Составил В.Г. Каналин 5 страница

, (21.4)

где С_б — стоимость 1 м бурения; L_с— глубина скважин; С_об.ф — стоимость обустройства устья фонтанной скважины; n_э— количество, среднедействующих эксплуатационных скважин;

2) обустройство скважин под насосную эксплуатацию,

, (21.5)

где С_об.нс —стоимость обустройства устья насосной скважины; n_нс—количество насосных скважин; С_нс — стоимость насоса типа ЭЦН; Т_нс— время работы насосных скважин; t_нс — срок службы насоса;

3) бурение и обустройство нагнетательных скважин,

, (21.6)

где α— постоянная величина; n_нг — количество нагнетательных сква­жин;

4) объекты сбора нефти и попутного газа,

, (21.7)

где α_сб —стоимость I км нефтесборных сетей; l_сб— средняя длина нефтесборных сетей на одну скважину;

5) объекты внутрипромыслового транспорта нефти и газа,

К_тр=α_трq_ж, (21.8)

где α_тр—удельные затраты в объекты транспорта; q_ж—объем перекачиваемой жидкости;

6) резервуарные парки,

, (21.9)

где q_н— годовой объем добычи нефти; α_п—удельные затраты на единицу объема резервуарного парка;

7) объекты подготовки нефти,

К_п.н=α_п.нq_н (21.10)

где α_п.н—удельные затраты на 1 т подготавливаемой нефти;

8) объекты поддержания пластового давления (кроме нагнета­тельных скважин),

К_пд=α_пдq_зак, (21.11)

где α_пд – удельные затраты в объекты ППД на 1м³ закачиваемой воды, q_зак – объем закачиваемой воды;

9) прочие объекты,

К_проч=α_прочn_э, (21.12)

где α_проч— удельные затраты на прочие объекты на одну скважину.

Расчет капитальных вложений производится по вариантам объе­динения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты для каждого пласта (объекта) и месторождения в целом. На основе общей их величины К по месторождению рассчитывались далее удельные капитальные вложения,

, (21.13)

и капитальные вложения с учетом фактора времени,

, (21.14)

где t — год разработки месторождения (1, 2, 3,..., 20,..., 30 и т.д.), ∆t—1 год, Е_н.п — 0,08 — норматив приведения разновре­менных затрат к единому времени.

Удельная величина капитальных затрат определяется по фор­муле

. (21.15)

Расчет эксплуатационных расходов производится путем учета следующих элементов и статей затрат:

1) амортизационных отчислений от стоимости всех объектов обустройства, а именно:

а) скважин эксплуатационных и нагнетательных,

З_А.с=α_А.с(К_э+К_нг); (21.16)

б) насосного оборудования скважин,

З_А.нс=α_А.нсК_нс; (21.17)

в) объектов сбора и транспорта,

З_А.тр=α_А.тр(К_сб+К_тр); (21.18)

г) объектов подготовки нефти и резервуарного парка,

З_А.п.н=α_А.п.н(К_п.н+К_п); (21.19)

д) объектов поддержания пластового давления,

З_А.пд=α_А.пд +К_пд; (21.20)

е) прочего оборудования,

З_А.проч=α_А.прочК_проч; (21.21)

где α_А.с, α_А.нс и т.д.—норма амортизации от стоимости соответствующего оборудования; скважин, наносов и т.д.;

2) затрат на текущие ремонты наземного оборудования и на подземные ремонты:

З_рем=α_ремn_э, (21.22)

где α_рем—стоимость ремонта на одну скважину в год;

3) затрат на электроэнергию и материалы на добычу, перекачку и подготовку нефти

З_э.м=α_э.мq_н, (21.23)

где а_э.м — норма затрат электроэнергии и материалов на 1 т нефти;

4) затрат по заработной плате с учетом отчислений на социаль­ное страхование

З_э.пл=1,0843З_срr_удn_э. (21.24)

где З_ср—средняя заработная плата 1 человека промышленно-призводственного персонала в год, r_уд — удельная численность ППП на одну скважину;

5) прочих затрат по поддержанию пластового давления

З_пд=α_пдq_з, (21.25)

где α_пд — удельные затраты на закачку 1 м³ воды, q_з-объем за­качки;

6) прочих производственных расходов с учетом отчислений на геологоразведочные работы

З_проч=α_прочq_н, (21.26)

где α_проч—удельная величина прочих производственных расходов на 1 т нефти.

