Tehnologija razvoja naftnih polja je skup metoda koje se koriste za vađenje nafte iz podzemlja.U navedenom konceptu razvojnog sistema, prisustvo ili odsustvo uticaja na formaciju je naznačeno kao jedan od njegovih odlučujućih faktora. Potreba za bušenjem injekcionih bunara zavisi od ovog faktora. Tehnologija izrade ležišta nije uključena u definiciju razvojnog sistema. Sa istim sistemima mogu se koristiti različite rudarske tehnologije. Naravno, prilikom projektovanja razvoja terena potrebno je voditi računa o tome koji sistem najbolje odgovara odabranoj tehnologiji i kojim razvojnim sistemom se najlakše mogu postići navedeni pokazatelji.

Razvoj svakog naftnog polja karakterišu određeni pokazatelji. Razmotrimo opće pokazatelje svojstvene svim razvojnim tehnologijama. To uključuje sljedeće.

Proizvodnja nafte q n – glavni indikator, ukupno za sve proizvodne bušotine izbušene na lokaciji u jedinici vremena, i prosječna dnevna proizvodnja q ns po bušotini. Priroda promjena u vremenu ovih pokazatelja ne ovisi samo o svojstvima formacije i fluida koji je zasićenje, već i od tehnoloških operacija koje se izvode na terenu u različitim fazama razvoja.

Ekstrakcija tečnosti qf – ukupna proizvodnja nafte i vode po jedinici vremena. Čista nafta se proizvodi iz bušotina u čisto naftonosnom dijelu ležišta tokom nekog sušnog perioda rada bušotine. Za većinu naslaga, prije ili kasnije njihovi proizvodi počnu biti zatopljeni. Od ovog trenutka, proizvodnja tekućine premašuje proizvodnju nafte.

Proizvodnja gasa q g Ovaj indikator zavisi od sadržaja gasa u nafti ležišta, njegove pokretljivosti u odnosu na pokretljivost nafte u ležištu, odnosa pritiska ležišta i pritiska zasićenja, prisustva gasne kapice i sistema razvoja polja. Proizvodnja gasa se karakteriše korišćenjem faktora gasa, tj. odnos količine proizvedenog gasa iz bušotine u jedinici vremena, svedenog na standardne uslove, prema proizvodnji degazirane nafte za istu jedinicu vremena. Prosječni faktor plina kao indikator tehnološkog razvoja određen je omjerom tekuće proizvodnje plina i tekuće proizvodnje nafte.

Prilikom razvoja polja uz održavanje ležišnog tlaka iznad tlaka zasićenja, faktor plina ostaje nepromijenjen i stoga priroda promjene proizvodnje plina ponavlja dinamiku proizvodnje nafte. Ako je tokom razvoja rezervoarski pritisak ispod pritiska zasićenja, tada se faktor gasa menja na sledeći način. Tokom razvoja u režimu rastvorenog gasa, prosečni faktor gasa prvo raste, dostiže maksimum, a zatim opada i teži nuli pri pritisku rezervoara jednakom atmosferskom pritisku. U ovom trenutku, režim rastvorenog gasa prelazi na gravitacioni režim.

Razmatrani pokazatelji odražavaju dinamičke karakteristike procesa vađenja nafte, vode i gasa. Za karakterizaciju procesa razvoja tokom čitavog proteklog vremenskog perioda koristi se integralni indikator - akumulirana proizvodnja. Kumulativna proizvodnja nafte odražava količinu nafte koju proizvede postrojenje u određenom vremenskom periodu od početka razvoja, tj. od trenutka kada je puštena prva proizvodna bušotina.

Za razliku od dinamičkih pokazatelja, akumulirana proizvodnja se može samo povećati. Sa smanjenjem tekuće proizvodnje, stopa povećanja odgovarajućeg akumuliranog indikatora se smanjuje. Ako je trenutna proizvodnja nula, tada se rast akumuliranog indikatora zaustavlja i ostaje konstantan.

Pored razmatranih apsolutnih pokazatelja, koji kvantificiraju proizvodnju nafte, vode i plina, koriste se i relativni, koji karakteriziraju proces vađenja proizvoda iz ležišta kao udjela u rezervama nafte.

Stopa razvoja Z(t)– odnos godišnje proizvodnje nafte i nadoknadivih rezervi, izražen u procentima.

Z(t) = q H ∕ N (1.12)

Ovaj indikator se mijenja tokom vremena, odražavajući uticaj na razvojni proces svih tehnoloških operacija koje se sprovode na terenu, kako tokom njegovog razvoja tako i tokom procesa regulacije.

Slika 1.7 prikazuje krivulje koje karakterišu brzinu razvoja tokom vremena za dva polja sa različitim geološkim i fizičkim svojstvima. Sudeći po datim zavisnostima, razvojni procesi ovih oblasti se značajno razlikuju. Prema krivulji 1 mogu se izdvojiti četiri razvojna perioda, koje ćemo nazvati fazama.

Prva faza(faza puštanja polja u rad), kada dođe do intenzivnog bušenja bušotina u glavnom fondu, brzina razvoja kontinuirano raste i dostiže svoju maksimalnu vrijednost do kraja perioda. Duž njegove dužine obično se proizvodi bezvodno ulje. Njegovo trajanje ovisi o veličini ležišta i brzini bušenja bušotina koje čine glavni fond.

Postizanje maksimalne godišnje proizvodnje nadoknadivih rezervi nafte ne poklapa se uvijek sa završetkom bušenja bušotine. Ponekad se javlja prije datuma bušenja ležišta.

1 – depozit A; 2 – depozit B; I, II, III, IV – faze razvoja

Slika 1.7 – Grafikon promjene stope razvoja tokom vremena

Druga faza(faza održavanja dostignutog maksimalnog nivoa proizvodnje nafte) karakteriše manje ili više stabilna godišnja proizvodnja nafte. U projektnom zadatku za razvoj polja često se navodi maksimalna proizvodnja nafte, godina u kojoj se ta proizvodnja treba ostvariti i trajanje druge faze.

Glavni zadatak ove faze je bušenje rezervnih bunara, regulisanje stanja bušotina i potpuni razvoj sistema plavljenja ili druge metode uticaja na formaciju. Neki bunari prestaju da dotječu pred kraj etape, te se prenose na mehanizovan način rada (pomoću pumpi).

Treća faza(stadijum opadanja proizvodnje nafte) karakteriše se intenzivnim smanjenjem stope razvoja na pozadini progresivnog smanjenja vode u proizvodnji bušotina pod pritiskom vode i naglim porastom faktora gasa u uslovima pritiska gasa. Gotovo svim bunarima se upravlja mehanizirano. Značajan dio bunara je van funkcije do kraja ove faze.

