсягу закачаної в область нафтоносності води.
Якщо проводиться розробка великих покладів, слід використовувати внутриконтурную технологію. Вона має на увазі розподіл родовища на області. Усі вони незалежні один від одного. При цьому на одиницю маси нафти припадає від 1,6 до 2 одиниць обсягу закачаної води.
Плоский спосіб не використовується як основне заводнення. Це вторинна розробка видобутку ресурсу. Використовується, коли запаси пластової енергії витрачені значною мірою, але при цьому в надрах Землі є ще велике скупчення вуглеводнів. Подача води провадиться через гідравлічну систему. Свердловини, що нагнітають рідину, розташовуються строго по сітці.

Важливо! Наразі технологія заводнення майже вичерпала себе. Для підвищення ефективності видобутку використовуються інші методи розробки. Тим не менш, за його допомогою вдалося суттєво підвищити кількість видобутих ресурсів та обсяги індустрії.

На промислах досить часто використовуються лужні середовища, гаряча вода та пара, піна та емульсії, полімери. При видобутку ресурсів із нафтових та газових родовищ також вдаються до застосування вуглекислого газу, розчинників та інших газів під тиском. Використовується і так званий метод мікробіологічного на нафтоносну область.

Зараз розробка свердловини на нафту проводиться фонтанним, газліфтним та помповим методами.

Основні поняття та характеристики систем розробки

Під системою розробки родовища розуміється комплекс заходівщодо вилучення вуглеводнів з надр та управління цим процесом. Система розробки визначає кількість експлуатаційних об'єктів, способи впливу на пласти та темпи відбору вуглеводнів з них, розміщення та щільність сітки добувних та нагнітальних свердловин, черговість введення в розробку блоків та ділянок покладу, способи та режими експлуатації свердловин, заходи щодо контролю та регулювання процесу розробки, охорони надр та навколишнього середовища.

Системи розробки обґрунтовуються у технологічних проектних документах.

Під експлуатаційним об'єктом розумієтьсяпродуктивний пласт, частина пласта чи група пластів, виділених розробки самостійної сіткою свердловин. Пласти, що об'єднуються в один об'єкт розробки, повинні мати близькі літологічні характеристики і колекторські властивості порід продуктивних пластів, фізико-хімічні властивості і склад флюїдів, що насичують їх, величини початкових наведених пластових тисків.

За ознакою послідовності введення окремих об'єктів в експлуатаційне розбурювання може бути виділено такі системи розробки родовищ.

Система розробки «згори донизу». Ця система полягає в тому, що кожен пласт даного родовища спочатку вводиться в розвідку, а потім в експлуатаційне масове розбурювання, але після того, як буде в основному розбурений пласт, що вище лежить (рис. 10).

Система розробки «згори донизу» була органічно пов'язана з ударним бурінням, при якому ізоляція одного пласта від іншого в процесі буріння досягається не циркуляцією глинистого розчину, як при обертальному бурінні, а спуском спеціальної колони обсадних труб для ізоляції кожного пласта. При техніці ударного буріння ця система розробки була найбільш економічною і найбільш поширеною. При сучасному стані науки та техніки вона не дозволяє ефективно використовувати наявну техніку буріння та дані електрометричних досліджень свердловин. Крім того, вона сильно затримує темпи розробки та розвідки родовищ і нині не застосовується.

Рис. 10. Схема розробки нафтових родовищ.

а- За системою «згори вниз», б- За системою «знизу вгору»

Система розробки «знизу нагору». Ця система полягає в тому, що в першу чергу розбурюється найнижчий з високодебітних горизонтів (пластів). Обрій, з якого починається розробка, називається опорним (рис. 10).

Основні переваги цієї системи полягають у наступному:

1) одночасно з розвідкою та розбурюванням опорного горизонту каротажем та відбором керна вивчаються всі вищележачі пласти, що набагато скорочує кількість розвідувальних свердловин, при цьому висвітлюється одразу будова всього родовища;

2) зменшується відсоток невдалих свердловин, оскільки свердловини, що потрапили за контур покладу в опорному горизонті, можуть бути повернуті експлуатацією на горизонти, що лежать вище;

3) значно зростають темпи освоєння нафтових родовищ;

4) скорочується число аварій при бурінні, пов'язаних з відходом циркуляційного розчину в пласти - колектори, а також значно зменшується глинізація пластів.

Система розробки поверхів. Поверхова система зазвичай застосовується розробки багатопластових родовищ, у межах яких є два-три і більше витриманих по простяганню і віддалених по розрізу продуктивних пласта.

За ознакою послідовності розробки поклади рядами та введення свердловин в експлуатацію системи розробки поділяються на поетапну та одночасну (суцільну).

При поетапній системі розробки пласта спочатку бурять два-три ряди свердловин, найближчих до ряду свердловин нагнітальних, залишаючи при цьому значну частину пласта не розбуреної. Розрахунки та досвід розробки родовищ подібним чином показують, що буріння четвертого ряду свердловин не підвищує сумарного відбору нафти через інтерференцію свердловин. Тому буріння четвертого ряду приступають тоді, коли перший ряд свердловин обводнеться і вийде з експлуатації. П'ятий ряд бурять одночасно з виходом з експлуатації другого ряду свердловин тощо.

Кожна заміна зовнішнього ряду свердловин внутрішнім називається етапом розробки. Така система розбурювання рядами у разі розробки від контуру до склепіння нагадує повну систему суцільного розбурювання по повстанню і відрізняється від неї тим, що в експлуатації одночасно знаходяться не всі свердловини, а не більше трьох рядів.

При одночасної системі розробки поклад охоплюється заводнення одночасно по всій площі.