Сумма затрат по названным элементам представляет собой вели­чину годовых эксплуатационных расходов на добычу нефти из пласта (объекта), а их сумма по пластам (объектам) — соответственно ве­личину годовых эксплуатационных расходов на добычу нефти из месторождения:

Э= З_А.с+ З_А.нс+ З_А.сб.тр+ З_А.п.н+ З_А.пд+ З_А.проч+ З_рем+ З_э.м+ З_э.пл+ З_пд+ З_проч (21.27)

, (21.28)

где Э_i — годовые текущие расходы по пласту (объекту); Э — годовые текущие расходы по месторождению в целом.

Себестоимость добычи 1 т нефти определяется отношением эксплуатационных расходов к объему добычи нефти из месторождения

. (21.29)

При учете фактора времени в экономических опенках к единому времени приводятся и капитальные вложения, и эксплуатационные расходы

Э_пр=Э(1+Е_н.п)^-t, (21.30)

Э_пр — приведенные эксплуатационные затраты.

Согласно рекомендаций типовой методики определения эф­фективности капитальных вложений рациональным считается такое техническое (технологическое) решение, которое обеспечивает минимум приведенных затрат с учетом фактора времени:

S_пр=Э_прЕ_нК_пр; (21.31)

, (21.32)

где S_пр, S_уд.пр — соответственно годовые и удельные приведенные затраты с учетом фактора времени; Е_н — нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений.

В последние годы большое внимание уделяется показателю рентабельности разработки месторождений, который в конечном счете обеспечивает соответствующий уровень рентабельности нефтегазо­добывающего предприятия. Величина этого показателя представляет собой отношение полученной прибыли от реализации нефти к ве­личине капитальных вложений, обеспечивающих ее:

; (21.33)

, (21.34)

где П — прибыль от реализации добытой нефти из месторождения; Ц — цена единицы продукции; —добыча нефти из месторождения.

Принимая во внимание тот факт, что технология разработки нефтяного месторождения во многом обусловливает уровень технико-экономических показателей, сроки разработки, конечный коэффи­циент нефтеотдачи, то немаловажно оценить величину затрат в сред­нем за основной период разработки на добычу 1 т нефти. Для этой цели используется показатель общих удельных затрат

, (21.35)

где ∑(Э – З_А)— величина эксплуатационных затрат на разработку месторождения за основной срок эксплуатации без амортизационных отчислений.

Подчеркивая значимость более эффективной разработки нефтяных месторождений для народного хозяйства при оценке вариантов объединения пластов в эксплуатационные объекты, необходимо рас­считать величину эффекта для народного хозяйства. С этой целью можно воспользоваться критерием, предложенным Сазоновым в ра­боте [34].

, (21.36)

где Ц_з.пром — цена 1 т нефти по замыкающему топливу.

По вышеизложенному алгоритму составлена программа, реали­зованная на ЭВМ. Соответствующие расчеты приведены ниже.

 

Глава 22. УЧЕТ И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ И ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ ИНФОРМАЦИИ ПРИ ОБОСНОВАНИИ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НА ВЫДЕЛЕННЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТАХ

22.1 Интерпретация геологической и геолого-промысловой информации при выборе систем разработки объектов эксплуатации при естественных режимах

Системой разработки эксплуатационных объектов следует называть размещение добывающих и нагнетательных скважин по определенной схеме и плану в соответствии с проектными документами. Обоснованию систем разработки эксплуатационных объектов в зависимости от их геолого-промысловых особенностей посвящено значительное количество работ [7, 22, 25, 26, 28, 33, 35, 36, 37, 38, 39]. Различают системы разработки эксплуатационных объектов при естественных режимах и при поддержании пластового давления. К числу нефтяных залежей с эффективными режимами относят залежи с активным водонапорным и активным упруго-водонапорным режимами. Поэтому применяют следующие системы разработки: 1) с использованием напора краевых вод; 2) с использованием напора подошвенных вод; 3) с использованием энергии выделяющегося из нефти и газа; 4) с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки; 5) с использованием напора пластовых вод при подвижном ГНК. Остановимся на их характеристике.

