6. Перечислить группы эксплуатационных скважин. Цели их бурения?

Скважина эксплуатационная — предназначена для разработки и эксплуатации месторождений и залежей нефти и газа. 

оценочные — уточнение границ обособленных продуктивных полей и оценка выработанности отдельных участков для уточнения рациональной разработки залежей; 

собственно эксплуатационные (добывающие) — извлечение (добыча) нефти и газа, включая сопутствующие компоненты; 

нагнетательные — воздействие на эксплуатационный объект путем закачки воды, газа, воздуха или др. агентов; 

наблюдательные (контрольные, пьезометрические) — контроль за разработкой путем систематического наблюдения за изменением пластового давления, продвижением водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов в процессе эксплуатации залежи.

7. Подсчет запасов нефти. Общие концепции.

Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильного объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Для подсчета запасов нефти и газа применяют следующие методы:

• объемный метод - наиболее точный и распространенный, применяется на всех стадиях изучения геологического строения месторождения;

• метод материального баланса - используется в основном при подсчете запасов газа, а также запасов нефти в случае трещиноватых коллекторов, когда невозможно определить объем пор;

• метод натурного моделирования - применяется для определения  оставшихся запасов нефти при разработке месторождения.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

Q = Vm k_н η_пδ / b,

где Q - промышленные запасы, т; V - объем нефтенасыщенных пород, м³; k_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;  η_п - коэффициент извлечения нефти, доли единицы; δ - плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м³;

b – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарной нефти занимает в пластовых условиях.

Значения величин m, k_н, η_п , δ и b  определяются путем лабораторных исследований.

Объем нефтенасыщенных пород V  при подсчете запасов категории А определяют по картам мощности нефтенасыщенных пород, а категорий В и С₁ - по формуле

V = S ∙ h ∙ cos α',

где S – нефтеносная площадь на поверхности, м²;  h - средняя эффективная мощность пласта, м; α'- угол падения пласта.

Методы материального баланса и натурального моделирования применяются для подсчета оставшихся запасов газа и нефти при разработке месторождений.

8. Коэффициент нефтеизвлечения - факторы, определяющие его конечную величину. Классификация запасов по степени изученности, охарактеризовать категории запасов А, В, С₁ и С₂?

Из продуктивных пластов на поверхность извлекается только часть содержащихся в них запасов нефти. Объем извлекаемой части зависит от физических условий строения коллекторов, технологических и технических возможностей, экономических ограничений. Извлекаемая доля запасов нефти определяется коэффициентом извлечения нефти (КИН).

Под текущим коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам. Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества предполагаемой добычи нефти к начальным ее запасам.

Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Влияет коэффициент вытеснения нефти из пласта, коэффициент охвата пласта разработкой, коэффициент заводнения месторождения.

Различают также проектный и фактический КИН.

A (разведанные, изученные с полной детальностью)

B (разведанные, изученные с детальностью, достаточной для составления проекта разработки залежи)

C1 (разведанные, изученные с детальностью, достаточной для получения исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа)

C2 (предварительно оцененные: форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований)

9. Классификация ресурсов нефти и газа C₃ , Д₁ и Д₂?

C3 (перспективные)

D1л (локализованные)

D1 (прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.)

D2 (прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана).

10. Что понимается под системой разработки, под объектом разработки. Критерии, руководствуясь которыми выделяют объекты разработки?

С и с т е м о й  р а з р а б о т к и нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

О б ъ е к т  р а з р а б о т к и — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

Обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди. Основная особенность объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти или газа.

На выбор эксплуатационных объектов влияют физические и физико-химические свойства нефти и газа. Высокая вязкость нефти, большое различие в давлениях насыщения нефти газом, значительное содержание парафина и сернистых соединений в нефти некоторых пластов препятствует объединению их в один объект с другими горизонтами.

Основной критерий - обеспечить заданные темпы добычи нефти при минимальных затратах и наиболее высокой нефтеотдачи.

11. Что такое залежь нефти, типы залежей (по форме ловушек, типу экрана)?

Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

I. Пластовые залежи нефти и газа с двумя подгруппами:

а) пластовые сводовые и б) пластовые экранированные;

II. Массивные залежи нефти и газа;

III. Литологичеки ограниченные залежи нефти и газа.

Пластовые залежи. Ловушки в водонасыщенных пластовых резервуарах образуются либо вследствие сводового изгиба таких резервуаров, либо при наличии экранирующей поверхности, которая срезает пласт по его восстанию. При этом залежь должна замыкаться подстилающей ее водой, создающей препятствие для дальнейшего движения нефти и газа по пласту.

Пластовые сводовые залежи контролируются сводовыми изгибами пластового резервуара, форма которых определяет форму залежи, они связаны с антиклинальными складками и куполовидными поднятиями самого разнообразного вида и генезиса.

В сводовых залежах вода, подстилающая скопления нефти и газа, замыкает это скопление со всех сторон.

Пластовые экранированные залежи характеризуются замыканием скоплений нефти и газа в пластовом резервуаре подпором воды к экранирующей поверхности, которая сложена слабопроницаемыми породами и пересекает пласт при его восстании.Пластовые тектонически экранированные залежи распространены преимущественно в складчатых и солянокупольных районах. Они бывают связаны с различными элементами складок и соляных куполов, реже с моноклиналями.

