- •2. Назначение, основные схемы и состав фонтанной арматуры.
- •3.Свойства пластовых вод, встречаемых в нефтегазоносных резервуарах.
- •4. Нефть и ее свойства, учитываемые при подсчете запасов и разработке.
- •6.Критерии выбора скважин для проведения грп.
- •7. Природные углеводородные газы и их свойства, учитываемые при подсчете запасов и разработке м/р.
- •8. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.
- •1. Режим постоянного градиента на забое скважины
- •2. Режим постоянной депрессии на пласт
- •6. Режим постоянного градиента по оси скважины
- •7. Режим постоянной скорости газа на устье.
- •9. Течение газированной жидкости в пласте. Функции Христиановича. Формула для дебита скв.
- •10. Применение детальной сейсмической съемки в контроле за разработкой месторождений Западной Сибири.
- •11. Типы профилей гс и их геометрические характеристики
- •12. Учёт многослойности н-х пл при проект-нии гс
- •13.Геолого-физические критерии применения методов воздействия на пзп нагнетательных скважин.
- •15. Явления адсорбции в пластах-коллекторах при процессах нефтеизвлечения.
- •16. Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики эцн.
- •17. Теория Баклея-Леверетта. Связь насыщенности пористой среды с обводненностью продукции и прогноз обводненности скважин.
- •18. Кавитация в насосах и способы ее предупреждения.
- •20. Проблемы разработки недонасыщенных низкопроницаемых пластов месторождений Западной Сибири.
- •1. Обеспечение высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта
- •2. Вскрытие продуктивного пласта бурением
- •3. Спуск и цементирование эксплуатационной колонны с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта.
- •4. Вторичное вскрытие с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;
- •5. Обеспечение проницаемости около скважинной зоны выше естественной.
- •21.Геолого-физические критерии применения методов воздействия на пзп добывающих скважин.
- •23. Регулирование производительности и напора уэцн.
- •24. Способы регулирования режима работы поршневых насосов.
- •25.Исследование газовых скважин на установившихся режимах. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
- •26. Общие положения неустановившегося движения упругой жидкости в деформируемой пористой среде. Уравнение пьезопроводности.
- •27. Понятие несовершенной скважины. Виды несовершенства скважин. Приток однородной жидкости к несовершенным скважинам. Приведенный радиус скважины. Коэффициент несовершенства.
- •28.Обоснование коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата при проектировании систем разработки нефтяных месторождений.
- •29. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов.
- •К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.
- •30.Основные коэффициенты, характеризующие неоднородности строения пластов (эксплуатационных объектов). Методы построения геолого - статистических разрезов (гср).
- •31. Технологии применения вус, гос и ос на месторождениях Западной Сибири.
- •32 Категории запасов
- •33. Оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме уэцн.
- •34. Способы регулирования режима работы центробежных насосов.
- •35.Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности. Индикаторные диаграммы, их построение и применение.
- •36. Уравнение состояния реального газа. Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.
- •37. Технология процесса и методы контроля за ним при закачке гелеобразующих составов в пласт.
- •38. Породы коллекторы и неколлекторы. Методы выделения их в разрезах скважин.
- •39. Фазовые состояния и превращения углеродистых систем при разработке нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных залежей.
- •41. Создание высоких давлений нагнетаемой воды при эксплуатации нефтяных скважин
- •42. Методы интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •43.Особенности разработки месторождений с небольшими и трудноизвлекаемыми запасами в условиях Западной Сибири.
- •44. Совместная работа центробежного насоса и трубопровода.
- •45.Теоретическая и действительная q-h(p) характеристика поршневых насосов. Понятие коэффициента подачи.
- •46 .Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении.
- •Циклическое заводнение
- •Создание высоких давлений нагнетания
- •Форсированный отбор жидкости
- •47. Требования к конструкции газовых скважин. Обвязы устья скважин.
- •48. Основные технологические ограничения в разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений.
- •49. Задачи, решаемые геофизическими методами контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений.
- •50.Методика учета неоднородных пластов (эксплуатационных объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений.
50.Методика учета неоднородных пластов (эксплуатационных объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений.
Методика учета неоднородных пластов (эксплуатация объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений предполагает использование таких основных коэффициентов: расчлененности, песчанистости, макронеоднородности, распространения, прерывистости, сложности, литологической связанности (слияния).
Под неоднородностью продуктивных пластов понимают изменчивость формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах продуктивного пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), оказывающую существенное влияние на распределение запасов нефти и газа в объеме залежи и условия их выработки.
Можно выделяют два основных вида геологической неоднородности продуктивных пластов: микронеоднородность и макронеоднородность.