Četvrta faza(završna faza razvoja) karakteriziraju niske stope razvoja. Dolazi do visokog vodostaja i sporog smanjenja proizvodnje nafte.

Prve tri faze, tokom kojih se povlači 70 do 95% nadoknadivih rezervi nafte, čine glavni razvojni period. U četvrtoj fazi se izvlače preostale rezerve nafte. Međutim, upravo u tom periodu, koji generalno karakteriše efikasnost implementiranog razvojnog sistema, utvrđuje se konačna vrijednost dobijene količine nafte, ukupan period razrade polja i crpi se glavna količina pripadajuće vode.

Kao što se može vidjeti sa slike 1.10 (kriva 2), za neka polja je tipično da nakon prve faze dolazi do faze pada proizvodnje nafte. Ponekad se to dešava već u periodu kada se polje stavlja u razvoj. Ova pojava je tipična za polja sa viskoznim uljima ili kada se na kraju prve faze postižu visoke stope razvoja od oko 12 - 20% godišnje ili više. Iz razvojnog iskustva proizilazi da maksimalna stopa razvoja ne bi trebala biti veća od 8 - 10% godišnje, au prosjeku tokom čitavog razvojnog perioda njena vrijednost bi trebala biti unutar 3 - 5% godišnje.

Napominjemo još jednom da će se opisana slika promjena u proizvodnji nafte iz polja u toku njegovog razvoja prirodno javiti u slučaju kada tehnologija razvoja polja, a možda i sistem razvoja ostaju nepromijenjeni tokom vremena. U vezi sa razvojem metoda za povećanje iskorištenja nafte, u nekoj fazi razvoja polja, najvjerovatnije u trećoj ili četvrtoj, može se primijeniti nova tehnologija vađenja nafte iz podzemlja, uslijed čega se proizvodnja nafte iz polja ponovo će se povećati.

U praksi analize i projektovanja razvoja naftnih polja koriste se i indikatori koji karakterišu stopu povlačenja rezervi nafte tokom vremena: stopa odabira bilansnih rezervi i stopa selekcije preostalih nadoknadivih rezervi. A-prioritet

(1.13)

Gdje – godišnja proizvodnja nafte u polju u zavisnosti od vremena razvoja; – bilansne rezerve nafte.

Ako je (1.8) stopa razvoja, tada se odnos između i izražava jednakošću:

(1.14)

gdje je oporavak nafte do kraja perioda razvoja polja.

Stopa vađenja preostalih rezervi nafte koja se može povratiti:

, (1.15)

Gdje – akumulirana proizvodnja nafte za polje u zavisnosti od vremena razvoja.

Kumulativna proizvodnja nafte:

(1.16)

gdje je vrijeme razvoja polja; - trenutno vrijeme.

Trenutni oporavak nafte ili koeficijent odabira bilansnih rezervi određuje se iz izraza:

(1.17)

Do kraja razvoja polja, tj. u , oporavak nafte:

(1.18)

Odsjek vode proizvoda je omjer protoka vode i ukupnog protoka ulja i vode. Ovaj indikator varira tokom vremena od nule do jedan:

(1.19)

Priroda promjene indikatora ovisi o nizu faktora. Jedan od glavnih je omjer viskoznosti nafte i viskoznosti vode u uslovima ležišta µ 0:

µ 0 = µ n / µ in (1.20)

Gdje µ n I µ in– dinamički viskozitet ulja i vode.

Prilikom izrade polja sa visokoviskoznim naftama, voda se može pojaviti u proizvodnji nekih bušotina od početka njihovog rada. Neka ležišta sa uljima niske viskoznosti razvijaju se dugo vremena uz neznatan pad vode. Granična vrijednost između viskoznih i niskoviskoznih ulja varira od 3 do 4.

Na prirodu navodnjavanja bunara i proizvodnju rezervoara utiče i heterogenost akumulacije sloj po sloj (sa povećanjem stepena heterogenosti smanjuje se period rada bunara bez vode) i položaj bunara. interval perforacije u odnosu na kontakt ulje-voda.

Iskustvo u razvoju naftnih polja pokazuje da se uz nisku viskoznost nafte postiže veći iskorištavanje nafte uz manje vode. Shodno tome, isječak vode može poslužiti kao indirektan pokazatelj efikasnosti razvoja polja. Ako postoji intenzivnije zalijevanje proizvoda u odnosu na projektovano, onda to može poslužiti kao pokazatelj da je nanos pokriven procesom plavljenja u manjoj mjeri od očekivane.

Stopa povlačenja tečnosti– omjer godišnje proizvodnje fluida u uslovima ležišta prema nadoknadivim rezervama nafte, izražen u % godišnje.

Ako je dinamika brzine razvoja karakterizirana fazama, tada se promjena brzine povlačenja tekućine tijekom vremena događa na sljedeći način. U prvoj fazi selekcija fluida za većinu polja praktično ponavlja dinamiku brzine njihovog razvoja. U drugoj fazi, stopa povlačenja likvidnosti iz jednih depozita ostaje konstantna na maksimalnom nivou, iz drugih opada, a iz drugih raste. Isti trendovi su još izraženiji u trećoj i četvrtoj fazi. Promjena brzine povlačenja fluida zavisi od faktora ulje-voda, brzine protoka vode koja se ubrizgava u rezervoar, pritiska u rezervoaru i temperature rezervoara.

Faktor voda-ulje– odnos trenutnih vrijednosti proizvodnje vode i nafte u trenutku razvoja polja, mjereno u m 3 /t. Ovaj parametar, koji pokazuje koliko se količina vode proizvodi na 1 tonu proizvedene nafte, indirektni je pokazatelj efikasnosti razvoja i počinje naglo rasti od treće faze razvoja. Brzina njegovog povećanja ovisi o brzini povlačenja tekućine. Prilikom izrade ležišta niskoviskoznih ulja, u konačnici odnos količine proizvedene vode i proizvodnje nafte dostiže jedan, a za viskozna ulja se povećava na 5 - 8 m 3 /t au nekim slučajevima dostiže i 20 m 3 /t.

Potrošnja tvari ubrizganih u formaciju. Prilikom implementacije različitih tehnologija za uticaj na formaciju, koriste se različita sredstva za poboljšanje uslova za vađenje nafte iz podzemlja. Voda ili para, ugljikovodični plinovi ili zrak, ugljični dioksid i druge tvari se upumpavaju u formaciju. Brzina ubrizgavanja ovih supstanci i njihova ukupna količina, kao i brzina njihovog izvlačenja na površinu uz proizvodnju bušotine, najvažniji su tehnološki pokazatelji procesa razvoja.