12. Каковы источники поддержания энергетического состояния пластовой системы залежи?

Для поддержания пластового давления в пласт через нагнетательные скважины закачивают воду, водные растворы полимеров, щелочные растворы, пены, газ, углекислый газ, пар, эмульсии, мицеллярные растворы и т.д. Выбор того или иного агента зависит от свойств нефти, коллектора, системы разработки и др. При этом закачиваемый в пласт агент поддерживает пластовое давление и улучшает процесс вытеснения нефти из пласта в добывающих скважинах.

13. Естественные режимы работы нефтяных залежей, условия их проявления?

По признаку основного источника движущих сил выделяются следующие естественные режимы работы нефтеносных залежей:

1) упругий режим нефтяной залежи;

2) упруго-водонапорный режим пласта;

3) режим растворенного газа;

4) газонапорный режим (или режим газовой шапки);

5) гравитационный режим;

6) упруго-замкнутый режим (возможно с аномально-высоким пластовым давлением).

14. Упруго-водонапорный режим, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

Режим характе­рен для открытых резервуаров. Источником пластовой энергии является напор краевых или подошвенных вод. При низкой активности водонапорной системы источником энергии явля­ются упругое расширение нефти, законтурной воды и вес покрывающих нефтяной пласт пород, который в силу уменьшения давления в пласте уплотняет последний, выжимая воду и нефть из порового пространства.

Пластовое давле­ние выше давления насыщения. Смачивающей фазой, является вода. При искусственном заводнении достигается коэффициент извлечения нефти в 20-70%

15. Режим растворенного газа, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

При режиме растворенного газа нефть движется к скважинам вследствие набухания от увеличения объема выделяющихся из нее пузырьков газа. Пузырьки выделяются в тех зонах, в которых пластовое давление становится ниже давления насыщения. По­этому зона питания (дренажа) скважины ограничивается окруж­ностью, в центре которой находится эксплуатационная скважина, а радиус зоны питания равняется радиусу изобары давления, равного давлению насыщения.

Контур нефтеносности при режиме растворенного газа остается неподвижным. Нефть движется только в зоне влияния скважины. Объем и форма залежи в процессе разработки не изменяются, а уменьшается только степень насыщенности породы нефтью.

При режиме растворенного газа коэффициент нефтеизвлечения обычно бывает 10—20% и только в исключительно благоприятных случаях (равномерный пласт, высокая проницаемость пород, низкая вязкость нефти) достигает 20—25%.

16. Какие параметры являются ключевыми при разработке газонефтяных месторождений?

Пластовое давление, характеристика горных пород по составу и свойствам, режим работы и др.

17. Гравитационный режим, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

В залежах, в которых отсутствует давление краевой воды, нефть после дегазации начинает поступать к забоям скважин только под действием собственной силы тя­жести. При наличии верхней краевой воды подток нефти проис­ходит еще и под действием веса столба этой воды. Данный период работы пласта характеризуется довольно устойчивой, но неболь­шой добычей при постоянном и очень небольшом газовом факторе. При этом скважины, расположенные в пониженной части струк­туры, дают нефти больше, чем расположенные по восстанию пласта.

18. Газоводонапорный режим, газонапорный или режим газовой шапки, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

Встречаются залежи, в которых пластовое давление равно давлению насыщения нефти газом. В залежах этой категории имеются газовые шапки, которые могли образоваться только после полного насыщения нефти газом при данном пластовом давлении. Механизм вытеснения нефти в таких залежах характеризуется перемещением газированной нефти по пласту под влиянием порш­невого действия на нефть свободного газа со стороны газовой шапки. Обычно в таких залежах имеет место напор краевых вод. В этих случаях водонефтяной контакт перемещается в сторону свода под влиянием напора пластовой воды. Размеры залежи уменьшаются вследствие сближения газонефтяного и водонефтяного контактов, и эксплуатация скважин сопровождается выде­лением газа из нефти в зоне влияния скважины. Выделяющийся из нефти газ обладает упругостью и ускоряет движение нефти из пласта к скважинам. Такой режим можно назвать газоводо­напорным.

При правильной разработке залежи с газоводонапорным ре­жимом, которая заключается в эксплуатации скважин с противо­давлением на пласт при недопущении больших величин газового фактора, обеспечивается относительно высокий коэффициент нефтеизвлечения, равный 35—40%.

19. Упруго-замкнутый режим при аномально высоком пластовом давлении, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

Наблюдается в замкнутых резервуарах, в которых пла­стовое давление в 1,5—2 раза выше возможного гидростатиче­ского, наблюдаемого в залежах на этих глубинах под поверх­ностью. Источником пластовой энергии является упругое расши­рение нефти и сужение трещин под влиянием горного давления. В силу относительно небольшого количества подошвенной и за­контурной вод эффект расширения воды не играет большой роли.

20. Классификация систем заводнения?

В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются за пределами нефтеносной части продуктивного пласта (по периметру залежи); приконтурное заводнение — нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутреннем внешним контурами нефтеносности; внутриконтурное заводнение — вода закачивается непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. На многих месторождениях применяют сочетания описанных разновидностей заводнения.

Системы с внутриконтурным воздействием делятся на рядные, площадные, очаговые, избирательные, цетральные.