Класифікація розробки пластових покладів за ознакою впливу на пласт

Сучасному стану техніки відповідає наступне поділ методів розробки нафтових покладів за ознакою на пласт:

1) метод розробки без підтримки пластового тиску;

2) метод підтримки тиску шляхом закачування води;

3) метод підтримки тиску шляхом закачування газу чи повітря;

4) вакуум-процес;

5) компресорно-циркуляційний спосіб розробки конденсатних родовищ;

6) метод внутрішньопластового горіння;

7) метод циклічного закачування пари.

Розробка без підтримки пластового тиску застосовується у тих випадках, коли тиск крайових вод забезпечує пружно-водонапірний режим у покладі протягом усього часу експлуатації або коли з тих чи інших причин економічно невигідно організовувати закачування газу чи води у пласт.

У тих випадках, коли тиск пластових вод не може забезпечити пружно-водонапірного режиму, розробка покладу без підтримки пластового тиску обов'язково призведе до прояву режиму розчиненого газу, а отже, до низького коефіцієнта використання запасів. У цих випадках необхідна штучна підтримка пластового тиску.

Якщо передбачається, що нафтове родовище розроблятиметься в основний період при режимі розчиненого газу, для якого характерне незначне переміщення водонафтового поділу, тобто при слабкій активності законтурних вод, то застосовують рівномірне, геометрично правильне розташування свердловинпо квадратній чи трикутній сітці. У тих же випадках, коли передбачається певне переміщення водонафтового та газонафтового розділів, свердловини мають у своєму розпорядженні з урахуванням положення цих розділів.

Метод підтримки тиску шляхом закачування води має на меті підтримувати пластовий тиск вище тиску насичення. Цим буде забезпечено розробку покладу при жорсткому водонапірному режимі. Останнє дає можливість розробляти поклад до вилучення 40 - 50% запасів переважно фонтанним способом із високими темпами відбору рідини й у кінцевому підсумку отримувати високий коефіцієнт використання запасів – 60 - 70%.

Системи розробки з підтримкою пластового тиску у свою чергу поділяються на системи із законтурним, приконтурним та внутрішньоконтурним впливом.

Метод підтримки тиску, у якому вода закачується в законтурну область пласта, називається законтурним заводненням. Законтурне заводнення раціонально застосовувати під час розробки щодо вузьких покладів (шириною трохи більше 3-4 км), у яких розміщується від трьох до п'яти рядів експлуатаційних свердловин.

При розробці великих покладів, коли закачування води в законтурну область не зможе забезпечити заданих темпів видобутку та охопити впливом свердловини, розташовані всередині покладу, доцільно застосовувати внутрішньоконтурне заводнення. Раніше на зорі розвитку методів підтримки тиску шляхом закачування води застосовували поетапну систему розробки, яка являла собою повзучу систему розробки на повстання або падіння. У тому й іншому випадку утворювалася законсервована частина покладу, що вкрай небажано. Тому при розробці великих покладівв даний час застосовують внутрішньоконтурне заводнення.

Системи з внутрішньоконтурним впливом поділяються на рядні, майданні, осередкові, вибіркові, цетральні.

Внутрішньоконтурне заводнення застосовується також при розробці літологічних покладів, межі яких визначаються заміщенням пісковиків глинами У цих випадках воду закачують по осі покладу. Таке заводнення називається внутрішньоконтурним по осі. Якщо ж закачування проводиться у центрі літологічно обмеженого покладу через одну свердловину, заводнення називається осередковим. Практика показала ефективність такого заводнення літологічних об'єктів, що складаються з великої кількості лінзоподібних покладів.

З часом при осередковому заводнінні сусідні експлуатаційні свердловини починають обводнятися, і після повного обводнення їх переводять під нагнітання води. Поступово осередкове заводнення перетворюється на центральне.

Центральним називається заводнення, яке виробляється через три-чотири свердловини, розташовані в центрі покладу.

Як правило, центральне заводнення через кілька свердловин відразу на початку розробки практично ніколи не здійснюється.

У практиці розробки великих покладів застосовуються одночасно законтурне, внутрішньоконтурне по блоках та осередкове заводнення.

При створенні великих покладів нафти платформного типу у Західному Сибіру застосовують рядні системи розробки. Різновид їх – блокові системи. При цих системах на родовищах, зазвичай у напрямку, поперечному їх простяганню, мають ряди видобувних і нагнітальних свердловин. Практично застосовують трирядну і п'ятирядну схеми розташування свердловин, що являють собою відповідно чергування трьох рядів видобувних та одного ряду нагнітальних свердловин, п'яти рядів видобувних та одного ряду нагнітальних свердловин. При більшій кількості рядів (сім-дев'ять) центральні ряди свердловин не забезпечуватимуться впливом від нагнітання внаслідок їхньої інтерференції зі свердловинами крайніх рядів.

Число рядів у рядних системах непарне внаслідок необхідності проведення центрального ряду свердловин, до якого передбачається стягувати водонафтовий розділ при його переміщенні в процесі розробки пласта. Тому центральний ряд свердловин у цих системах часто називають стягуючим рядом.

Відстань між рядами свердловин зазвичай змінюється не більше 400 - 600 м (рідше до 800 м), між свердловинами у рядах - не більше 300 - 600 м.

При трирядній системі поклад розрізається рядами нагнітальних свердловин на ряд поперечних смуг шириною, що дорівнює чотириразовій відстані між рядами свердловин. При п'ятирядній системі ширина смуг дорівнює шестиразовій відстані між рядами. Ці системи розробки забезпечують дуже швидке розбурювання покладів. За цих систем на початку розробки покладу не враховуються літологічні особливості пласта.