Pritisak rezervoara. Tokom procesa razvoja, pritisak u formacijama uključenim u razvojni objekat se menja u odnosu na početni. Štaviše, u različitim dijelovima područja bit će različito: u blizini injekcionih bušotina je maksimalno, a u blizini proizvodnih bunara minimalno. Za praćenje promjena u rezervoarskom pritisku, koristi se ponderisana prosječna vrijednost za površinu ili zapreminu rezervoara. Da bi se odredile njihove ponderisane prosječne vrijednosti, koriste se izobarske karte konstruirane za različite trenutke u vremenu.

Važni pokazatelji intenziteta hidrodinamičkog uticaja na formaciju su pritisci na dnu injekcionih i proizvodnih bušotina. Razlika između ovih vrijednosti određuje intenzitet protoka tekućine u formaciji.

Pritisak na ušću proizvodnih bunara uspostavlja se i održava na osnovu zahtjeva za osiguranje prikupljanja i transporta proizvoda iz bunara na terenu.

Temperature rezervoaraA. Tokom procesa razvoja, ovaj parametar se mijenja kao rezultat prigušujućih efekata u zonama formacije u blizini bušotine, ubrizgavanja rashladnih tečnosti u formaciju i stvaranja pokretne fronte sagorijevanja u njoj.

Pitanja za samokontrolu:

1. Definisati koncept „razvoja naftnih polja“.

3. Navedite primjere hidrodinamičkih odnosa između naftnih polja i okolnog vodnog sistema.

4. Kako se raspoređuje pritisak u rezervoaru nafte tokom njegovog razvoja?

TEHNOLOGIJA RAZVOJA NAFTNIH POLJA I POKAZATELJI TEHNOLOŠKOG RAZVOJA

Izbor sistema razvoja na osnovu glavnih geoloških i fizičkih karakteristika ležišta

Osnovne geološke i fizičke karakteristike	Razvojni sistem
Viskoznost ulja u pl. konvencionalno mPa*s m n	Mobilnost µm 2 /mPa*s K/ m n	Dubina pješčane formacije Kp	Gustina mreže bunara, ha/bunar	Well placement	Sistem zalivanja vode
0,5-5,0	Do 0,1	0,5-0,65	16-32	Red, kvadrat. 1-3 reda, 5-7 bodova.	Linearno sa fokusom, područje
0,65-0,80	20-36	Inline, 3 reda	Linearno sa fokusom
više od 0,80	24-40	Red, 3-5 redova	Linearno sa fokusom
Više od 0,1	0,5-0,65	24-40	Inline, 3 reda	Linearno sa fokusom
0,65- 0,80	28-40	Inline, 5 redova	Linearno sa fokusom
Više od 0,80	33-49	Inline, 5 redova	Linearno sa fokusom
5,0-40,0	Do 0,1	0,5-0,55	12-24	Područje, 5-7-9 bodova	Područje
0,65-,80	18-28
Više od 0,80	22-33	Red, 3 reda. Područje, 5-7-9 bodova	Linearno sa fokusom. Područje
Više od 0,1	0,5-0,65	16-28	Red, 1-3 reda. Područje, 5-7-9 bodova	Linearno sa fokusom. Područje
0,65- 0,80	22-32	Red, 1-3 reda.	Linearno sa fokusom
Više od 0,80	26-36	Red, 1-3 reda.	Linearno sa fokusom

Tehnologija razvoja naftnih polja je skup metoda koje se koriste za vađenje nafte iz podzemlja. U odeljku 3, koncept razvojnog sistema ukazuje na prisustvo ili odsustvo uticaja na formaciju kao jedan od njegovih odlučujućih faktora. Potreba za bušenjem injekcionih bunara zavisi od ovog faktora. Tehnologija izrade ležišta nije uključena u definiciju razvojnog sistema. Sa istim sistemima mogu se koristiti različite rudarske tehnologije. Naravno, prilikom projektovanja razvoja terena potrebno je voditi računa o tome koji sistem najbolje odgovara odabranoj tehnologiji i kojim razvojnim sistemom se najlakše mogu postići navedeni pokazatelji.

Razvoj svakog naftnog polja karakterišu određeni tehnološki pokazatelji. Razmotrimo opće pokazatelje svojstvene svim razvojnim tehnologijama. To uključuje sljedeće:

Proizvodnja ulje Q n je glavni indikator, ukupno za sve proizvodne bušotine izbušene na lokaciji u jedinici vremena, i prosječna dnevna proizvodnja q n po bušotini.

Priroda promjena u vremenu ovih pokazatelja ne ovisi samo o svojstvima formacije i fluida koji je zasićenje, već i od tehnoloških operacija koje se izvode na terenu u različitim fazama razvoja.

Ekstrakcija tečnosti Q g - ukupna proizvodnja nafte i vode u jedinici vremena (godina, mjesec). Čista nafta se proizvodi iz bušotina u čisto naftonosnom dijelu ležišta tokom nekog sušnog perioda rada bušotine. Za većinu naslaga, prije ili kasnije njihovi proizvodi počnu biti zatopljeni. Od ovog trenutka, proizvodnja tekućine premašuje proizvodnju nafte.

U našoj zemlji proizvodnja nafte i tečnosti se meri u težinskim jedinicama - tonama. U inostranstvu - zapremina - m 3. U SAD, Velikoj Britaniji i Kanadi i nizu drugih zemalja - u bačvama, 1 bure = 159 litara, u 1 m 3 = 6,29 barela.

Protok ulja, vode i tečnosti q n, q in, q f- odnos proizvodnje nafte, vode ili tekućine prema vremenu rada bunara za mjesec ili godinu. Računa se i za radno vrijeme i za kalendarsko vrijeme. Jedinica mjere - t/dan*bunar.

rezanje vode - ovo je omjer proizvedene vode prema ukupnoj količini proizvedene tekućine tokom perioda (godina, mjesec). Mjereno u dijelovima jedinica. i %:

Faktor voda-ulje- odnos proizvedene vode i nafte. Trenutni i akumulirani

Proizvodnja plina Q d) Ovaj indikator zavisi od sadržaja gasa u ležištu nafte, njegove pokretljivosti u odnosu na pokretljivost nafte u ležištu, odnosa pritiska ležišta i pritiska zasićenja, prisustva gasne kapice i sistema razvoja polja. Proizvodnja gasa se karakteriše korišćenjem faktora gasa, tj. odnos količine proizvedenog gasa iz bušotine u jedinici vremena, svedenog na standardne uslove, prema proizvodnji degazirane nafte za istu jedinicu vremena. Prosječni faktor gasa, kao tehnološki pokazatelj razvoja, određen je odnosom tekuće proizvodnje gasa i tekuće proizvodnje nafte.

