число скважин (добывающих, нагнетательных); пластовое и забойное давления; текущий газовый фактор;

средние, дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин;

себестоимость продукции; производительность труда; капитальные вложения; эксплуатационные расходы; приведенные затраты и др.

При анализе динамики добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме.

Первая стадия — освоение эксплуатационного объекта — характеризуется:

интенсивным ростом добычи нефти до максимального заданного уровня (прирост составляет примерно 1—2 % в год от балансовых запасов);

быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6— 0,8 от максимального;

резким снижением пластового давления (по месторождениям с искусственным водонапорным режимом снижение пластового давления в зоне отбора достигает 30 % от первоначального, так как освоение системы заводнения обычно отстает во времени на 6—8 лет);

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4— 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти.

Вторая стадия — поддержание высокого уровня добычи нефти — характеризуется:

более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3—17%) в течение 3—7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1—2 года—при повышенной вязкости;

ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

нарастанием обводненности продукции (ежегодный рост обводненности составляет 2—3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65 %);

отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

текущим коэффициентом нефтеотдачи т), составляющим к концу стадии 30—50%, а для месторождений с «пикой» добычи—10—15%. Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается бурением скважин, а также применением методов интенсификации отбора.

Границу между второй и третьей стадиями устанавливают по точке перегиба кривой темпа отбора нефти в сторону уменьшения, которая почти всегда четко отмечается, несмотря на продолжающийся иногда рост темпа добычи жидкости.

Третья стадия — значительное снижение добычи нефти — характеризуется:

снижением добычи нефти (в среднем на 10—20 % в год при маловязких нефтях и на 3—10 % при нефтях повышенной вязкости);

темпом отбора нефти на конец стадии 1—2,5%;

уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи; прогрессирующим обводнением продукции до 80— 85% при среднем росте обводненности 7—8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости; повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи т на конец стадии до 50—60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа.с и до 20—30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача — замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продол жительности предыдущих стадий и составляет 5— 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности. Совместно первую, вторую и третью стадии называют

основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80—90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия — завершающая — характеризуется:

малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти, в среднем около 1 %;

большими темпами отбора жидкости, средние темпы отбора жидкости составляют 3—8 и даже 20%;

отбирают на этой стадии до 1 объема пор пласта по месторождениям с маловязкими нефтями и до 3—4 объемов по месторождениям с нефтями повышенной вязкости;

основная масса воды отбирается на этой стадии, конечные водонефтяные факторы достигают 0,7— 7 м3/м3;

высокой медленно возрастающей обводненностью продукции, ежегодный рост составляет около 1 %;

более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения, фонд скважин составляет примерно 0,4—0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1;

отбором за период стадии 10—20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15—20 лет и более,