Системи з площею свердловин. Розглянемо найбільш часто використовувані на практиці системи розробки нафтових родовищ з площею свердловин: п'ятиточкову, семиточкову і дев'ятиточкову.

П'ятиточкова обернена система (рис. 11). Елемент системи є квадратом, у кутах якого знаходяться видобувні, а в центрі - нагнітальна свердловина. Для цієї системи відношення нагнітальних і видобувних свердловин становить 1/1.

Рис. 11. Розташування свердловин при оберненій п'ятиточковій системі розробки

Семиточкова обернена система (рис. 12). Елемент системи є шестикутником з видобувними свердловинами в кутах і нагнітальної в центрі. Добувні свердловини розташовані в кутах шестикутника, а нагнітальна - у центрі. Співвідношення 1/2, тобто на одну нагнітальну свердловину припадають дві видобувні.

Рис. 12. Розташування свердловин при семиточковій оберненій системі розробки

1 – умовний контур нафтоносності, 2 та 3 – свердловини відповідно нагентні та видобувні

Дев'ятиточкова обернена система (рис. 13). Співвідношення нагнітальних і видобувних свердловин становить 1/3.

Рис. 13. Розташування свердловин при дев'ятиточковій оберненій системі розробки

1 – умовний контур нафтоносності, 2 та 3 – свердловини відповідно нагентні та видобувні

Найінтенсивніша з розглянутих систем з площею свердловин п'ятиточкова, найменш інтенсивна дев'ятиточкова. Вважається, що всі майданні системи «жорсткі», оскільки при цьому не допускається без порушення геометричної впорядкованості розташування свердловин і потоків речовин, що рухаються в пласті, використання інших нагнітальних свердловин для витіснення нафти з даного елемента, якщо нагнітальну свердловину, що належить даному елементу, не можна експлуатувати за тим чи інших причин.

Справді, якщо, наприклад, у блокових системах розробки (особливо трирядної і п'ятирядної) неспроможна експлуатуватися яка-небудь нагнітальна свердловина, її може замінити сусідня серед. Якщо ж вийшла з ладу або не приймає закачуваний в пласт агент нагнітальна свердловина одного з елементів системи з площею свердловин, то необхідно або бурити в деякій точці елемента іншу таку свердловину (вогнище), або здійснювати процес витіснення нафти з пласта за рахунок більш інтенсивного закачування робочого агента нагнітальні свердловини сусідніх елементів. І тут упорядкованість потоків в елементах сильно порушується.

У той же час при використанні системи з площею свердловин в порівнянні з рядною отримують важливу перевагу, що полягає в можливості більш розосередженого впливу на пласт. Це особливо суттєво у процесі розробки сильно неоднорідних за площею пластів. При використанні рядних систем розробки сильно неоднорідних пластів нагнітання води чи інших агентів у пласт зосереджено окремих рядах. У разі систем з площим розташуванням свердловин нагнітальні свердловини більш розосереджені площею, що дозволяє піддати окремі ділянки пласта більшому впливу. У той же час, як уже зазначалося, рядні системи внаслідок їх великої гнучкості в порівнянні з системами з площею свердловин мають перевагу в підвищенні охоплення пласта впливом по вертикалі. Таким чином, рядні системи переважні при розробці сильно неоднорідних по вертикальному розрізу пластів.

У пізній стадії розробки пласт виявляється у значній своїй частині зайнятою речовиною, що витісняє нафту (наприклад, водою). Однак вода, просуваючись від нагнітальних свердловин до видобувних, залишає в пласті деякі зони з високою нафтонасиченістю, близькою до початкової нафтонасиченості пласта, тобто так звані цілики нафти. На рис. 14 показані цілики нафти елементі п'ятиточкової системи розробки. Для вилучення їх нафти у принципі можна пробурити свердловини у складі резервних, у результаті отримують дев'ятиточкову систему.

Крім згаданих відомі такі системи розробки: система з батарейним (кільцевим) розташуванням свердловин (рис. 15), яку можна використовувати в окремих випадках у покладах кругової форми в плані; система при бар'єрному заводнінні, що застосовується при розробці нафтогазових покладів; Змішані системи-комбінація описаних систем розробки, іноді зі спеціальним розташуванням свердловин, використовують їх при розробці великих нафтових родовищ та родовищ зі складними геолого-фізичними властивостями.

Рис. 14. Елемент п'ятиточкової системи, що трансформується в елемент дев'ятиточкової системи розташування свердловин

1 - "чверть" основних видобувних свердловин п'ятиточкового елемента (кутові свердловини), 2 - Ціліки нафти (застійні зони), 3 – додатково пробурені видобувні свердловини (бічні свердловини), 4 - Заводнена область елемента, 5 - нагнітальна свердловина

Рис. 15. Схема батарейного розташування свердловин

1 - нагнітальні свердловини, 2 – умовний контур нафтоносності, 3 і 4 – видобувні свердловини відповідно до першої батареї радіусом R 1та другий батареї радіусом R 2

Крім того, використовують виборчі системи впливу, що застосовуються для регулювання розробки нафтових родовищ з частковою зміною системи, що раніше існувала.

У разі застосування методів впливу при розробці виснажених покладів їх називають вторинними. Якщо вони застосовуються від початку розробки покладу, їх називають первинними. Вакуум-процес є типовим вторинним способом і ніколи не застосовується від початку експлуатації.

Метод підтримки тиску шляхом закачування газу зазвичай застосовується у покладах, які мають газову шапку. Підтримка тиску шляхом закачування газу має на меті підтримувати енергетичні ресурси пласта в процесі експлуатації. Для цього з самого початку експлуатації в склепіння структури закачують газ через нагнітальні свердловини, розташовані вздовж довгої осі структури. Крім того, закачування газу іноді застосовується при майданному витісненні нафти газом (метод Маріетта).