Prilikom razvoja polja uz održavanje ležišnog tlaka iznad tlaka zasićenja, faktor plina ostaje nepromijenjen i stoga priroda promjene proizvodnje plina ponavlja dinamiku proizvodnje nafte. Ako je tokom razvoja rezervoarski pritisak ispod pritiska zasićenja, tada se faktor gasa menja na sledeći način. Tokom razvoja u režimu rastvorenog gasa, prosečni faktor gasa prvo raste, dostiže maksimum, a zatim opada i teži nuli pri pritisku rezervoara jednakom atmosferskom pritisku. U ovom trenutku, režim rastvorenog gasa prelazi na gravitacioni režim.

Potrošnja sredstava ubrizganih u formaciju (Q z) i njihovo vađenje zajedno sa naftom (i gasom). Prilikom izvođenja različitih tehnoloških procesa za vađenje nafte i gasa iz podzemlja (uključujući i održavanje ležišnog pritiska), u rezervoar se pumpa voda, voda sa dodatkom hemikalija, gas i druge supstance.

Glavni indikator koji karakterizira proces ubrizgavanja je kompenzacija za povlačenje tekućine ubrizgavanjem vode: trenutna i akumulirana. Mjereno u dijelovima jedinica. I %.

Prilikom izrade razvojnih projekata vrijednost se uzima jednaka 115% kako bi se osigurali gubici na trasi ubrizgane vode i gubici trenjem.

Razmatrani pokazatelji odražavaju dinamičke karakteristike procesa vađenja nafte, vode i gasa. Za karakterizaciju procesa razvoja tokom čitavog proteklog vremenskog perioda koristi se integralni indikator - akumulirana proizvodnja (∑Q n, ∑Q w). Kumulativna proizvodnja nafte i tekućine odražava količinu proizvedenu u objektu u određenom vremenskom periodu od početka razvoja, tj. od trenutka kada je puštena prva proizvodna bušotina.

Za razliku od dinamičkih pokazatelja, akumulirana proizvodnja se može samo povećati. Sa smanjenjem tekuće proizvodnje, stopa povećanja odgovarajućeg akumuliranog indikatora se smanjuje. Ako je trenutna proizvodnja nula, tada se rast akumuliranog indikatora zaustavlja i ostaje konstantan.

Well stock. Bušotine su glavna komponenta sistema razvoja naftnih polja, iz njih se crpi nafta i pripadajuće komponente, služe za dobijanje svih informacija o nalazištu i kontrolu procesa razvoja. Bušotine prema namjeni dijele se u sljedeće glavne grupe: proizvodne, injektne, specijalne i pomoćne.

Rudarstvo bunari čine najveći dio fonda bunara. Dizajniran za proizvodnju nafte, plina i pratećih komponenti.

Pritisak bušotine su projektovane za ubrizgavanje različitih agenasa (voda, gas, para) u ležište kako bi se obezbedio efikasan razvoj nalazišta nafte.

Poseban bušotine su projektovane za izvođenje različitih vrsta istraživanja u cilju proučavanja parametara i stanja razvijenosti ležišta. Među njima postoje dvije podgrupe – evaluacija i kontrola. Prve se buše kako bi se procijenila zasićenost formacija naftom i plinom. Potonji se dijele na pijezometrijske i opservacijske.

Auxiliary bunari se dijele na vodozahvatne i upijajuće.

Skladište svakog proizvodnog pogona je u stalnom pokretu. Ukupan broj proizvodnih bunara se mijenja: u fazama I, II - raste, u fazama III, IV - opada.

Broj injekcionih bunara se povećava kako se sistem plavljenja vodom razvija. Bunari se mogu kretati iz jedne grupe u drugu.

Pored razmatranih apsolutnih pokazatelja, koji kvantificiraju proizvodnju nafte, vode i plina, koriste se i relativni, koji karakteriziraju proces vađenja proizvoda iz ležišta kao udjela u rezervama nafte.

Stopa selekcije iz NCD-a. Iz vašeg kursa geologije znate koncept početnih rezervi nafte (IRR). Prilikom analize razvoja bilo kog objekta koriste se indikatori kao što su stopa selekcije od NCD i stepen proizvodnje NCD. Tempo razvoja Z(t), vremenski promenljivi t, jednak omjeru trenutne proizvodnje nafte QH(t) na povratne rezerve polja

Ovaj indikator se mijenja tokom vremena, odražavajući uticaj na razvojni proces svih tehnoloških operacija koje se sprovode na terenu, kako tokom njegovog razvoja tako i tokom procesa regulacije.

Iz formule je jasno da je promjena stope razvoja tokom vremena slična promjeni proizvodnje nafte. Za karakterizaciju razvojnog sistema često se koristi koncept maksimalne stope razvoja. Z max

Q H max - obično proizvodnja nafte u drugom periodu razvoja.

Slično se određuje i brzina povlačenja tečnosti

Tempo razvoja je mjera aktivnosti razvojnog sistema.

Stepen razvoja početnih rezervi nafte (IRR)- odnos akumulirane proizvodnje nafte i NCD. Štaviše, poređenje vrijednosti trenutnog vodotoka proizvodnje bunara sa vrijednošću stepena iscrpljenosti rezervi može nam indirektno ukazati da li se objekat dovoljno uspješno razvija. Šta to znači: ako su ovi pokazatelji jednaki, možemo govoriti o pravilnom razvoju objekta.

Ako stepen proizvodnje zaostaje za zalijevanjem bunara, tada je potrebno poduzeti mjere da se to otkloni. Analiza indikatora razvoja kroz vrijeme omogućit će nam da izvučemo zaključak ili o korištenju tehnologija za intenziviranje proizvodnje nafte, ili o velikom utjecaju određene tehnologije na promjenu dinamike razvoja.

Rekuperacija ulja. Količina rezervi nafte pojedinog ležišta povezana je sa stepenom ekstrakcije nafte iz podzemlja, što je odnos moguće ukupne proizvodnje nafte i bilansnih (geoloških) rezervi nafte u ležištu.

