Основні показники розробки родовищ. оптимальні режими розробки та експлуатації свердловин

У розробку складає основі проекту пробної експлуатації , технологічної схеми промислової чи дослідно-промислової розробки, проекту розробки. У проекті розробки на підставі даних розвідки та пробної експлуатації визначають умови, за яких вестиметься експлуатація родовища: його геологічну будову, колекторські властивості порід, фізико-хімічні властивості флюїдів, насиченість гірських порід водою, газом, нафтою, пластові тиски, температури та ін. Базуючись цих даних, з допомогою гидродинамических розрахунків встановлюють технічні показники експлуатації поклади для різних варіантів системи розробки, виробляють економічну оцінку варіантів і вибирають оптимальний.

Системи розробки передбачають: виділення об'єктів розробки, послідовність введення об'єктів у розробку, темп розбурювання родовищ, методи на продуктивні пласти з метою максимального вилучення нафти; число, співвідношення, розташування та порядок введення в експлуатацію добувних, нагнітальних, контрольних та резервних свердловин; режим їхньої роботи; методи регулювання процесами розробки; заходи щодо охорони навколишнього середовища. Прийнята для конкретного родовища система розробки визначає техніко-економічні показники - дебіт, зміна його в часі, коефіцієнт нафтовіддачі, капітальні вкладення, собівартість 1 т нафти та ін. Раціональна система розробки нафтових родовищ забезпечує заданий рівень нафти та попутного газу з оптимальними техніко-економічними , ефективну охорону навколишнього середовища

Основні параметри, що характеризують систему розробки: відношення площі нафтоносності родовища до всіх нагнітальних і видобувних свердловин (щільність сітки свердловин), відношення запасів нафти родовища, що видобуваються, до свердловин — видобувані запаси на одну свердловину (ефективність системи розробки); свердловин (інтенсивність виробітку запасів); відношення числа резервних свердловин, пробурених після введення родовища в розробку з метою повнішого вилучення нафти (надійність системи розробки). Система розробки характеризується також геометричними параметрами: відстанню між свердловинами і рядами свердловин, шириною смуги між нагнітальними свердловинами (при блоково-рядних системах розробки) та ін. У системі розробки без впливу на пласт при малорухомому контурі нафтоносності використовують рівномірне чотирикутне триточкове) розташування добувних свердловин; при рухомих контурах нафтоносності розташування свердловин враховує форму цих контурів. Системи розробки нафтових родовищ без впливу на пласт застосовують рідко, переважно родовище розробляється із заводненням. Найбільш широко використовується блоково-рядне внутрішньоконтурне заводнення. Створюють також майданні системи заводнення з відстанню між свердловинами 400-800 м-коду.

Поряд із вибором системи розробки велике значення має вибір ефективної технології розробки. Система та технологія в принципі незалежні; за однієї й тієї системи застосовують різні технології розробки. Основні технологічні показники процесу розробки: поточний та накопичений видобуток нафти, води, рідини; темп розробки, обводненість продукції свердловин, пластовий тиск і температура, а також ці параметри в характерних точках пласта та свердловини (на забої та гирлі свердловини, на межах елементів тощо); газовий фактор в окремих свердловинах та за родовищем загалом. Ці показники змінюються у часі залежно від режимів пластів (характеру появи внутрішньопластових сил, що рушать нафту до вибоїв свердловин) та технології розробки. Важливим показником розробки нафтових родовищ та ефективності застосовуваної технології є поточна та кінцева величина нафтовіддачі. Тривала розробка нафтових родовищ при пружному режимі можлива лише окремих випадках, т.к. зазвичай пластовий тиск у процесі розробки падає і пласті виникає режим розчиненого газу. Кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі розробки в цьому режимі невеликий, рідко досягає (при хорошій проникності пласта і низької в'язкості нафти) величини 0,30-0,35. Із застосуванням технології заводнення кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі збільшується до 0,55-0,6 (в середньому 0,45-0,5). При підвищеній в'язкості нафти (20-50.10 -3 Па.с) він не перевищує 0,3-0,35, а при в'язкості нафти понад 100.10 -3 Па.с - 0,1. Заводнення у умовах стає малоефективним. Для підвищення кінцевої величини коефіцієнта нафтовіддачі застосовують технології, засновані на фізико-хімічних та теплових методах на пласт (див. Термічні методи видобутку). При фізико-хімічних методах використовують витіснення нафти розчинниками, газом високого тиску, поверхнево-активними речовинами, полімерними та міцелярно-полімерними розчинами, розчинами кислот та лугів. Застосування цих технологій дозволяє знижувати натяг на контакті "нафта - рідина, що витісняє", або ліквідувати його (витіснення нафти розчинниками), покращувати змочуваність гірських порід витісняючої рідиною, загущати витісняючу рідину і тим самим зменшувати відношення в'язкості нафти до в'язкості рідини, пластів більш стійким та ефективним. Фізико-хімічні методи на пласт збільшують нафтовіддачу на 3-5% (поверхнево-активні речовини), на 10-15% (полімерне і міцелярне заводнення), на 15-20% (вуглекислота). Застосування методів витіснення нафти розчинниками теоретично дозволяє досягти повної нафтовіддачі. Однак дослідно-промислові роботи виявили ряд труднощів практичного здійснення цих методів вилучення нафти: сорбція поверхнево-активних речовин середовищем колекторів, зміна їх концентрації, поділ композицій речовин (міцелярно-полімерне заводнення), екстракція лише легких вуглеводнів (вуглекислота), зниження коефіцієнта охоплення (розчини) та газ високого тиску) та ін. Розвиваються також дослідження в галузі термохімічних методів вилучення нафти при спільному впливі на пласт теплом та хімічними реагентами — термолужне, термополімерне заводнення, використання каталізаторів внутрішньопластових реакцій та ін. Досліджуються можливості підвищення нафтовіддачі пластів шляхом впливу на них біохімічними методами , заснованими на введенні в нафтовий пласт бактерій, в результаті життєдіяльності яких утворюються речовини, що покращують плинність та полегшують вилучення нафти.