1. Системы разработки с использованием напора краевых вод.

В случае развития в залежах водонапорного режима при их разработке используется естественный напор краевых вод. Проявление водонапорного режимана нефтяных залежах обычно достигается при высоких значениях коллекторских свойств, гидропроводности, небольших величинах вязкости неф­ти, отсутствии фациальных замещений пласта. Фронт продвигающейся краевой воды в однородном пласте перемещается парал­лельно внешнему контуру нефтеносности. В этом случае добываю­щие скважины планируется размещать рядами параллельно внеш­нему контуру нефтеносности. Число рядов должно быть нечетным для обеспечения возможности извлечения нефти из центральной части залежи (рис. 46).

 

 

Рис.46. Система разработки с ис­пользованием Рис. 47. Система разработки с закон­турным

естественного напора краевых вод. заводнением.

Контуры нефтеносности: 1 — внешний, Контуры нефтеносности: 1 — внешний,

2 — внутренний; 3 — добывающие сква­жины 2 — внутренний; скважины: 3 — добы­вающие,

4 — нагнетательные

 

С целью предотвращения преждевременного обводнения как добывающих скважин, так и отдельных участков залежи в про­цессе разработки первый ряд добывающих, скважин обычно рас­полагали в пределах внутреннего контура нефтеносности. Однако в этом случае за счет образования языков обводнения нефть из водонефтяных зон извлекается в минимальных объемах, конечный коэффициент нефтеотдачи значительно уменьшается, запланиро­ванная его величина не обеспечивается данной системой разра­ботки. В связи с этим в последние годы предлагается размещение добывающих скважин в пределах и водонефтяной зоны залежей. В этом случае конечный коэффициент нефтеотдачи таких объектов эксплуатации, естественно, будет увеличиваться.

Максимальная нефтеотдача при запланированных системах разработки обеспечивается при выполнении всех методов контро­ля за разработкой. В первую очередь производится контроль за изменением пластового давления, определяется соответствующая поправка на разницу между фактическим и расчетным пластовым давлением, которая затем вводится во все расчеты. Контролиру­ются степень и темпы обводнения продукции в добывающих скважинах. По мере обводнения скважин первого ряда их отключают и вводят дополнительные внутренние ряды.

2. Системы разработки с использованием напора подошвенных вод.

Рассматриваемая система разработки применяется для залежей массивного типа, которые обладают водонапорным или активным упруго-водонапорным режимом. В процессе разработки таких объектов вытеснение нефти подошвенной водой сопровождается общим подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются части залежи, расположенные примерно на одинаковых гипсометрических отметках, при этом размеры и объемы залежей уменьшаются. Для уменьшения скорости обводнения добывающих скважин перфорируется лишь верхняя часть нефтенасыщенной толщины пластов. При этом вырабатывается вначале нижняя, затем последовательно части залежи, залегающие выше. При высоте залежи, которая достигает десятки метров, скважины обычно располагают равномерно, пласт же перфорируют от кровли до некоторой условной границы, которая залегает от ВНК на несколько метров.

Для залежей, высота которых достигает 200-300м, скважины обычно располагают по сетке, которая сгущается к сводовой части залежи. При этом соблюдается принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При низкой вязкости нефти (μ_н=1-2 мПа*с), высокой проницаемости и низкой геологической неоднородности обычно вскрывается верхняя часть пласта. При повышенной вязкости нефти, средней и высокой геологической неоднородности может проводиться последовательное вскрытие нефтенасыщенного пласта.

3. Система разработки эксплуатационных объектов с использованием энергии выделяющегося из нефти газа

Описываемая система разработки обычно применяется на залежах с режимом растворенного газа, когда в пределах поровых каналов наблюдается значительное количество пузырьков газа, которые продвигают нефть к забоям скважин. При этом эксплуатационный объект разбуривается обычно по равномерной сетке, когда перфорируется вся нефтенасыщенная толщина.

4. Системы разработки с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки.