Ovaj odnos, nazvan faktor povrata nafte ili faktor povrata nafte, ima oblik:

η pr - projektovani faktor povrata ulja

η - trenutni ili stvarni faktor povrata ulja

Postoje trenutni i konačni oporavak nafte. Ispod trenutni oporavak nafte razumjeti omjer količine nafte izvađene iz ležišta u trenutku razvoja ležišta prema njegovim početnim rezervama. Konačni oporavak nafte- odnos količine proizvedene nafte na kraju razvoja i početnih rezervi.

Q inv- nadoknadive rezerve nafte

Q rezultat- bilansne rezerve nafte

∑Q n- akumulirano povlačenje ulja

U idealnom slučaju, koeficijent povrata nafte teži da dostigne vrijednost koeficijenta istiskivanja, tj. vrijednost koja se može izvući što je više moguće iz formacije sa specifičnim geološkim i fizičkim karakteristikama. Ali budući da proces istiskivanja nafte zavisi od mnogih faktora: strukture i karakteristika ležišta, heterogenosti, osobina nafte koja je zasićena, sistema postavljanja bušotine, šeme bušotine, oporavak nafte može se predstaviti kao:

h =b van b hladna glava. b ohv out

Odnos pomaka- odnos količine ulja istisnute tokom dugotrajnog intenzivnog ispiranja pornog prostora u koji je prodrlo radno sredstvo (voda) prema početnoj količini ulja u istoj zapremini. Utvrđeno eksperimentalno na jezgru.

Faktor pokrivenosti vodom- odnos količine istisnute nafte iz ispranog volumena pora u koji je prošla ubrizgana ili periferna voda prilikom ispiranja prema datom vodenom dijelu proizvodnje bušotine, prema količini nafte istisnute iz iste zapremine tokom njenog potpunog ispiranja, tj. na količinu ulja koja je određena koeficijentom istiskivanja.

Koeficijent čišćenja rezervoara postupkom istiskivanja je omjer zbira volumena ležišta pokrivenih procesom istiskivanja nafte i ukupne zapremine rezervoara koji sadrže naftu.

Iskorištavanje nafte se određuje ne samo za jednu formaciju ili objekat, već i za polje u cjelini, za grupu polja, pa čak i za naftoproizvodni region i zemlju.

Konačnu iskorištavanje nafte određuju ne samo mogućnosti tehnologije razvoja naftnih polja, već i ekonomski uslovi.

Raspodjela pritiska u rezervoaru. U procesu razvoja nafte
U naftnim poljima pritisak u rezervoaru se stalno mijenja. Na odvojeno
u dijelovima formacije bit će drugačije. U zoni injekcionih bušotina biće
visok pritisak, nizak pritisak u rudarskom području.

Za procjenu se koristi prosječan pritisak ili pritisak ponderiran po površini. Pritisci na karakterističnim tačkama formacije - na dnu injekcionih bušotina - koriste se kao indikatori razvoja. R n , na dnu proizvodnih bunara - Rn . Na ispusnoj liniji Rn" na liniji za odabir R s " .

Također je važno odrediti razliku tlaka između dna injektnog i proizvodnog bunara, kao razliku P n - P s = dP .

Pritisak na ušću proizvodnih bunara. Postavlja se na osnovu zahtjeva za obezbjeđivanje prikupljanja i transporta nafte, gasa i vode od izvora bušotina do instalacija naftnih polja.

Temperatura rezervoara. Ovo je prirodni faktor. Može se promijeniti zbog ubrizgavanja velikih količina hladne vode u formaciju ili, obrnuto, rashladnih sredstava pare i tople vode.

Svi pokazatelji koji su svojstveni ovoj tehnologiji za vađenje nafte iz podzemlja međusobno su povezani; promjena nekih pokazatelja razvoja podrazumijeva promjenu drugih.

Pokazatelji razvoja terena

Tehnološki i tehničko-ekonomski pokazatelji procesa razvoja ležišta obuhvataju tekuću (prosječnu godišnju) i ukupnu proizvodnju tekućine (nafta i voda), vodoodsječenost proizvedene tekućine (odnos tekuće proizvodnje vode i tekuće proizvodnje tekućine), trenutni i akumulirani faktor voda-nafta (odnos proizvodnje vode prema proizvodnoj nafti), trenutno i akumulirano ubrizgavanje vode, kompenzacija povrata injektiranja (odnos injektirane zapremine i zapremine povučene u uslovima ležišta), faktor povrata nafte, broj bušotina (proizvodnja i injektiranje), pritisak ležišta i dna, trenutni faktor gasa, prosječni protok proizvodnih bušotina i injektivnost injekcionih bušotina, proizvodni troškovi, produktivnost rada, kapitalna ulaganja, operativni troškovi, sadašnji troškovi, prodaja minus troškovi transporta i porezi , kreditni zahtjevi, naknade za kredit, otplata kredita.

Faze razvoja naftnog polja

Odnos godišnje proizvodnje nafte i početnih bilansnih rezervi karakteriše tempo razvoja polja.

Na osnovu analize tempa razvoja polja izdvajaju se četiri faze (slika 5.1): rastući nivo proizvodnje (I), konstantan nivo proizvodnje nafte (II), period pada proizvodnje nafte (III) i završni period proizvodnje nafte (IV).

Karakteristična karakteristika prvog perioda je postepeno povećanje obima proizvodnje nafte, zbog kontinuiranog puštanja u rad proizvodnih bušotina iz bušenja. Način proizvodnje nafte u ovom periodu je protočan, nema vodonika. Trajanje ove faze zavisi od mnogih faktora, od kojih su glavni: iznos nadoknadivih industrijskih rezervi; veličina polja i rezervoarski pritisak; debljina i broj produktivnih horizonata; svojstva produktivnih stijena i same nafte; dostupnost sredstava za razvoj terena i drugo. Trajanje prvog perioda je oko 4-6 godina. Cijena 1 tone nafte u ovom periodu je relativno visoka zbog izgradnje novih bušotina i razvoja polja.

Drugu fazu razvoja karakteriše konstantan nivo proizvodnje nafte i minimalni troškovi. Tokom ovog perioda, protočni bunari se prebacuju na mehanizovani način proizvodnje zbog progresivnog zalivanja bunara. Pad proizvodnje nafte u ovom periodu obuzdava se puštanjem u rad novih rezervnih bušotina. Trajanje druge faze zavisi od brzine povlačenja nafte iz polja, količine nadoknadivih rezervi nafte, zalijevanja proizvodnje bušotine i mogućnosti povezivanja drugih horizonata polja u razradu. Završetak druge faze karakteriše činjenica da povećanje zapremine ubrizgane vode za održavanje ležišnog pritiska nema primetan uticaj na obim proizvodnje nafte i njen nivo počinje da opada. Rezanje vode u nafti na kraju ovog perioda može dostići 50%. Trajanje perioda je oko 5-7 godina. Troškovi proizvodnje nafte u ovom periodu su najniži.