У розробці нафтових родовищ виділяють 4 періоди: наростаючої, постійної, різко падаючої та повільно падаючої видобутку нафти (пізня стадія).

На всіх етапах розробки нафтових родовищ здійснюють контроль, аналіз та регулювання процесу розробки без зміни системи розробки або з її частковою зміною. Регулювання процесу розробки нафтових родовищ дозволяє підвищити ефективність витіснення нафти. Впливаючи на поклад, посилюють або послаблюють фільтраційні потоки, змінюють їх напрямок, внаслідок чого залучаються в розробку ділянки родовища, що раніше не дренуються, і відбувається збільшення темпів відбору нафти, зменшення видобутку попутної води і збільшення коефіцієнта кінцевої нафтовіддачі. Методи регулювання розробки нафтових родовищ: збільшення продуктивності свердловин рахунок зниження вибійного тиску (переведення на механізований спосіб експлуатації, встановлення форсованого чи оптимального режиму роботи свердловин); відключення високообводнених свердловин; підвищення тиску нагнітання; додаткових видобувних свердловин (резервних) чи повернення свердловин з інших горизонтів; перенесення фронту нагнітання; використання осередкового та виборчого заводнення; проведення ізоляційних робіт; вирівнювання профілю припливу або ємності свердловини; вплив на привибійну зону для інтенсифікації притоку (гідророзрив пласта, гідропіскоструминна перфорація, кислотна обробка); застосування фізико-хімічних методів збільшення нафтовіддачі пластів (закачування в пласт сірчаної кислоти, поверхнево-активних речовин та ін.). Розробку пластів, що неглибоко залягають, насичених високов'язкою нафтою, в деяких випадках здійснюють шахтним способом (див. ).

Розрахунокосновних показників розробки в періоди постійного та падаючого видобутку при газовому режимі та рівномірному розміщенні свердловин.

Вихідні дані:

Qзап = 2000 мрлд.м3; - Початкові запаси газу

rот = 0,56; - відносна щільність газу

Pпоч = 12 Мпа; - Початковий пластовий тиск

Tпл = 308 К; - пластова температура

DP = 0,3 МПа; - максимально допустима пластова депресія

Qгод = 33 мрлд.м3; - темп розробки у період постійного видобутку

А = 0,0012 Мпа2 * добу./тис.м3

В = 0,00001 (Мпа*сут./тыс.м3)2 - коефіцієнти фільтраційних опорів припливу газу до вибою свердловин

tпост = 8 років; - період постійноївидобутку

tпад = 12 років; - період падаючого видобутку

Kр = 1,15; - Коефіцієнт резерву свердловин

Kе = 0,9; - Коефіцієнт експлуатації

Алгоритм розрахунку:

Для періоду постійного видобутку:

1) Так як у період постійного видобуткурічний відбір газу відомий, визначаємо накопичений видобуток за роками за формулою:

де Qt - Видобуток газу в поточному році розробки, мрлд.м3;

2) Визначаємо пластовий тиск у поточному році розробки за формулою:

,

де Pпоч - початковий пластовий тиск, МПа;

Zнач - початковий коефіцієнт надстисливості;

Qзап - початкові запаси газу, мрлд.м3;

Qдобt - накопичений видобуток до року t;

Zt – коефіцієнт надстисливості у році t, який визначається за формулою:

,

де Tпл - пластова температура;

Pt – пластовий тиск на рік t;

– відповідно критичні тиск і температура, що визначаються за формулами:

де rот - відносна щільність газу;

3) Визначаємо вибійний тиск у кожний рік розробки за формулою:

4) Визначаємо дебіт однієї свердловини на поточний рік розробки за рівнянням припливу:

5) Визначимо кількість свердловин необхідних розробки поклади у період постійного видобуткуза формулою:

;

Факультет розробки нафтових та газових родовищ (РГУНГ)

Розрахунок показників розробки за методикою поточного планування видобутку нафти та рідини. Ця методика відома як "Методика держплану СРСР". Вона застосовується дотепер у всіх НГДУ, у нафтовидобувних компаніях, в організаціях паливно-енергетичного комплексу та плануючих організаціях.

Вихідні дані для розрахунку:

1. Початкові балансові запаси нафти (НБЗ), т;

2. Початкові видобуті запаси нафти (НИЗ), т;

3. На початок запланованого року:

Нагромаджений видобуток нафти (? Q н), т;

Нагромаджений видобуток рідини (? Q ж), т;

Накопичене закачування води (? Q зак), м 3;

Чинний фонд видобувних свердловин (N д дей);

Чинний фонд нагнітальних свердловин (N н дей);

4. Динаміка буріння свердловин за роками на запланований період (Nб):

Видобувних (N д б);

Нагнітальних (N н б).

Таблиця 5.1 Вихідні дані щодо Західно-Леніногірської площі Ромашкінського родовища

	НБЗ, тис.т.	НИЗ, тис.т.	Q н, тис.т.	Q ж, тис.т	Q зак, тис. м 3

Розрахунок показників розробки

1. Кількість днів роботи видобувних свердловин на рік, що перейшли з минулого року:

Дпер = 365К (5.1)

Д пер = 3650,9 = 328,5

2. Кількість днів роботи нових добувних свердловин:

3. Середній дебіт нафти нових свердловин, що видобувають:

q н нов =8 т/добу

4. Коефіцієнт падіння видобутку нафти видобувних свердловин:

5. Річний видобуток нафти з нових свердловин:

6. Річний видобуток нафти з свердловин, що перейшли:

7. Річний видобуток нафти всього

8. Річний видобуток нафти з нових свердловин попереднього року, якби вони цього року працювали без падіння:

9. Річний видобуток нафти з свердловин попереднього року, що перейшли (якби вони працювали без падіння):

10. Можливий розрахунковий видобуток нафти з усіх свердловин попереднього року (у разі їх роботи без падіння):

11. Запланований видобуток нафти із свердловин попереднього року:

12. Зниження видобутку нафти із свердловин попереднього року:

13. Відсоток зміни видобутку нафти із свердловин попереднього року:

14. Середній дебіт однієї свердловини з нафти:

15. Середній дебіт свердловин по нафті, що перейшли з попереднього року:

16. Накопичений видобуток нафти:

17. Поточний коефіцієнт нафтовидобування (КІН) обернено пропорційний початковим балансовим запасам (НБЗ):

18. Відбір від затверджених початкових запасів НИЗ, %:

19. Темп відбору від початкових запасів (НИЗ), %:

20. Темп відбору від поточних запасів, %:

21. Середня обводненість продукції, що видобувається:

22. Річний видобуток рідини:

23. Видобуток рідини з початку розробки:

24. Річна закачка води:

25. Річна компенсація відбору рідини закачуванням:

26. Накопичена компенсація відбору рідини закачуванням:

27. Водо-нафтовий фактор:

Динаміка основних показників розробки показано у табл. 5.2

Таблиця 5.2 Динаміка основних показників розробки

	Видобуток, млн. т	Накопичений видобуток, млн. т		Закачування води, млн. м 3	Середній дебіт нафти, т/сут		Темп відбору від НИЗ	Темп відбору від ТІЗ
		рідини		рідини

Динаміка річного видобутку нафти, рідини, річного закачування води наведено на рис. 5.1.