Рассматриваемая система разработки эксплуатационных объектов предусматривает использование смешанного режима залежи при вытеснении нефти контурной водой и газом газовой шапки. При данной системе скважины размещаются по равномерной сетке, в них перфорируется лишь часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от верхнего (газового) и нижнего (водо-нефтяного) контактов.

На эксплуатационных объектах, где объем нефтяной части залежи значительно больше объема газовой шапки, будет наблюдаться более эффективное вытеснение нефти в тех случаях, когда фиксируются большие углы падения пород, значительные нефтенасыщенные толщины, повышенные значения проницаемости, гидропроводности, высокие пластовые давления. Анализ состояния разработки таких объектов эксплуатации показывает, что здесь зачастую образуются конусы воды и газа, этот факт, естественно, необходимо учитывать при выборе интервалов перфорации и обосновании дебитов нефти.

5. Системы разработки объектов эксплуатации с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК.

Описываемая система разработки предусматривает отбор нефти только за счет энергии продвигающихся в залежь вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК обеспечивается постоянными отборами определенных порций газа, соответствующих темпам снижения пластового давления в нефтяной части залежи. При внедрении такой системы разработки интервал перфорации может быть поднят выше, ближе к ГНК. Описываемая система реализована при разработке газонефтяных залежей IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения (Краснодарский край) и бобриковского горизонта Коробковского месторождения (Волгоградская область).

22.2 Интерпретация геологической и геолого-промысловой информации при различных видах заводнения

Обоснованию систем разработки с применением методов заводнения посвящено большое количество работ [22, 25, 28, 33, 35, 36, 37, 38, 39]. В 1973 г. в г. Альметьевске было проведено Всесоюзное совещание по проблеме «Пути дальнейшего совершенствования систем разработки нефтяных месторождений с заводнением», которое наметило применение в зависимости от геолого-физических и геолого-промысловых особенностей объектов эксплуатации той или иной системы разработки с поддержанием пластового давления путем закачки воды в законтурную или внутриконтурную зоны.

В целом в настоящее время применяется большое количество видов метода заводнения, каждый из которых обосновывается определенными геологическими условиями. Остановимся подробно на их характеристике.

1. Законтурное заводнение

Законтурное заводнение рекомендуется применять для раз­работки залежей шириной 4—5 км. При этом должно быть чет­ко установлено положение внешнего и внутреннего контуров неф­теносности. Залежи должны характеризоваться однородным стро­ением, высокими значениями коллекторских свойств (особенно проницаемости и гидропроводности), малой вязкостью нефти в пластовых условиях, отсутствием фациальных замещений пластов, наличием гидродинамической связи между законтурной и нефтя­ной частями залежи. Добывающие скважины располагаются ря­дами (батареями) параллельно внешнему контуру нефтеносности, причем рекомендуется производить бурение в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. Число рядов добывающих скважин должно быть нечетным для обеспечения отборов нефти из центральной части залежи (рис. 47).

При законтурном заводнении нагнетательные скважины сле­дует располагать максимально близко к внешнему контуру нефте­носности, однако это расстояние рекомендуется принимать рав­ным не менее половины расстояния между нагнетательными сква­жинами. При увеличении расстояния от контура нефтеносности до нагнетательных скважин будут возрастать сопротивление про­движению жидкости в продуктивный пласт, значительно увеличи­ваться коэффициент оттока закачиваемой воды.

При расчете числа нагнетательных скважин используется со­отношение

, (22.1)

где N— число нагнетательных скважин; q _ж — количество отби­раемой жидкости из залежи в пластовых условиях, м³/сут; K_от — коэффициент оттока; q_а— средняя приемистость нагнета­тельных скважин, м³/сут.

При законтурном заводнении необходимо следить за балансом между отбором жидкости и закачкой воды. При отрицательном балансе будут наблюдаться снижение пластового давления в за­лежи, сегрегация и выделение газа; при значительных превыше­ниях закачки над отбором — рост пластового давления, резкое об­воднение залежи.

 

Рис. 48. Система разработки с приконтурным заводнением. Условные обозначения см. на рис. 47

 

 

 

Рис. 49. Система разработки с продольным (осевым) заводнением:

а – осевое заводнение; б – то же в сочетании с законтурным.