Rice. 5.1 Faze razvoja operativnog objekta

Treći razvojni period karakteriše pad proizvodnje nafte i povećanje proizvodnje proizvedene vode. Ova faza se završava kada se dostigne 80-90% vode. U tom periodu svi bunari rade mehanizovanim metodama vađenja, a pojedini bunari se gase zbog ekstremnog zalijevanja. Cijena 1 tone nafte u ovom periodu počinje rasti zbog izgradnje i puštanja u rad postrojenja za dehidraciju i odsoljavanje nafte. Tokom ovog perioda poduzimaju se glavne mjere za povećanje proizvodnje bušotina. Trajanje ovog perioda je 4-6 godina.

Četvrtu fazu razvoja karakteriziraju velike količine proizvodnje formacijske vode i male količine proizvodnje nafte. Vodeni sloj proizvoda dostiže 90-95% ili više. Troškovi proizvodnje nafte u ovom periodu rastu do granica profitabilnosti. Ovaj period je najduži i traje 15-20 godina.

Generalno, možemo zaključiti da je ukupno trajanje razvoja bilo kojeg naftnog polja 40-50 godina od početka do konačne isplativosti. Praksa razvoja naftnih polja generalno potvrđuje ovaj zaključak.

Razvoj naftnih i gasnih polja? set radova na izvlačenju naftnog fluida iz rezervoara. Izvađena nafta i pripadajući gas na površini podležu primarnoj preradi. Naftno polje se stavlja u razvoj na osnovu projekta probnog rada, tehnološke šeme za industrijski ili pilot-industrijski razvoj ili razvojnog projekta. U razvojnom projektu, na osnovu podataka istraživanja i probnog rada, određuju se uslovi pod kojima će se eksploatisati polje: njegova geološka struktura, ležišne karakteristike stena, fizičko-hemijska svojstva fluida, zasićenost stena vodom, gasom, naftom. , rezervoarski pritisak, temperatura itd. Na osnovu ovih podataka, uz pomoć hidrodinamičkih proračuna, utvrđuju se tehnički pokazatelji rada rezervoara za različite opcije razvoja sistema, vrši se ekonomska procjena opcija i odabire optimalna.

Razvojni sistemi uključuju: identifikaciju razvojnih objekata, redoslijed postavljanja objekata u razvoj, brzinu bušenja polja, metode utjecaja na produktivne formacije u cilju maksimiziranja povrata nafte; broj, odnos, mjesto i redoslijed puštanja u rad proizvodnih, injektnih, kontrolnih i rezervnih bušotina; njihov način rada; metode za regulisanje razvojnih procesa; mjere zaštite životne sredine. Da li usvojeni sistem razvoja za određenu oblast predodređuje tehničke i ekonomske pokazatelje? protok bušotine, njena promena tokom vremena, faktor izvlačenja nafte, kapitalna ulaganja, cena 1 tone nafte itd. Racionalan sistem razvoja naftnih polja obezbeđuje zadati nivo proizvodnje nafte i pratećeg gasa sa optimalnim tehničkim i ekonomskim pokazateljima, i efikasnu zaštitu životne sredine.

Glavni parametri koji karakteriziraju razvojni sistem: omjer naftonosnog područja polja prema broju svih injekcionih i proizvodnih bušotina (gustina mreže bušotina), omjer povratnih rezervi nafte polja prema broju bunari? nadoknadive rezerve po bušotini (efikasnost razvojnog sistema), odnos broja injekcionih bušotina i broja proizvodnih bušotina (intenzitet proizvodnje rezerve); odnos broja rezervnih bušotina izbušenih nakon puštanja u razradu polja u cilju potpunijeg izvlačenja nafte (pouzdanost razvojnog sistema).

Razvojni sistem karakterišu i geometrijski parametri: rastojanje između bunara i redova bušotina, širina trake između injekcionih bušotina (kod blok-redova razvojnih sistema) itd.

U razvojnom sistemu bez uticaja na rezervoar sa niskopokretnom naftonosnom konturom, koristi se ujednačen četvorougaoni (u četiri tačke) ili trouglasti (tri tačke) raspored proizvodnih bušotina; sa pomičnim konturama koje sadrže naftu, lokacija bušotina uzima u obzir oblik ovih kontura. Sistemi za razvoj naftnih polja bez uticaja na akumulaciju rijetko se koriste u Rusiji; uglavnom se polje razvija plavljenjem. Najrasprostranjenije je plavljenje blok-redova u krugu. Sistemi za plavljenje se takođe stvaraju sa razmakom između bunara od 400-800 m.

Uz izbor razvojnog sistema, od velike je važnosti i izbor efikasne razvojne tehnologije. Sistem i tehnologija su u principu nezavisni; Za isti sistem se koriste različite razvojne tehnologije.

Glavni tehnološki pokazatelji procesa razvoja: tekuća i akumulirana proizvodnja nafte, vode, tečnosti; brzina razvoja, usječenje u proizvodnji bunara, pritisak i temperatura ležišta, kao i ovi parametri na karakterističnim tačkama formacije i bušotine (na dnu i ušću bušotine, na granicama elemenata itd.); faktor gasa u pojedinačnim bušotinama i na polju u celini. Ovi pokazatelji se mijenjaju tokom vremena u zavisnosti od režima formiranja (priroda pojave in situ sila koje pokreću naftu na dno bušotina) i tehnologije razvoja. Važan pokazatelj razvijenosti naftnih polja i efikasnosti primijenjene tehnologije je trenutna i konačna vrijednost iskorištenja nafte. Dugoročni razvoj naftnih polja pod elastičnim uslovima moguć je samo u pojedinačnim slučajevima, jer Tipično, pritisak u ležištu opada tokom razvoja i u rezervoaru se pojavljuje režim rastvorenog gasa.

Konačni faktor izvlačenja nafte tokom razvoja u ovom režimu je mali, rijetko dostiže (uz dobru propusnost formacije i niski viskozitet nafte) vrijednost od 0,30-0,35. Uz korištenje tehnologije plavljenja, konačni faktor povrata nafte povećava se na 0,55-0,6 (u prosjeku 0,45-0,5). Kod povećanog viskoziteta ulja (20-50*10 -3 Pa*s) ne prelazi 0,3-0,35, a kod viskoziteta ulja preko 100*10 -3 Pa*s? 0.1.