Мал. 5.1.

Динаміка накопиченого видобутку нафти, рідини та накопиченого закачування води наведена на рис. 5.2.

Мал. 5.2.

Динаміка КІН, темпу відбору від НИЗ та темпу відбору від ТИЗ наведено на рис. 5.3.

Мал. 5.3. Динаміка КІН, темпу відбору від НИЗ та темпу відбору від ТИЗ

До основних технологічних показників, що характеризують процес розробки нафтового родовища (поклади), відносяться: річні та накопичені видобуток нафти, рідини, газу; річне та накопичене закачування агента (води); обводненість продукції, що видобувається; відбір нафти від запасів; фонд видобувних та нагнітальних свердловин; темпи відбору нафти; компенсація відбору рідини закачуванням води; коефіцієнт нафтовидобування поточний та кінцевий (проектний); дебіти свердловин з нафти і з рідини; ємність свердловин; динаміка пластового тиску, обсяги буріння, введення свердловин добувних і нагнітальних, виведення свердловин з експлуатації та ін.

Ефективність процесу розробки оцінюється також за співвідношенням частки видобутої нафти від початкових видобутих її запасів і поточної обводненості, за поточним і накопиченим балансом закачування води та відбору рідини з покладу, зниження пластового тиску (стосовно початкового значення) та ін.

Наведемо методику розрахунку основних технологічних показників процесу розробки нафтового родовища (поклади).

1. Річний видобуток нафти ( q t , т/рік) - видобуток нафти з усіх видобувних свердловин за рік. Видобуток нафти на перспективний період визначається з використанням різних методик та комп'ютерних програм. При розробці покладів на завершальних стадіях (при зниженні видобутку нафти) річний видобуток нафти ( q t,) , кількість видобувних 2 - ( n tд ) та нагнітальних свердловин 3 - ( n tн ) можна визначити за формулами [9]:

2. (3.11)

2. (3.12)

Де t - Порядковий номер розрахункового року ( t =1, 2, 3, 4, 5); q 0 - Амплітудна видобуток нафти за 10 рік; e =2,718 – основа натуральних логарифмів; Q зуст – залишкові видобуті запаси нафти; n 0д і n 0н - кількість свердловин на початок розрахункового року, відповідно добувних та нагнітальних; T- середній термін експлуатації свердловини, років; за відсутності фактичних даних за T можна прийняти нормативний термін амортизації свердловини (20 років).

4. Річний темп відбору нафти t низ - Відношення річного видобутку ( q t ) до початкових запасів ( Q низ ), %:

t низ = q t / Q низ (3.13)

5. Річний темп відбору нафти t оіз , % - від залишкових (поточних) запасів, що видобуваються - відношення річного видобутку ( q t ) до залишкових запасів ( Q оіз ) - залишкові видобуті запаси нафти початку розрахунку (різницю між початковими извлекаемыми запасами і накопиченою видобутком нафти початку розрахункового року:

t оіз = q t / Q оіз (3.14)

6. Видобуток нафти початку розробки (накопичений відбір нафти) Q нак - сума річних відборів нафти на кінець року, тис.т:

Q нак = q t1 + q t2 + q t3 + …… + q tn-1 + q tn , (3.15)

7. Відбір нафти від початкових видобутих запасів З Q – відношення накопиченого відбору нафти до початкових запасів), %:

Q = Q нак / Q низ (3.16)

8. Коефіцієнт вилучення нафти ( КІН ) чи коефіцієнт нафтовіддачі - ставлення накопиченого відбору нафти до початкових геологічним чи балансовим запасам нафти, частки од.:

КІН = Q нак / Q бал (3.17)

9. Видобуток рідини з початку розробки Q ж - Сума річних відборів рідини ( q ж ) на поточний рік, тис т:

Q ж = q ж1 + q ж2 + q ж3 +……..+q жn-1 +q жn (3.18)

10. Середньорічна обводненість - частка води в продукції свердловин W , - Відношення річного видобутку води ( q в ) до річного видобутку рідини ( q ж ), %:

W = q в / q ж (3.19)

11. Закачування води з початку розробки - сума річних значень закачування води ( q зак ) на кінець звітного року, тис.м 3:

Q зак = q зак1 + q зак2 + q зак3 + ... ... ... + q зак n-1 + q зак n (3.20)

12. Компенсація відбору рідини закачуванням води за рік (поточна) – відношення річного закачування води до річного видобутку рідини, %:

К г = q зак / q ж (3.21)

13. Компенсація відбору рідини закачуванням води з початку розробки (накопичена компенсація) – відношення накопиченого закачування води до накопиченого відбору рідини, %:

До нак = Q зак / Q ж (3.22)

14. Видобуток нафтового попутного газу протягом року визначається шляхом множення річного видобутку нафти на газовий фактор ( Г ф ), млн.м 3:

q газ = q t. Г ф (3.23)

15. Видобуток нафтового попутного газу з початку розробки – сума річних відборів газу, млн. м3:

Q газу = q газ1 + q газ2 + q газ3 +……….+ q газ n-1 + q газ n (3.24)

16. Середньорічний дебіт однієї видобувної свердловини з нафти – ставлення річного видобутку нафти до середньорічному кількості свердловин ( n доб ) та кількості днів на рік ( Т г ), з урахуванням коефіцієнта експлуатації свердловин, що добувають, ( До е.д ), т/добу:

q скв.д. = q t / n доб Т г К е.д, (3.25)

де До е.д дорівнює відношенню суми відпрацьованих усіма видобувними свердловинами днів (доби) протягом календарного року до кількості цих свердловин та кількості календарних днів (доби) у році, і який прийнятий дорівнює 0,98.

17. Середньорічний дебіт однієї видобувної свердловини по рідині - відношення річного видобутку рідкості до середньорічної кількості свердловин, що добувають, і кількості днів у році, з урахуванням коефіцієнта експлуатації свердловин, що добувають,т/сут:

q вкв.ж. = q ж / n доб Т г К е.д, (3.26)

18. Середньорічна ємність однієї нагнітальної свердловини - відношення річного закачування води до середньорічної кількості нагнітальних свердловин ( n наг ) та кількості днів на рік, з урахуванням коефіцієнта експлуатації нагнітальних свердловин ( До е. ), м 3 /сут:

q вкв.н. = q зак / n наг Т г К е. (3.27)

де До е. дорівнює відношенню суми відпрацьованих усіма нагнітальними свердловинами днів протягом календарного року до кількості цих свердловин та кількості календарних днів на рік.

19.Пластовий тиск на 20 рік розробки має тенденцію до зниження, якщо накопичена компенсація До нак менше 120%, тобто Р пл t ≤ Р пл н ≥; якщо накопичена компенсація в межах від 120 до 150%, то пластовий тиск близький або дорівнює початковому Р пл t = Р пл н ; якщо накопичена компенсація більше 150%, то пластовий тиск має тенденцію до збільшення і може бути вищим за початковий. Р пл t ≥ Р пл н .

Технологією розробки нафтових родовищ називається сукупність методів, що застосовуються для вилучення нафти з надр.

Розробка кожного нафтового родовища характеризується певними технологічними показниками:

Видобуток нафти та рідини. Характерний вид динаміки видобутку. Процес розробки нафтових родовищ можна умовно поділити на 4 стадії:

1-ша стадія - це період наростання видобутку нафти в процесі розбурювання покладу, облаштування родовища, введення свердловин та промислових споруд в експлуатацію.

2-я стадія - характеризується стійким максимальним видобутком нафти. Саме в цей період рівень видобутку нафти та темп відбору від НДЗ характеризує розробку родовища.

3-тя стадія – характеризується різким падінням видобутку нафти та значним зростанням обводненості продукції свердловин. Ця стадія часто називається пізньою стадією розробки.

4-та стадія - називається також кінцевою стадією розробки нафтового родовища. Для неї характерно порівняно повільне, поступове падіння видобутку нафти, висока обводненість продукції свердловин.

Під час розробки нафтового родовища разом із нафтою і газом із пласта видобувається вода. Видобуток рідини - це сумарний видобуток нафти та води.

Видобуток рідини завжди більше видобутку нафти. На 3-й та 4-й стадії розробки видобуток рідини у кілька разів перевищує видобуток нафти.

У нашій країні видобуток нафти та рідини вимірюється у вагових одиницях – тоннах. За кордоном - в об'ємних - м 3 . У США, Великобританії та Канаді та низці інших країн - у барелях. 1 барель = 159 л.

qн за 1 м 3 = 6,29 барель

Обводненість продукції, що видобувається, вимірюється в %.