Условные обозначения см. на рис.47

 

Важным условием рациональной разработки нефтяных залежей в условиях законтурного заводнения является контроль за изменением пластового давления. Для этой цели, как уже отме­чалось, строятся карты разниц пластовых давлений, карты изобар, рассчитывается среднее давление в зоне отбора и в контуре неф­теносности. Большое внимание уделяется исследованию пьезомет­рических скважин. Другим важным фактором контроля за разра­боткой при законтурном заводнении является анализ обводненно­сти скважин и продвижения контуров нефтеносности. При этом устанавливается характер вытеснения нефти водой, закономерности образования языков обводнения и т.д.

Системы разработки с законтурным заводнением, кроме то­го, рекомендуется применять при разработке групп близко распо­ложенных, небольших по размерам нефтяных залежей (залежей-спутников), когда нагнетательные скважины, находящееся за кон­туром нефтеносности, оказывают при закачке воды влияние одно­временно на несколько залежей.

2. Приконтурное заводнение рекомендуется применять для залежей (эксплуатационных объектов) небольшой ширины (до 5 км), с однородным строением, с высокими фильтрационными характеристиками пласта, когда отсутствует гидродинамическая связь между нефтяной и законтурной частями залежи вследствие обра­зования различных экранов. В этом случае нагнетательные скважины размещают в пределах нефтяной части залежи на минималь­ном расстоянии от внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины так же, как и при законтурном заводнении, располага­ют параллельно контурам нефтеносности (рис. 48). При осуществлении систем разработки с приконтурным заводнением применяются в основном те же методы контроля, что и при законтурном заводнении.

Внутриконтурное заводнение бывает осевым, центральным, кольцевым, с разрезанием залежи на блоки, площадным, избирательным, очаговым.

3. Осевое (продольное) заводнение рекомендуется для залежей (эксплуатационных объектов) шириной более 4 - 5км с низкими фильтрационными характеристиками пласта, с вязкостью пластовой нефти, колеблющейся в значительном диапазоне. В пределах залежей коллекторские свойства закономерно ухудшаются от сводовых участков к периферийным (рис. 49а).

Если существует активная гидродинамическая связь между законтурной и нефтяной частями залежи, а соотношение вязкости нефти и закачиваемой воды примерно одинаковое, осевое заводнение может применяться в комплексе с законтурным (см. рис. 49б).

При проектировании систем разработки с осевым заводнением нагнетательные скважины располагают вдоль оси структуры, а добывающие размещают рядами параллельно нагнетательным. Расстояния между линией нагнетания и первым рядом добывающих скважин принимаются равными расстоянию между рядами добывающих скважин. Для эксплуатационных объектов, характеризующихся незначительной геологической неоднородностью и высокими значениями подвижности, это расстояние увеличивается в 1,2—1,5 раза. В первую очередь бурятся скважины разрезающего и первого добывающего рядов.

При сочетании осевого и законтурного заводнения в первую очередь планируется бурение нагнетательных скважин как в пределах залежи, так и за контуром, а также добывающих скважин в рядах, прилегающих к нагнетательным скважинам. При таком порядке достигается больший охват залежи. Для многоплановых эксплуатационных объектов воду рекомендуется закачивать в каждый пласт отдельно с целью более четкого контроля за разработкой, наилучшей и равномерной выработкой запасов.

В процессе разработки эксплуатационных объектов с описываемыми системами размещения нагнетательных и добывающих скважин основное внимание при контроле за выработкой запасов уделяется динамике изменения пластового давления, характеру продвижения закачиваемой воды, динамике изменения газового фактора. Регулирование разработки осуществляется как путем изменения отборов нефти, так и путем перераспределения закачиваемой воды в продуктивные пласты.

4. Центральное заводнение рекомендуется применять для эксплуатационных объектов, характеризующихся закономерным ухудшением физико-литологических и фильтрационных характеристик от сводовой к периферийным частям залежи. Размеры залежей должны быть небольшие, от 1 до3 км, форма изометричная. В случае больших размеров залежей, характеризующихся более однородным строением, более высокими значениями коллекторских свойств и фильтрационных характеристик, центральное заводнение следует применять в сочетании с законтурным.

