- •1) Цели задачи геолого – промыслового контроля разработки месторождений.
- •2) Виды исследований при проведении геолого – промыслового контроля
- •3) Статистическая модель залежей и ее обоснование.
- •4) Динамическая модель залежи и ее обоснование.
- •5) Проект разведки и его содержание
- •6) Проект пробной эксплуатации скважин и его содержание:
- •7) Технологическая схема и ее содержание.
- •8) Проект разработки и его содержание
- •9) Уточнение проекта разработки и авторский надзор за разработкой месторождения
- •10) Геологические предпосылки использования природных режимов при разработке месторождений.
- •11) Геологическая часть проектных документов
- •12) Исходные данные для составления проекта разработки
- •13) Виды системы разработки на природных режимах и методы их контроля
- •14) Особенности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений на природных режимах.
- •15) Методы контроля за текущим пластовым давлением , построение и анализ карт изобар.
- •16) Гидродинамические исследования их виды и анализ
- •17) Виды зависимостей и методы оценки фес коллекторов. Что такое скин эффект?
- •18) Оценка фес коллекторов по показателям разработки месторождения.
- •19) Методика проведения гидропрослушивания и использование данных при разработке
- •20) Виды исследования в скважинах опорной сети и в скважинах не входящих в опорную сеть.
- •21) Порядок разбуривания месторождений добывающими скважинами
- •22) Системы размещения нагнетательных скважин. Скважин.
- •23) Стадии разработки нефтяных месторождений и их характеристика:
- •24) Стадии разработки крупных и мелких газовых месторождений:
- •25) Классификация залежей по запасам
24) Стадии разработки крупных и мелких газовых месторождений:
На газовых эксплуатационных объектах весь период разработки одни специалисты подразделяют на три стадии, другие — на четыре. В первом случае III стадия отвечает III+IV стадиям разработки нефтяных объектов. Исходя из целесообразности унификации понятий, следует период разработки газовых залежей, так же как и нефтяных, делить на четыре стадии. 1 стадия — период бурения первой очереди добывающих скважин и наращивания добычи газа. II стадия — период относительно постоянной высокой добычи, поддерживаемой дополнительным бурением скважин и при возможности — увеличением депрессии в скважинах. Ill стадия — период интенсивного падения добычи. IV стадия — завершающий период разработки, характеризующийся низкими отборами газа. Обобщение опыта разработки газовых залежей, свидетельствует о том, что для небольших залежей с запасами до 3 млрд. м3 основные показатели динамики добычи газа изменяются в широком диапазоне значений. Это обусловлено различиями в их продуктивности, в количестве добывающих скважин, в темпах освоения залежей. С увеличением размеров залежей диапазон значений показателей сужается, особенно для крупных по запасам залежей, служащих источниками снабжения газом удаленных потребителей, заинтересованных в продолжительных устойчивых поставках газа. Задачи газоснабжения обусловливают необходимость продления II стадии разработки и, следовательно, некоторого ограничения темпов разработки в этом периоде. Продолжительность 1 стадии на залежах с запасами газа до 3 млрд. м3 часто не превышает одного года, иногда эта стадия совсем отсутствует, но нередко она продолжается 10 лет и более. На объектах с запасами 20—50 млрд. м3 она длится от 2 до 10 лет, а на более крупных объектах — от 4 до 10 лет. Продолжительность II стадии по залежам с запасами до 50 млрд. м3 в большинстве случаев находится в пределах от одного года до 10 лет, по более крупным залежам — от 4 до 10 лет. Среднегодовые темпы добычи на II стадии на залежах с запасами до 3 млрд. м3 изменяются в пределах от 5 до 30%, с запасами 3—50 млрд. м3 обычно от 5 до 13%, на более крупных залежах примерно от 5 до 8%. К концу II стадии, т.е. к началу интенсивного падения добычи, из большинства объектов отбирается 40—70% балансовых запасов газа. Вполне реально на всех крупных залежах ставить задачу отбора к концу этого периода 60—70% балансовых запасов, на газовых объектах к концу II стадии достигается намного более высокое текущее газоизвлечение. На III стадии из газовых объектов отбирают 20—30% запасов газа. Количество действующих скважин на этой стадии остается неизменным (при газовом режиме) или уменьшается в связи с постепенным прекращением эксплуатации обводненных скважин (при упруговодонапорном режиме). Продолжительность III стадии и соответственно скорость падения добычи газа в этот период, как и на нефтяных объектах, определяются характером динамики добычи газа на первых двух стадиях.