Одни подвижные запасы не являются критерием для подбора скважины. Кроме подвижных запасов имеет крайне важное значение проницаемость и пластовое давление. При одних и тех же плотностях запасов но с различным пластовым давлением и проницаемостью будут различны результаты.

Если есть возможность, то наверное можно иметь сумму Kh_oil по нефти. Суммирование kh_oil может производиться после отсечек Soil_min и/или kh_oil_min. Также одновременно в тех же самых "слоях" можно было суммировать kh_w. Тогда исходя из них можно было бы оценивать начальные дебиты нефти и воды (или WC).

Имея "начальные" дебиты(WC) и запасы (если обозначить области дренирования), можно оценить профиль по DCA. В случае заводнения наверное можно взять за основу принятую кривую вытеснения(в безразмерных величинах, скажем по отношению к извлекаемым запасам), если таковая имеется.

Соглашусь с первым высказываем. Немаловажную роль играет ФЕС пласта. А теперь попробую пояснить и дать ответы на Ваши вопсросы.

1. Минимальные запасы приходящие на 1 скв. завсисят от многих параметров, таких как глубина залегания продуктивного горизонта, стоимость бурения/проходки 1 пог.метр, и т.д. В вашем случае надо выснить первоочередные затраты на бурение и тем самым выяснить рентабельность бурения исходя от возможножного извлечения запасов вводом новой скважины. Например, у меня для отложении девона (гл 2500 м.) при отборе 80 тыс.т. нефти на одну скв. бурение будет рентабельным. 

2. В какой приоритетности бурить (по времени): от наилучших к наихудшим РЗН или наоборот? - я считаю что от наилучших к наихудшим - потому что бурение по стоимости дорогое и многим компаниям важнее всего получить максимальную прибыль в короткое время. Если попустим пробурили скважину в зоне наихудшего РЗН - это 1) риски по подверждению планируемых входных параметров (пробурили в неколлектор, получили приток воды за счет выработки пласта, и т.д.) 2) время и стоимость работ.