Термічна дія на пласт здійснюється шляхом закачування гарячої води в пласт через нагнітальні свердловини. Закачування гарячої води застосовується при заводнінні пластів, що містять сильно парафінисту нафту і мають температуру близько 100° С. Закачування холодної води в такий пласт призводить до охолодження пласта, до випадання парафіну, який закупорює пори пласта.

У тому випадку, коли вплив на пласт за засобами закачування води здійснюється після розробки покладу при режимі розчиненого газу, можна виділити два основні етапи: а) період безводного видобутку, коли вода, що нагнітається, йде на заповнення дренованих порожнин, зайнятих газом низького тиску, і на заміщення витісняється залишкової нафти; б) період прогресуючого обводнення експлуатаційних свердловин.

До моменту прориву води в експлуатаційні свердловини весь поровий простір у пласті буде зайнято рідкою фазою, тому подальший процес заводнення буде встановленим: кількість рідини, що видобувається на добу, буде дорівнює добовому об'єму закачуваної води.

Узагальнення матеріалів, проведене американськими дослідниками, показало, що коефіцієнт вилучення нафти при режимі розчиненого газу середньому становить 20% від геологічних запасів. Застосування майданного заводнення на останній стадії розробки збільшує його до 40%. У той самий час застосування заводнення на початку розробки збільшує коефіцієнт вилучення від 60 до 85%. Згідно з розрахунками американських фахівців, на родовищі Іст-Тексас очікується кінцева нафтовіддача близько 80% геологічних запасів.

Можна вказати ще чотири параметри, якими характеризують ту чи іншу систему розробки.

1. Параметр щільності сітки свердловин S c , що дорівнює площі нафтоносності, що припадає на одну свердловину, незалежно від того, є свердловина видобувною або нагнітальною.
Якщо площа нафтоносності родовища дорівнює S а число свердловин на родовищі n, то S c = S/n. Розмірність - м 2 / вкв. У ряді випадків використовують параметр S сд, що дорівнює площі нафтоносності, що припадає на одну добувну свердловину.

2. Параметр А.В. Крилова N кр, рівний відношенню запасів нафти N до загального числа свердловин на родовищі N кр = N/n. Розмірність параметра = т/скв.

3. Параметр , рівний відношенню числа нагнітальних свердловин n н до видобувних свердловин n д = n н / n д. Параметр - безрозмірний. Параметр для трирядної системи дорівнює приблизно 1/3, а п'ятирядної ~1/5.

4. Параметр р, рівний відношенню числа резервних свердловин, що додатково буряться до основного фонду свердловин на родовищі до загального числа свердловин. Резервні свердловини бурят з метою залучення в розробку частин пласта, не охоплених розробкою в результаті невідомих раніше особливостей геологічної будови цього пласта, що виявилися в процесі експлуатаційного його розбурювання, а також фізичних
властивостей нафти і порід, що містять її (літологічної неоднорідності, тектонічних порушень, неньютонівських властивостей нафти і т. д.).

Якщо число свердловин основного фонду на родовищі складає n, а кількість резервних свердловин n р, р = n р /n. Параметр р – безрозмірний.

Параметр щільності сітки свердловин S взагалі кажучи, може змінюватися в дуже широких межах для систем розробки без впливу на пласт. Так, при розробці родовищ надв'язких нафт (в'язкістю в кілька тисяч 10 -3 Па * с) він може становити 1 - 2 * 104 м 2 / вкв. Нафтові родовища з низькопроникними колекторами (стільчастки мкм 2) розробляють при S c = 10 - 20 * 10 4 м 2 / вкв. Звісно,
розробка як родовищ високов'язких нафт, так і родовищ з низькопроникними колекторами при зазначених значеннях S c може бути економічно доцільною при значних товщинах пластів, тобто при високих значеннях параметра А. І. Крилова або при невеликих глибинах залягання пластів, що розробляються, тобто . при невеликій вартості свердловин. Для розробки стандартних колекторів S c = 25 - 64*10 4 м 2 /вкв.

При розробці родовищ з високопродуктивними тріщинуватими колекторами S c може дорівнювати 70 - 100 * 10 4 м 2 /скв і більше. Параметр N кр також змінюється у досить широких межах. У деяких випадках він може дорівнювати кільком десяткам тисяч тонн нафти на свердловину, в інших - доходити до мільйона тонн нафти на свердловину.

Для систем розробки нафтових родовищ без на пласт параметр , природно, дорівнює нулю, а параметр р може становити у принципі 0,1 - 0,2, хоча резервні свердловини в основному передбачають для системи з впливом на нафтові пласти.

Видобуток нафти та газу ведеться людством із давніх часів. Спочатку застосовувалися примітивні способи: збирання нафти з поверхні водойм, обробка пісковика або вапняку, просоченого нафтою, за допомогою колодязів. Але початком розвитку нафтової промисловості прийнято вважати час появи механічного буріння свердловин на нафту і зараз практично вся нафту, що видобувається в світі, витягується за допомогою бурових свердловин. Нині структура сировинної бази така, що великі родовища перебувають у пізньої стадії розробки та застосування традиційних технологій із залучення невироблених запасів то, можливо економічно недоцільним. Внаслідок чого значні обсяги запасів виявляться не залученими до промислової розробки. Як відомо, всі питання розробки нафтових покладів та експлуатації свердловин тісно пов'язані з режимом пласта і всі процеси, що відбуваються в них, легко зрозумілі.

