Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Существуют общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие:
Добыча нефти
— основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча 
приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.
Добыча жидкости
— суммарная добыча нефти и воды в единицу времени.
Добыча газа 
. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.
Накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.
Темп разработки
— отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.
.
Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.
В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов 
и темп отбора остаточных извлекаемых запасов 
. По определению
,
где 
— годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; 
— балансовые запасы нефти.
где 
— нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.
Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти:
К концу разработки месторождения, т.е. при 
, нефтеотдача:
.
Обводненность
продукции 
— отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:
. Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных — отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях 
: 
, где 
и 
— динамическая вязкость соответственно нефти и воды.
Темп отбора жидкости — отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.
Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в 
. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать.
Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества.
Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих — минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.
Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.
Показатель разработки:
1)годовая добыча нефти(Qн,тыс т) 2)газа(Qг
) 3)жидкости(Qж) 4)обводненность W(массовая и объемная) Qв/Qж 5) накопленная добыча нефти (⅀Qн) (с самого начала разработки на 1 января) 6)накопл добыча воды 7) накопл добыча ж-ти 8)газовый фактор (G-на поверхности) м3/м3 9)годовая закачка агента (Qзак,
10)суммарная закачка(⅀Qзак) 11)фонд доб СКВ (nд) 12)фонд нагн,резерв,спец скв 13)компенсация отбора жидкости и закачки 
(%) 14)суммарная компенсация отбора жидкости и закачки 
15)дебит СКВ по нефти 
где α-коэф эксплуатации(0,92-0,95) 16) по ж-ти 17)
18)
или 
КИН-коэф вытеснения нефти из пласта показывает полноту извл нефти из охваченного заводнением V залежи. Определяется в лаб условиях путем длительной промывки образца гп взятого из продуктив пласта до полного обводнения струи ж-ти выходящей из керна и представляет собой отношение V вытесненной нефти из керна к первонач содержанию V нефти в образце
, 0,05<
<3,190 1,02<
<77,3
Kохв=K1*K2*K3*K4*K5 где K1-учит влияние неоднородности пласта по проницаемости и определ по эмпирич зависимостям,K2-коэф охвата пласта сеткой СКВ учитывает прерывистость продуктив пласта и зависит от расстояния между СКВ, K3,K4-учит потерю нефти в стяг и разрез рядах соответсвенно, K5-учит потери нефти в невырабатываемых участках залежи
КИН бывает 1)текущий 
2)проектный 
3) конечный
19)отбор от НИЗ запасов 
20)темп отбора
Поможем написать любую работу на аналогичную тему