Водонафтовий фактор ВНФ = qв

накопиченийВНФ = S qв

Фонд свердловин. Свердловини є основною складовою системи розробки нафтових родовищ, їх видобувається нафту і попутні компоненти, вони служать отримання всієї інформації про поклади, керувати процесом розробки. Свердловини за своїм призначенням поділяються на такі основні групи: видобувні, нагнітальні, спеціальні та допоміжні.

Добувні свердловини становлять найбільшу частину фонду свердловин. Призначені для видобутку нафти, газу та попутних компонентів.

Нагнітальні свердловини призначені для закачування пласт різних агентів (води, газу, пари) з метою забезпечення ефективної розробки покладів нафти.

Спеціальні свердловини призначені для проведення різноманітних досліджень з метою вивчення параметрів та стану розробки покладів родовищ. Серед них виділяють дві підгрупи – оціночні та контрольні. Перші бурят для оцінки нафтогазононасиченості пластів. Другі поділяються на п'єзометричні та наглядові.

Допоміжні свердловини поділяють на водозабірні та поглинаючі. Фонд свердловин кожного експлуатаційного об'єкта перебуває у постійному русі. Змінюється загальна кількість видобувних свердловин: на I, - II стадіях - зростає, на III, - IU - зменшується.

Кількість нагнітальних свердловин збільшується з розвитком системи заводнения. Свердловини можуть переходити з однієї групи до іншої.

• 3. Темп розробки нафтових родовищ. Темп розробки Z (t), що змінюється в часі t, дорівнює відношенню поточного видобутку нафти Qн (t) до запасів родовища.
• Z(t) = Qн Q извл.

З формули видно, що у часі темпу розробки відбувається аналогічно зміні видобутку нафти.

Для характеристики системи розробки часто використовується поняття максимального темпу розробки Zmах

Zmах = Qн mах. 100%

Qн mах - зазвичай видобуток нафти у II період розробки.

Аналогічно визначається темп відбору рідини

Темп розробки є мірою активності системи розробки.

Нафтовіддача - відношення кількості видобутої із пласта нафти до початкових її запасів у пласті.

Qбал - геологічні чи балансові запаси нафти. Розрізняють поточну та кінцеву нафтовіддачу. Під поточною нафтовіддачею розуміють відношення кількості видобутої з пласта нафти на даний момент розробки пласта до початкових запасів. Кінцева нафтовіддача - відношення кількості видобутої нафти наприкінці розробки до початкових запасів.

Нафтовіддача = коефіцієнт нафтовидобування, коефіцієнт нафтовіддачі.

Нафтовіддача визначається не тільки для одного пласта, об'єкта, але і для родовища в цілому, для групи родовищ і навіть по нафтовидобувному регіону та країні.

Кінцева нафтовіддача визначається як можливостями технології розробки нафтових родовищ, а й економічними умовами.

Видобування газу. Вона залежить від вмісту газу в пластовій нафті, що характеризується газовим фактором.

p align="justify"> Газовий фактор - відношення обсягу видобутого газу, наведеного до стандартних умов, до видобутку дегазованої нафти в одиницю часу. Він вимірюється в м 3 /т і м 3 /м 3 . При водонапірному режимі величина газового фактора є постійною

ГФ = Qг м 3 /т

Витрата нагнітальних у пласт агентів та їх вилучення разом з нафтою та газом. При здійсненні різних технологічних процесів вилучення нафти та газу з надр у пласт закачується вода, вода з добавками хім. реагентів, газ та інші речовини. Витрати цих речовин можуть застосовуватися в процесі розробки родовища.

Розподіл тиску у пласті. У процесі розробки нафтових родовищ тиск у пласті постійно змінюється. На окремих ділянках пласта воно буде різним. У районі нагнітальних свердловин буде підвищений тиск, у районі видобувних – знижений. Для оцінки використовують середній або середньозважений за площею тиск. Як показники розробки використовують тиск у характерних точках пласта - на вибоях нагнітальних свердловин - Рн, на вибоях видобувних свердловин - Рс.

Важливо визначати також перепади тисків між вибоями нагнітальних і видобувних свердловин, як різницю Рн-Рс.

Тиск на гирлі свердловин. Задається виходячи з вимог забезпечення збирання та транспорту нафти, газу та води від гирла свердловин до нафтопромислових установок.

Пластова температура. Це природний чинник. Може змінюватися за рахунок закачування в пласт великих обсягів холодної води або, навпаки, теплоносіїв пари, гарячої води.

Усі показники, властиві даної технології вилучення нафти з надр взаємопов'язані між собою, зміна одних показників розробки спричиняє зміну інших.