Відповідно до існуючих уявлень, режимом нафтових покладів називається домінуюча сила пластової енергії, що виявляється у процесі розробки. Усі відомі нам режими (водонапірний, газонапірний, розчинений і гравітаційний) характеризуються певною закономірністю. Найбільш характерною є залежність газового фактора (F) від коефіцієнта нафтовидобування (h), а також зміна діапазону компонентного складу газу нафтових покладів. Режими можуть проявлятися як окремо, так і в змішаному вигляді (у поєднанні з іншими режимами). Як показує досвід розробки нафтових родовищ, у покладах нафти, що мають змішаний режим, зміна газового фактора відбувається відповідно до переважного режиму, що виявляється у процесі розробки.

Режими розробки покладів:

Пружний, При якому як єдине джерело енергії використовується енергія пружного розширення води, нафти і гірських порід.

Водонапірний, при якому використовується лише енергія гідростатичного напору крайових вод. Нафта із пласта до вибоїв свердловин рухається під впливом напору крайової води. При водонапірному режимі тиск води діє нафту знизу.

Газонапірний, при якому використовується енергія стисненого газу, укладеного у газовій шапці (режим газової шапки). Нафта витісняється до вибоїв свердловин під тиском газу, що розширюється, що знаходиться у вільному стані. При газонапірному режимі газ утворює тиск на нафту зверху.

Режим розчиненого газу, при якому основним джерелом енергії є енергія газу, що виділяється і розширюється. Режим розчиненого газу проявляється, якщо напір крайових вод слабкий або поклади відсутній вільний газ. Нафта просувається до пласта під дією енергії газу, що розширюється.

Гравітаційний режим - нафта із пласта просувається до забою під дією гравітаційних сил (сил тяжіння ). При гравітаційному режимі відсутня напір крайових вод, газової шапки та газу, розчиненого в нафті. Приплив нафти до вибоїв свердловин відбувається з допомогою сил гравітації, які у поклади. Такий режим уражає пізніх стадій розробки м/р.

На покладах, що розробляються, який-небудь із зазначених режимів розробки в чистому вигляді зустрічається рідко. Зазвичай режими співіснують у різних комбінаціях.

Наприклад: нафтова поклад може одночасно розроблятися під впливом тиску газу газовій шапці і напору крайових вод. Режим розчиненого газу може поєднуватися з газонапірним або пружним:

Змішаний, режим, при якому проявляється одночасно кілька сил, що рухаються.

В результаті експлуатації свердловин з надр витягуються не всі запаси вуглеводнів, що містяться в покладах.

Ставлення витягнутого із покладу кількості нафти чи газу до їх первісним (геологічним) запасам - називається коефіцієнтом нафтовіддачі (газовіддачі) пласта.

Значення цього коефіцієнта залежить насамперед від режиму розробки.

При розробці нафтових покладів найефективніші пружний та водонапірнийрежими , звані режимом витіснення нафти водою,т.к. вода, що має велику в'язкість, добре витісняє нафту.

Коефіцієнт нафтовіддачі при газонапірному режимі та режимі розчиненого газу найменший, т.к. лише частина енергії газу, що розширюється, витрачається на витіснення нафти. Більшість непродуктивно прослизає до свердловин.

При гравітаційному режиміз низьким темпом відбору нафти можна отримати високий коефіцієнт нафтовіддачі, але збільшення тривалості розробки покладу може бути економічно невигідним.

Газовіддача вище нафтовіддачі пластів внаслідок невеликої в'язкості газів та слабкої взаємодії їх із пористим середовищем гірських порід. Найбільшої газовіддачі можна досягти зниженням пластового тиску до атмосферного. Тому розробку газових покладів припиняють при тиску на гирлі свердловин трохи більше за атмосферне.

Режим експлуатації покладу (м/р) можна штучно змінити.

Наприклад: закачування газу в її найбільш високу частину для створення газової шапки - перекладається з гравітаційного або режиму розчиненого газу на газонапірний; закачування води у свердловини, пробурені навколо покладу на продуктивний пласт - штучно створюється водонапірний режим розробки.

Сукупність заходів, за допомогою яких можна впливати на процес розробки покладу та керувати цим процесом, називається системою розробки покладу.

На тому самому покладі можна застосовувати різні системи. Найбільш раціональною буде така, що забезпечує виконання намічених планів видобутку нафти та газу та досягнення повного їх вилучення з надр землі з мінімальними витратами.

Система розробки покладу може змінюватися в міру її вироблення та отримання додаткової інформації про властивості та будову продуктивних пластів. Комплекс заходів, що покращують систему розробки - називається регулюванням системи розробки покладу, що експлуатується (буріння нових свердловин, зміна умов роботи свердловин - переклад з фонтанного способу експлуатації на механізований та ін.)

Геометрично неправильні схеми розташування свердловин виходять у результаті різних заходів регулювання (буріння нових свердловин, виключення старих - нерентабельних та інших.). Такі схеми розміщення свердловин застосовуються розробки газових покладів.

Система розміщення свердловин під час створення газових покладів мало впливає газовіддачу пласта. Число ж газових свердловин визначається потенційними можливостями (тобто гранично допустимим дебітом) кожної окремо та загальною потребою в газі. Газові свердловини розміщуються рівномірно найбільш високих ділянках поклади.

У процесі розробки нафтових покладів при природних режимах відбувається виснаження пластової енергії та падіння пластових тисків. При зниженні пластового тиску з нафти починає виділятися газ і напірний режим роботи покладу перетворюється на режим розчиненого газу, а дебіти свердловин зменшуються. Подальше виснаження енергії газу, що виділяється з нафти, призводить до прояву гравітаційного режиму розробки і до необхідності використання додаткових джерел енергії для підйому нафти зі свердловини.

