3. Стадии разработки месторождения.

П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации. Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

4.Особенности исследования горизонтальных скважин.

Технология исследования вертикальных и горизонтальных скважин идентична(пуск и остановка скважины, после чего замер давления). Особенностью является лишь невозможность прямого замера на кровле пласта. Обработка исследований на установившихся режимах фильтрации аналогична исследованию вертикальных скважин( строятся индикаторные диаграммы, находят коэффициент продуктивности).При интерпритации КВД горизонт.скважин решаются следующие задачи: 1.определение Рпл, Рзаб, скин-фактора. 2.диагностирование фильтрационной модели пласта 3.свойства на границе пласта,Фильтрационные параметры пласта необходимо использовать как критерий адекватности фильтрационной модели. При этом параметры определены по вертикальным скважинам.