Zalivanje vode u ovim uslovima postaje neefikasno. Za povećanje konačne vrijednosti faktora iskorištenja nafte koriste se tehnologije zasnovane na fizičko-hemijskim i termičkim metodama utjecaja na formaciju.

Fizičko-hemijske metode koriste istiskivanje ulja rastvaračima, gasom pod visokim pritiskom, surfaktantima, polimernim i micelarno-polimernim rastvorima, rastvorima kiselina i alkalija.

Upotreba ovih tehnologija omogućava smanjenje napetosti na kontaktu „ulje – istiskujuće tekućine“, odnosno eliminaciju iste (premještanje nafte otapalima), poboljšanje vlaženja stijena istisnom tekućinom, zgušnjavanje istisnute tekućine i time smanjenje omjer viskoznosti nafte i viskoznosti tekućine, čime je proces istiskivanja nafte iz formacija stabilniji i efikasniji.

Fizičko-hemijske metode utjecaja na formaciju povećavaju iskorištenje nafte za 3-5% (tenzidi), za 10-15% (polimerno i micelarno plavljenje), za 15-20% (ugljični dioksid). Upotreba metoda istiskivanja ulja otapalima teoretski omogućava postizanje potpunog povrata nafte.

Međutim, pilot rad je otkrio brojne poteškoće u praktičnoj implementaciji ovih metoda ekstrakcije nafte: sorpcija surfaktanata poroznim medijem ležišta, promjena njihove koncentracije, odvajanje sastava tvari (micelarno-polimerno plavljenje), ekstrakcija samo laki ugljikovodici (ugljični dioksid), smanjenje faktora sweep-a (rastvarači i plin pod visokim pritiskom) itd.

Da li se razvijaju i istraživanja u oblasti termohemijskih metoda za ekstrakciju nafte pod kombinovanim uticajem toplote i hemijskih reagensa na formaciju? termoalkalno, termopolimerno plavljenje, upotreba katalizatora za in situ reakcije itd. Istražuju se mogućnosti povećanja izvlačenja nafte iz formacija utjecanjem na njih biokemijskim metodama baziranim na unošenju bakterija u naftno ležište, kao rezultat Stvaraju se vitalne tvari koje poboljšavaju fluidnost i olakšavaju oporavak ulja.

Postoje 4 perioda u razvoju naftnih polja: rastuća, konstantna, naglo opadajuća i polako opadajuća proizvodnja nafte (kasna faza).

U svim fazama razvoja naftnog polja, kontrola, analiza i regulacija procesa razvoja sprovode se bez promjene sistema razvoja ili uz njegovu djelimičnu promjenu. Regulisanjem procesa razvoja naftnih polja moguće je povećati efikasnost istiskivanja nafte.

Utjecanjem na ležište, filtracijski tokovi se pojačavaju ili slabe, mijenja im se smjer, uslijed čega se u razradu uvlače prethodno nedrenirane površine polja i povećava brzina povlačenja nafte, smanjuje se proizvodnja pripadajuće vode i konačna nafta. faktor oporavka se povećava.

RAZVOJ SISTEMA depoziti, kao što je ranije pomenuto. treba nazvati skupom međusobno povezanih inženjerskih rješenja koja osiguravaju visoku konačnu iskoristivost ulja. Tehnologija razvoja naftnih polja je skup metoda koje se koriste za vađenje nafte iz podzemne površine.Tehnologija razvoja ležišta nije uključena u definiciju razvojnog sistema. Sa istim sistemima mogu se koristiti različite rudarske tehnologije.

Razvoj polja karakteriše korišćenje različitih kategorija bušotina i određenih indikatora razvoja.

Na osnovu svoje namjene, bušotine se dijele u sljedeće kategorije: traženje, istraživanje i proizvodnja.

Pretraživači buše se bušotine u potrazi za novim nalazištima nafte i gasa.

Istraživanje bunari; bušenje na područjima sa uspostavljenim industrijskim potencijalom nafte i gasa u cilju izrade procene rezervi nafte i gasa, prikupljanja početnih podataka za izradu projekta (šeme) razvoja ležišta (polja).

Operativni bušotine se dijele na proizvodne i injekcione. specijalni i pomoćni.

Rudarstvo(nafta i gas) bušotine su projektovane za vađenje nafte, nafte i prirodnog gasa i pripadajućih komponenti iz ležišta.

Injekcija: bunari dizajnirani su da utiču na produktivne formacije ubrizgavanjem vode, parnog gasa i drugih radnih sredstava u njih kako bi se obezbedio efikasan razvoj ležišta. Neke injekcione bušotine mogu se privremeno koristiti kao proizvodne bušotine.

Rezervee bunari predviđene su radi uključivanja u izradu pojedinačnih sočiva, štipanja zona u stagnirajućim zonama, koje nisu uključene u razvoj bunara glavnog fonda.

Poseban bušotine su projektovane za izvođenje različitih vrsta istraživanja u cilju proučavanja parametara i stanja razvijenosti ležišta. Među njima postoje dvije podgrupe – evaluacija i kontrola. Prve se buše kako bi se procijenila zasićenost formacija naftom i plinom. Potonji se dijele na pijezometrijske i opservacijske. Piezometrijske bušotine su dizajnirane za praćenje promjena u formacijskom tlaku u ležištu. Promatrački bunari za praćenje promjena u kontaktu voda-nafta, kontaktu plin-nafta, zasićenosti naftom i plinom formacije vodom.

Auxiliary bunari se dijele na vodozahvatne i upijajuće.

Unos vode Dizajniran za vodosnabdevanje tokom bušenja i za sisteme za održavanje pritiska u rezervoaru.

Upijajuće dizajniran za pumpanje proizvedene vode u apsorpcione horizonte.

Pored navedenog, preduzeća za proizvodnju nafte i gasa mogu imati zatvorene bušotine u svojim bilansima.

TO sačuvana To uključuje bušotine koje ne rade na terenu zbog necelishodnosti ili nemogućnosti njihovog rada u datom periodu.

Skladište svakog proizvodnog pogona je u stalnom pokretu. Broj injekcionih bunara se povećava kako se sistem plavljenja vodom razvija. Bunari se mogu kretati iz jedne grupe u drugu.

Prenderedi razvoj:

PROIZVODNJA NAFTE- Qn je glavni indikator, ukupan za sve proizvodne bušotine izbušene na lokaciji u jedinici vremena, i prosječna dnevna proizvodnja Qns po bušotini.