При осуществлении описываемой системы разработки в цент­ральной части залежи планируется от 3 до 7 нагнетательных скважин вдоль окружности радиусом 250—300 м. Добывающие скважины располагаются концентрическими рядами параллельно внешнему контуру нефтеносности в пределах как чисто нефтяной так и водонефтяной зон (рис. 50).

При контроле за выработкой запасов следует изучать харак­тер продвижения закачиваемой воды в пределах как нефтяной, так и законтурной частей залежи. Параллельно контролируется динамика изменения пластового давления в зоне отбора и зонах закачки воды.

5. Кольцевое заводнение рекомендуется для залежей, харак­теризующихся изменением литолого-физических и фильтрационных свойств в определенном направлении от сводовой к периклинальным частям структуры, характеризующейся изометричной овальной формой. Для поддержания пластового давления в сред­ней части залежи нагнетательные скважины располагают по кольцу, а в законтурной области — параллельно внешнему конту­ру нефтеносности. В результате этого образуются две неравные площади: меньшая — в центральной части площади и большая — между двумя рядами нагнетательных скважин (рис. 51). В результате теоретических исследований [26] установлено, что наибольшая эффективность данной системы разработки достигается в том случае, когда кольцо нагнетательных скважин находится на расстоянии 0,4 радиуса залежи.

6. Система разработки с разрезанием залежей (эксплуатационных объектов) нагнетательными скважинами на отдельные блоки применяется при ширине залежей более 4 км, в пределах которых могут быть выявлены участки геологически неоднородные, с различными физико-литологическими и фильтрационными свойст­вами. Обычно залежи содержат значительные запасы нефти. Кро­ме того, эта система разработки может применяться для залежей, имеющих меньшие размеры, по характеризующихся значительной фациальной изменчивостью пород, ухудшением фильтрационных характеристик, повышенной вязкостью пластовой нефти, резким ухудшением условий фильтрации на границах залежей и т.п. Как в том, так и в другом случае законтурное заводнение становится уже менее эффективным, годовые отборы нефти оказываются весьма низкими по сравнению с заключенными в залежах запасами нефти, а сроки разработки затягиваются на многие годы.

В этих случаях площадь эксплуатационного объекта разреза­ется рядами нагнетательных скважин на отдельные полосы — блоки шириной 4—5 км. Закачка воды в нагнетательные скважиныприводит к образованию локальных зон повышенного давле­ния, которые в процессе дальнейшей закачки жидкости образуют единый фронт воды с повышенным давлением. Направления линий разрезания выбираются с учетам выявленной общей законо­мерности литологического и фациального строения эксплуатаци­онных объектов — вкрест преимущественного простирания зон коллекторов с различными проницаемостью и подвижностью или перпендикулярно к зонам регионального замещения (выклинивания) коллекторов (рис. 52).

В настоящее время в процессе проектирования разработки разрезание залежей на блоки зачастую проводится без учета закономерностей геологического строения, ряды нагнетательных скважин планируются в этом случае вкрест простирания структуры. В разделах 9.1 и 9.3 нами высказана идея относительно выделения зон пластов, однородных по комплексу геолого-промысловых признаков. Разрезание залежей на блоки должно осуществляться с учетом выделенных геологических тел с однородным комплексом геолого-промысловых свойств. Кроме того, ряды нагнетательных скважин в пределах выделенных зон следует располагать в наиболее низких по гипсометрическим отметкам участкам пласта, что позволит на основе небольших водонасыщенных участков создать единый фронт закачиваемой воды. Регулирование продвижения этого фронта внутрь нефтенасыщенных блоков осуществляется так же, как и при законтурном заводнении.

В пределах получаемых блоков разработки добывающие скважины располагаются рядами параллельно нагнетательным сква­жинам. Число рядов в каждом блоке должно быть нечетным. Наиболее часто применяются трехрядные системы расположения добывающих скважин, что позволяет более интенсивно осуществлять отбор из эксплуатационных объектов. Такие системы например, планируются для разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Пятирядные системы разработки при ширине 4—5 км рекомендуется применять преимущественно при значениях подвижности более 0,1 мкм²/(мПа*с). Для залежей нефти, характеризующейся меньшей подвижностью, следует применять более интенсивные системы, с меньшим числом рядов добывающих скважин и более узкими по ширине блоками (полосами) разработки.