Таким чином, розробка нафтових родовищ при природних режимах не забезпечує високих темпів видобутку нафти та високих коефіцієнтів нафтовіддачі пласта: у надрах залишаються величезні кількості нафти, особливо при режимі розчиненого газу. Через війну розробка покладів може затягтися багато років, а витрати зростуть з допомогою використання додаткових джерел енергії. Для забезпечення високих темпів відбору нафти із покладу та досягнення коефіцієнтів нафтовіддачі необхідно в процесі розробки штучно підтримувати пластовий тиск шляхом закачування в поклад води або газу (повітря). Закачування води в пласт - заводнення - найпоширеніший у світі метод ППД. Понад 90% усієї нафти видобувають із заводнених родовищ.

Педагогічна технологія - Модульна" № уроків - модулів у темі - М 3 та М 4

Нафтові та нафтогазові місце народження- це скупчення вуглеводнів у земній корі, присвячені одній чи декільком локалізованим геологічним структурам, тобто. структур, що знаходяться поблизу одного і того ж географічного пункту.

Покладомназивається природне локальне одиничне скупчення нафти одному чи кількох сполучених між собою пластах-колекторах, т. е. в гірських породах, здатних вміщати у собі і віддавати розробки нафту.

Поклади вуглеводнів, що входять у родовища, зазвичай знаходяться в пластах або масивах гірських порід, що мають різне поширення під землею, часто різні геолого-фізичні властивості. У багатьох випадках окремі нафтогазоносні пласти розділені значними товщами непроникних порід або знаходяться лише на окремих ділянках родовища. Такі відокремлені або пласти, що відрізняються за властивостями, розробляють різними групами свердловин, іноді при цьому використовують різну технологію.

Місця скупчення природного газу у вільному стані в порах та тріщинах гірських порід називаються газовими покладами. Якщо газова поклад є рентабельною розробки, тобто. коли сума витрат на видобуток, транспорт та використання газу менша від отриманого економічного ефекту від його застосування, то вона називається промисловою. Газовим родовищемзазвичай називають одну поклад або групу покладів, розташованих на одній території.

Розмір і багатопластовість родовищ з ємнісними властивостями колекторів визначають в цілому величину і щільність запасів нафти, а в поєднанні з глибиною залягання обумовлюють вибір системи розробки та способів видобутку нафти.

С і с т е м о й р о з р о б т к іродовища слід називати сукупність взаємозалежних інженерних рішень, що визначають об'єкти розробки; послідовність та темп їх розбурювання та облаштування; наявність впливу на пласти з метою вилучення з них нафти та газу; число, співвідношення та розташування нагнітальних і видобувних свердловин; число резервних свердловин, управління розробкою родовища, охорону надр та навколишнього середовища. Побудувати систему розробки родовища означає знайти та здійснити зазначену вище сукупність інженерних рішень.

Введемо поняття об'єкта розробки родовища.

О б ' е т р а з роботки- це штучно виділене в межах родовища, що розробляється, геологічне утворення (пласт, масив, структура, сукупність пластів), що містить промислові запаси вуглеводнів, вилучення яких з надр здійснюється за допомогою певної групи свердловин або інших гірничотехнічних споруд.

Розробники, користуючись поширеною термінологією у нафтовиків, зазвичай вважають, що кожен об'єкт розробляється «своєю сіткою свердловин». Необхідно наголосити, що сама природа не створює об'єкти розробки - їх виділяють люди, які розробляють родовище. В об'єкт розробки може бути включений один, кілька або всі пласти родовища.

Основні особливості об'єкта розробки - наявність у ньому промислових запасів нафти і певна, властива цьому об'єкту група свердловин, з яких він розробляється.

Щоб краще засвоїти поняття об'єкта розробки, розглянемо приклад. Нехай маємо родовище, розріз якого показано на рис. 1. Це родовище містить три пласти, що відрізняються товщиною, областями поширення вуглеводнів, що їх насичують, і фізичними властивостями. У таблиці наведено основні властивості пластів 1, 2 та 3, що залягають у межах родовища.

Рис.1. Розріз багатопластового нафтового родовища

Можна стверджувати, що на родовищі доцільно виділити два об'єкти розробки, об'єднавши пласти 1 і 2 в один об'єкт розробки (об'єкт А), а пласт 3 розробляти як окремий об'єкт (об'єкт Б).

Включення пластів 1 і 2 в об'єкт обумовлено тим, що вони мають близькі значення проникності і в'язкості нафти і знаходяться на невеликій відстані один від одного по вертикалі. До того ж запаси нафти, що видобуваються, в пласті 2 порівняно невеликі. Пласт 3 хоча і має менші в порівнянні з пластом 1 запаси нафти, що витягуються, але містить малов'язку нафту і високопроникний. Отже, свердловини, які розкриють цей пласт, будуть високопродуктивними. Крім того, якщо пласт 3, що містить малов'язку нафту, можна розробляти із застосуванням звичайного заводнення, то при розробці пластів 1 і 2, що характеризуються високов'язкою нафтою, доведеться з початку розробки застосовувати іншу технологію, наприклад витіснення нафти парою, розчинами поліакриламіду (загусника води) або за допомогою внутрішньопластового горіння.

Разом з тим слід враховувати, що, незважаючи на суттєву різницю параметрів пластів 1, 2 і 3, остаточне рішення про виділення об'єктів розробки приймають на основі аналізу технологічних та техніко-економічних показників різних варіантів об'єднання пластів в об'єкти розробки.

Об'єкти розробки іноді поділяють такі види: самостійний, т. е. розробляється у час, і зворотний, т. е. той, який розроблятися свердловинами, експлуатують у період інший об'єкт.