Proizvodnja nafte u našoj zemlji mjeri se u težinskim jedinicama - tonama. U inostranstvu u SAD, UK, Kanadi i dr. u bačvama.

1 bure – 159 litara 1m 3 – 6,29 bure.

Ekstrakcija tečnosti-Qzh je ukupna proizvodnja nafte i vode u jedinici vremena. Čista nafta se proizvodi iz bušotina u čisto naftonosnom dijelu ležišta tokom nekog sušnog perioda rada bušotine. U određenoj fazi razvoja, voda počinje da teče iz rezervoara zajedno sa naftom i gasom.

Proizvodnja tečnosti je ukupna proizvodnja nafte i vode

Q I = Q H + Q IN

Proizvodnja plina Qg. . Proizvodnja gasa U toku rada zajedno sa naftom nastaje i tzv. Proizvodnja plina ovisi o sadržaju plina u ležištu nafte i karakterizira ga faktor plina.

Faktor gasa je zapremina proizvedenog gasa, svedena na standardne uslove, po toni nafte.

= m 3 /t

Prosječni faktor plina je omjer trenutne proizvodnje plina i tekuće proizvodnje nafte.

Kumulativna proizvodnja nafta odražava količinu nafte koju je postrojenje proizvelo u određenom vremenskom periodu od početka razvoja, kumulativna proizvodnja nafte

, (1.8)

Gdje - vrijeme razvoja polja; -trenutno vrijeme.

Akumulirana proizvodnja se može samo povećati.

Pored razmatranih apsolutnih pokazatelja, koriste se i relativni, koji karakteriziraju proces vađenja proizvoda iz ležišta kao udjela u rezervama nafte.

Rekuperacija ulja

Ovo je omjer količine nafte izvađene iz ležišta prema njenim izvornim rezervama u ležištu. Postoje trenutni i konačni oporavak nafte.

Trenutni oporavak nafte izražava odnos akumulirane proizvodnje nafte tokom datog perioda rada polja i njegovih geoloških rezervi

Konačni oporavak nafte– je omjer nadoknadivih rezervi polja i geoloških

Konačna iskorištavanje nafte u konačnici karakteriše kvalitet i efikasnost razvoja datog polja.

Iskorištavanje nafte izražava se u udjelima jedinica.

Tempo razvoja
- odnos godišnje proizvodnje nafte i nadoknadivih rezervi, izražen u procentima.

Ovaj indikator se mijenja tokom vremena, odražavajući uticaj na razvojni proces svih tehnoloških operacija koje se sprovode na terenu, kako tokom njegovog razvoja tako i tokom procesa regulacije.

Proizvod rezanje vode - odnos protoka vode i ukupnog protoka nafte i vode. Ovaj indikator varira tokom vremena od nule do jedan:

. (1.21)

Priroda promjene indikatora zavisi od niza faktora. Jedan od glavnih je omjer viskoznosti nafte i viskoznosti vode u uslovima ležišta :

Gdje I - dinamički viskozitet ulja i vode.

Prilikom izrade polja sa visokoviskoznim naftama, voda se može pojaviti u proizvodnji nekih bušotina od početka njihovog rada. Neka ležišta sa uljima niske viskoznosti razvijaju se dugo vremena uz neznatan pad vode. Granična vrijednost između viskoznih i niskoviskoznih ulja varira od 3 do 4.

Na prirodu vodosnabdijevanja bunara i akumulacije utiče i heterogenost akumulacije sloj po sloj (sa povećanjem stepena heterogenosti smanjuje se period rada bunara bez vode) i položaj rezervoara. interval perforacije bušotine u odnosu na kontakt ulje-voda.

Iskustvo u razvoju naftnih polja pokazuje da se uz nisku viskoznost nafte postiže veći iskorištavanje nafte uz manje vode. Shodno tome, isječak vode može poslužiti kao indirektan pokazatelj efikasnosti razvoja polja. Ako postoji intenzivnije zalijevanje proizvoda u odnosu na projektovano, onda to može poslužiti kao pokazatelj da je nanos pokriven procesom plavljenja u manjoj mjeri od očekivane.

Faktor voda-ulje- odnos trenutnih vrijednosti proizvodnje vode i nafte u trenutku razvoja polja, mjereno u
. Ovaj parametar, koji pokazuje koliko se količina vode proizvodi po 1 toni proizvedene nafte, indirektni je pokazatelj efikasnosti razvoja. Brzina njegovog povećanja ovisi o brzini povlačenja tekućine. Prilikom izrade ležišta niskoviskoznih ulja, u konačnici odnos količine proizvedene vode i proizvodnje nafte dostiže jedan, a za viskozna ulja se povećava na 5 - 8 m 3 /t au nekim slučajevima dostiže i 20 m 3 /t.

Potrošnja tvari ubrizganih u formaciju. Prilikom implementacije različitih tehnologija za uticaj na formaciju, koriste se različita sredstva za poboljšanje uslova za vađenje nafte iz podzemlja. Voda ili para, ugljikovodični plinovi ili zrak, ugljični dioksid i druge tvari se upumpavaju u formaciju.

Pritisak rezervoara. Tokom procesa razvoja, pritisak u formacijama uključenim u razvojni objekat se menja u odnosu na početni. Štaviše, u različitim dijelovima područja bit će različito: u blizini injekcionih bušotina je maksimalno, a u blizini proizvodnih bunara minimalno. Za praćenje promjena u rezervoarskom pritisku, koristi se ponderisana prosječna vrijednost za površinu ili zapreminu rezervoara. Važni pokazatelji intenziteta hidrodinamičkog uticaja na formaciju su pritisci na dnu injekcionih i proizvodnih bušotina. Razlika između ovih vrijednosti određuje intenzitet protoka tekućine u formaciji.

Pritisak na ušću proizvodnih bunara uspostavlja se i održava na osnovu zahtjeva za osiguranje prikupljanja i transporta proizvoda iz bunara na terenu.

Temperatura rezervoara. Tokom procesa razvoja, ovaj parametar se mijenja kao rezultat prigušujućih efekata u zonama formacije u blizini bušotine, ubrizgavanja rashladnih tečnosti u formaciju i stvaranja pokretne fronte sagorijevanja u njoj.

Treba napomenuti da su svi indikatori koji su svojstveni ovoj tehnologiji za vađenje nafte i gasa iz podzemlja u okviru datog sistema razvoja polja međusobno povezani. Promjena nekih pokazatelja može dovesti do promjene drugih. Ako su neki od indikatora navedeni, onda se drugi moraju izračunati.