Микронеоднородность продуктивного пласта — это показатель изменчивости коллекторских свойств среды, насыщенной углеводородами,— проницаемости, пористости, нефтегазонасыщенности, вещественного состава и др. Выделяют следующие виды микронеоднородности: литологическую, гранулометрическую, упаковочную, цементационную, минеральную, по проницаемости, по пористости. Наибольший интерес представляет микронеоднородность по проницаемости — зональная и послойная. Зональная микронеоднородность связана с изменчивостью проницаемости (гидропроводности) продуктивного пласта по площади его распространения. Она оказывает определяющее влияние на продуктивность (дебиты) скважин, расположенных на разных участках залежи. Зональная микронеоднородность отображается графическим путем на картах распространения зон пласта с разными фильтрационными свойствами с помощью изолиний или зон с определенным диапазоном изменения фильтрационного параметра. Послойная микронеоднородность связана с наличием в разрезах пластов-коллекторов прослоев разной проницаемости. Она определяет характер обводнения пластов и скважин в процессе их разработки. Послойная микронеоднородность количественно оценивается путем обработки результатов керновых данных методами математической статистики.
Макронеоднородность продуктивных пластов - это пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи (эксплуатационного объекта). Выделяются два основных проявления макронеоднородности: расчлененность продуктивного горизонта на разобщенные пласты и прослои; прерывистость отдельных пластов и прослоев по площади.
Расчлененность продуктивного горизонта (объекта разработки) сказывается главным образом на охвате воздействием пород-коллекторов по разрезу и является определяющим фактором при выделении эксплуатационных объектов. Расчлененность разреза на самостоятельные пропластки наиболее часто оценивается коэффициентом расчлененности. Коэффициент расчлененности представляв собой отношение числа пропластков, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин, т. е. в сущности показывает среднее число проницаемых пропластков, слагающих продуктивный горизонт.
Характер неоднородности отражает коэффициент песчанистости, равный отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине горизонта (объекта разработки) в тех же скважинах. Коэффициент песчанистости можно представить также в виде отношения объема эффективной части продуктивного горизонта к общему объему горизонта. Следовательно, коэффициент песчанистости показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта.
В качестве меры макронеоднородности, учитывающей расчлененность и песчанистость можно использовать комплексный показатель — коэффициент макронеоднородности. Этот показатель характеризует расчлененность объекта разработки на единицу мощности пород-коллекторов.
Прерывистость пластов и прослоев сказывается на охвате воздействием по площади. Ее учитывают при выборе методов воздействия на продуктивные пласты при их разработке, выборе положения и ориентации рядов добывающих и нагнетательных (разрезающих) скважин.
Для количественной оценки степени прерывистости пласта (пропластка) по площади (замещения его коллекторов непроницаемыми породами) применяется методика использующая коэффициент распространения пород-коллекторов. Кs = Sк / Sобщ, где Sк—площадь развития коллекторов, Sобщ — общая площадь развития пласта в пределах внешнего контура нефтеносности. Этот коэффициент определяют по картам распространения коллекторов.
При оценке прерывистости пласта для прогнозирования охвата пластов заводнением широко применяется методика учета неоднородности пластов, основанная на разделении всего эффективного объема на непрерывную часть, полулинзы и линзы. Критерием к отнесению объема (площади) пласта к непрерывной части, линзам или полулинзам служит расположение их по отношению к контуру питания. Считается, что непрерывная часть пласта будет в процессе разработки полностью охвачена воздействием, полулинзы частично (коэффициент охвата) в зависимости от плотности сетки добывающих и нагнетательных скважин и их расположения, а линзы не охвачены воздействием вообще.
С целью изучения и оценки сложности строения особенно прерывистых и фациально изменчивых пластов применяют методику основанную на использовании коэффициента сложности:
Ксл= Рк-н / Рз
где: Р к-н - длина границ замещения коллекторы на неколлекторы, Рз-периметр залежи.
Из этого взаимоотношения видно, что чем выше извилистость границ распространения коллекторов, тем больше образуется мелких тупиковых зон, охват вытеснением из которых будет затруднен, и тем ниже Кcл. Установлено, что по неоднородным, прерывистым пластам но мере уплотнения сетки скважин коэффициент сложности постоянно снижается. Это указывает на то, что даже при плотной сетке добывающих скважин все детали изменчивости пластов еще остаются неизвестными.
Часто в многопластовых объектах из-за невыдержанности непроницаемых разделов, разобщающих смежные пласты, образуются так называемые зоны слияния. Для оценки степени связанности смежных пластов применяют коэффициент литологической связанности (коэффициент слияния): Ксл = Sсл / Sобщ,
где: Sсл – суммарная площадь всех зон слияния, Sобщ – общая площадь распространения нефтенасыщенного коллектора.