Важлива складова створення такої системи - виділення об'єктів розробки. Тому розглянемо це питання докладніше. Заздалегідь можна сказати, що об'єднання в один об'єкт якомога більшої кількості пластів на перший погляд завжди є вигідним, оскільки при такому об'єднанні потрібно менше свердловин для розробки родовища в цілому. Однак надмірне об'єднання пластів в один об'єкт може призвести до суттєвих втрат у нафтовіддачі та, зрештою, до погіршення техніко-економічних показників. На виділення об'єктів розробки впливають такі чинники.

1. Геолого-фізичні властивості порід-колекторів нафти та газу.Різнорізні за проникністю, загальною та ефективною товщиною, а також неоднорідності пласти в багатьох випадках недоцільно розробляти як один об'єкт, оскільки вони можуть суттєво відрізнятися за продуктивністю, пластовим тиском у процесі їх розробки і, отже, за способами експлуатації свердловин, швидкості вироблення запасів нафти та зміни обводненості продукції. Для різних за площею неоднорідності пластів можуть бути ефективними різні сітки свердловин, так що об'єднувати такі пласти в один об'єкт розробки виявляється недоцільним. У сильно неоднорідних по вертикалі пластах, що мають окремі низькопроникні пропластки, не сполучені з високопроникними, буває важко забезпечити прийнятне охоплення горизонту впливом по вертикалі внаслідок того, що в активну розробку включаються тільки високопроникні пропластки, а низькопроникні шари не піддаються впливу , газу). З метою підвищення охоплення таких пластів їх розробкою прагнуть розділити на кілька об'єктів.

2. Фізико-хімічні властивості нафти та газу.Велике значення виділення об'єктів розробки мають властивості нафт. Пласти з суттєво різною в'язкістю нафти буває недоцільно об'єднувати в один об'єкт, тому що їх необхідно розробляти із застосуванням різної технології вилучення нафти з надр з різними схемами розташування та щільністю сітки свердловин. Різко різний вміст парафіну, сірководню, цінних вуглеводневих компонентів, промисловий вміст інших корисних копалин може стати причиною неможливості спільної розробки пластів як одного об'єкта внаслідок необхідності використання різної технології вилучення нафти та інших корисних копалин із пластів.

3. Фазовий стан вуглеводнів та режим пластів. Різні пласти, що залягають порівняно недалеко один від одного по вертикалі і мають подібні геолого-фізичні властивості, у ряді випадків буває недоцільно поєднувати в один об'єкт в результаті різного фазового стану пластових вуглеводнів та режиму пластів. Так, якщо в одному пласті є значна газова шапка, а інший розробляється при природному упруговодонапірному режимі, то об'єднання їх в один об'єкт може виявитися недоцільним, тому що для їх розробки знадобляться різні схеми розташування і свердловин, а також різна технологія вилучення нафти і газу .

4. Умови управління процесом розробки нафтових родовищній. Чим більше пластів і пропластків включено в один об'єкт, тим технічно і технологічно важче здійснювати контроль за переміщенням розділів нафти і агента, що витісняє її (водонафтових і газонафтових розділів) в окремих пластах і пропластках, важче здійснювати роздільний вплив на пропластки і вилучення з них , важче змінювати швидкості вироблення пластів та пропластків. Погіршення умов керування розробкою родовища веде до зменшення нафтовіддачі.

5. Техніка та технологія експлуатації свердловин.Можуть бути численні технічні та технологічні причини, що призводять до доцільності чи недоцільності застосування тих чи інших варіантів виділення об'єктів. Наприклад, якщо з свердловин, що експлуатують якийсь пласт або групи пластів, виділених в об'єкти розробки, передбачається відбирати настільки значні дебіти рідини, що вони будуть граничними для сучасних засобів експлуатації свердловин. Тому подальше укрупнення об'єктів виявиться неможливим з технічної причини.

На закінчення слід ще раз наголосити, що вплив кожного з перерахованих факторів на вибір об'єктів розробки має бути спочатку підданий технологічному та техніко-економічному аналізу, і тільки після нього можна приймати рішення про виділення об'єктів розробки.

Системи розробки покладів класифікують залежно від розміщення свердловин та виду енергії, що використовується для переміщення нафти.

Розміщення свердловин.Під розміщенням свердловин розуміють сітку розміщення та відстані між свердловинами (щільність сітки), темп та порядок введення свердловин у роботу. Системи розробки поділяють такі: з розміщенням свердловин по рівномірної сітці і з розміщенням свердловин по нерівномірної сітці (переважно рядами).

Системи розробки з розміщенням свердловин по рівномірній сітці розрізняють:формою сітки; за щільністю сітки; за темпом введення свердловин у роботу; по порядку введення свердловин у роботу щодо один одного та структурних елементів покладу. Сітки формою бувають квадратними і трикутними (шестикутними). При трикутній сітці на площі розміщується свердловин більше на 15,5 %, ніж за квадратної у разі однакових відстаней між свердловинами.

Під щільністю сіткисвердловин мають на увазі відношення площі нафтоносності до видобувних свердловин. Водночас це поняття дуже складне. Дослідники часто вкладають різний зміст у поняття щільності сітки свердловин: приймають лише площу розбуреної частини покладу; число свердловин обмежують за різними величинами сумарного видобутку нафти їх; включають або не включають нагнітальні свердловини до розрахунку; у процесі розробки родовища кількість свердловин значно змінюється, площа нафтоносності при напірних режимах зменшується, це по-різному враховують і т. д. Іноді розрізняють малу, середню та більшу міру ущільнення свердловин. Ці поняття вельми умовні та різні для різних нафтопромислових районів та періодів розвитку нафтової промисловості. Проблема оптимальної щільності сітки свердловин, що забезпечує найефективнішу розробку родовищ, була найгострішою на всіх етапах розвитку нафтової промисловості. Раніше щільність сітки свердловин змінювалася від 10 4 м 2 /скв (відстань між свердловинами 100 м) до (4-9)-10 4 м 2 /скв, а з кінця 40-х - початку 50-х років перейшли до сіток свердловин з щільністю (30-60) 10 4 м 2 / вкв. Виходячи з теорії інтерференції та спрощеної схематизації процесу витіснення нафти водою з однорідного пласта, вважалося, що при розробці нафтових родовищ при водонапірному режимі кількість свердловин істотно не впливає на нафтовіддачу.

Практикою розробки та подальшими дослідженнями встановлено, що в реальних неоднорідних пластах щільність сітки свердловин істотно впливає на нафтовіддачу. Цей вплив тим більше, чим більш неоднорідні і переривчасті продуктивні пласти, гірші літолого-фізичні властивості колекторів, вища в'язкість нафти у пластових умовах, більше нафти спочатку укладено у водонафтових та підгазових зонах. Ущільнення сітки свердловин у неоднорідно-лінзовидних пластах суттєво збільшує нафтовіддачу (охоплення розробкою), особливо при вдалому розміщенні свердловин щодо різних лінз та екранів. Найбільший вплив має щільність сітки в діапазоні щільності сітки більше (25 - 30) 10 4 м 2 /скв. У діапазоні щільностей сітки менше (25-30) 10 4 м 2 /скв вплив хоча і відзначається, проте воно не настільки суттєве, як при більш рідкісних сітках. У кожному конкретному випадку вибір густини сітки має визначатися з урахуванням конкретних умов.

Наразі застосовують двостадійне розбурювання спочатку рідкісних сіток свердловин та подальше виборче ущільнення їх з метою підвищення охоплення неоднорідних пластів заводненням, збільшення кінцевої нафтовіддачі та стабілізації видобутку нафти. У першу стадію бурять так званий основний фонд видобувних та нагнітальних свердловин за малої щільності сітки. За даними буріння та дослідження свердловин основного фонду уточнюється геологічна будова неоднорідного об'єкта, внаслідок чого можливі зміни щільності сітки свердловин, які розбурюють на другу стадію та називають резервними. Резервні свердловини передбачаються з метою залучення до розробки окремих лінз, зон виклинювання та застійних зон, які не залучаються до розробки свердловин основного фонду в межах контуру їх розміщення. Число резервних свердловин обґрунтовується з урахуванням характеру та неоднорідності пластів (їх переривчастості), щільності сітки свердловин, співвідношення в'язкості нафти та води тощо. Число резервних свердловин може становити до 30 % основного фонду свердловин Їхнє місце розміщення слід планувати в більш ранні терміни розробки. Зазначимо, що для заміни фактично<* ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дублеров, которое может достигать 10 - 20 % фонда.

За темпом введення свердловин у роботу можна виділити одночасну(ще називають «суцільна») і сповільненусистему розробки покладів. У першому випадку темп введення свердловин у роботу швидкий - усі свердловини вводять у роботу майже одночасно протягом перших одного - трьох років розробки об'єкта. При великому терміні введення систему називають уповільненою, яку по порядку введення свердловин в роботу розрізняють на системи згущувальну і повзучу. Згущувальну систему доцільно застосовувати на об'єктах зі складною геологічною будовою. Вона відповідає принципу двостадійного розбурювання. Повзучу систему, орієнтовану стосовно структури пласта, поділяють на системи: а) вниз падіння; б) нагору по повстанню; в) по простяганню. У практиці розробки великих вітчизняних родовищ повзуча і система розробки, що згущується, комплексно поєднують. Лише важкі природні (топи, болота) та геологічні умови визначили застосування повзучої системи на Самотлорському родовищі.

Системи розробки з розміщенням свердловин по рівномірній сітці вважають за доцільне при режимах роботи пласта з нерухомими контурами (режим розчиненого газу,

гравітаційний режим), тобто при рівномірному розподілі за площею пластової енергії.

Системи розробки з розміщенням свердловин за нерівномірноюсітці аналогічно розрізняють: за щільністю сітки; за темпом введення свердловин у роботу (введення рядів свердловин - працюють один ряд, два, три); по порядку введення свердловин у роботу. Додатково їх поділяють: за формою рядів - із незамкнутими рядами та із замкнутими (кільцевими) рядами; за взаємним розташуванням рядів та свердловин - з витриманими відстанями між рядами та між свердловинами в рядах та з ущільненням центральної частини площі.

Такі системи широко використовували при режимах роботи пласта з рухомими контурами (водо-, газонапірний, напірно-гравітаційний та змішаний режими). При цьому свердловини розміщували рядами, паралельними до початкового контуру нафтоносності. При сучасному проектуванні початкове розміщення свердловин майже завжди рівномірне.

Вид використовуваної енергії.Залежно від виду енергії, використовуваної переміщення нафти, розрізняють: системи розробки нафтових покладів при природних режимах, коли використовується лише природна пластова енергія (без ППД); системи з підтримкою пластового тиску, коли застосовують методи регулювання балансу пластової енергії шляхом її штучного поповнення.

За методами регулювання балансу пластової енергії виділяють: системи розробки зі штучним заводненням пластів; системи розробки із закачуванням газу в пласт.

Системи розробки зі штучним заводненням пластівможуть здійснюватися за такими основними варіантами: законтурне, приконтурне, внутрішньоконтурне, бар'єрне, блокове, з подове, осередкове, майданне заводнення.

Системи розробки із закачуванням газу в пластможуть застосовуватися але двом основним варіантам: закачування газу в підвищені частини покладу (в газову шапку), площу закачування газу.