![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •1.Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд?
- •2. Зачем нужна система ппд?
- •4. Текущая и накопленная добыча нефти?
- •5. Определение коэффициента обводненности в промысловых условиях.
- •6. Формула Дюпюи, область применения.
- •7. Причины образования конусов подошвенной воды и влияние на них анизотропии?
- •8. . Площадные системы заводнения.
- •9. Рядные системы заводнения.
- •10. Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •14. Газонапорный режим.
- •15. Сущность упруговодонапорного режима.
- •16. Что такое гнк и внк?
- •18. Перечислить факторы, влияющие на полноту извлечения нефти на объектах разработки (конечный кин).
- •19. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений
- •20. Технология форсированных отборов из нефтяных пластов.
- •21. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение вус, гос и ос).
- •22. Методика определения технологической эффективности каких – либо гтм на месторождениях нефти.
- •23. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
- •24. Сущность барьерного заводнения.
- •25. Особенности строения нефтегазовых залежей (месторождений).
- •26. Значения кин для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки).
- •27. Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?
- •28. Дать представление об обосновании коэффициентов нефтеотдачи (кин) на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.
- •29. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •30. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •31. Методика разукрупнения эксплуатационных объектов нефтяных месторождений.
- •32. Гидродинамическая сущность и технология внедрения циклического заводнения нефтяных месторождений.
- •33. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.
- •34. Порядок выполнения авторского надзора за разработкой нефтегазовых месторождений.
- •35. Назначение индикаторных(трассерных)исследований нефтяных месторождений
- •36. Задачи, решаемые в анализе разработки нефтяных месторождений.
- •37. Задачи, стоящие перед технологическими схемами на разработку нефтегазовых месторождений.
- •38. Технологии совместной разработки многопластовых залежей
- •39. Перечислить задачи, решаемые при геолого–промысловом изучении залежей нефти.
- •40. Задачи гидродинамических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •41. Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •42. Задачи промысловых методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •43. Методы контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений
- •44. Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей.
- •45. Основные решения упругого режима, которые используются в расчетах при составлении проекта пробной эксплуатации
- •46. Задачи проекта пробной эксплуатации.
- •47. Технологии выработки остаточных запасов нефти.
- •48. Основные документы на разработку нефтяных месторождений (мелких и крупных).
- •50. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.
- •51. Методики гидродинамических расчетов при прогнозировании показателей разработки нефтяного месторождения.
- •52. Основные технико-технологические ограничения, накладываемые на гидродинамические модели пластов при проектировании разработки нефтяных месторождений.
- •53. Расчеты процесса вытеснения нефти водой в системе скважин по схеме поршневого вытеснения.
- •54. Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.
- •55. Типы моделей пластов (объектов разработки).
- •56. Принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании систем разработки.
- •57. Геолого-промысловое изучение залежей нефтей в многопластовом месторождении.
- •58. Последовательность работ в проектировании рациональной системы разработки нефтяного месторождения.
- •59. Основные критерии объединения залежей в один объект разработки.
- •60. Системы разработки нефтяных месторождений (понятие о системе разработки и классификация систем разработки).
40. Задачи гидродинамических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
Методами исследования скважин на установившихся режимах решаются задачи:
контроль за процессами самоочистки ПЗП (до 5-6 месяцев после освоения скважин);
контроль за динамикой коэффициентов продуктивности (Кпр) скважин при процессах обводнения продукции скважин;
контроль за распределением Кпр по площади разбуренного объекта разработки;
контроль за динамикой Кпр при различных ОПЗ (СКО, ГРП, изоляционных работах и прочих ГТМ);
контроль за динамикой Кпр при разукрупнении эксплуатационных объектов (ЭО);
то же при приобщении пластов.
Методами исследования по КВД решаются дополнительные задачи:
выявление кольцевых неоднородностей в ПЗП;
выявление литологических и тек тонических границ в УЗП;
оценка эффективности ОПЗ скважинах.
Методами гидропрослушивания решаются задачи:
устанавливается характер гидродинамической связи между скважинами;
контролируется характер гидродинамической связи залежи нефти и законтурной зоны пласта;
контроль за характером гидродинамической связи между пластами;
расчет средних параметров пласта в зоне реагирования скважин.
В гидродинамические методы по контролю за разработкой нефтяных месторождений включаются:
результаты исследования скважин на установившихся режимах (по добывающему и нагнетательному фонду);
результаты исследования скважин при неустановившихся процессах (по данным КВД, КВУ, КПД, гидропрослушиванию).
Они основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лабораторных и промыслово-геофизических исследований изучением охватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами решаются задачи по определению коэффициента продуктивности (приемистости) скважин Ко, гидропроводности пласта е, пластового давления рпл, пьезопроводности пласта χ, комплексного параметра χ /rс2 (rс — приведенный радиус скважины), а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями— проницаемости k и радиуса r0. Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания).
41. Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
В процессе разработки кондиция полезных ископаемых меняется и необходимо оценить их остаточное содержание. Важным является определение уровня ВНК, ГНК и ГВК. Правильная оценка этих уровней позволяет контролировать темп разработки и выбрать период необходимый для перевода скважины или геологического объекта в другой вид категории. В Западной Сибири важной является оценка состояния ствола скважины и техническое состояние эксплуатационной колонны и эксплуатационного объекта. Для решения этих задач применяется комплекс ГИС контроля за разработкой.
Задачи геофизических методов контроля:
1) контроль за распределением коллекторов в объеме объекта разработки;
2) контроль за распределением начальной нефтенасыщенности в объеме каждого эксплуатационного объекта;
3)контроль за работающими интервалами в добывающих и нагнетательных скважинах;
4)контроль за источниками обводнения продукции добывающих скважин;
5)контроль за интервалами обводнения объектов разработки методами ИННК (импульсный нейтрон нейтронный каротаж) в контрольных скважинах (в т.ч. в транзитных скважинах);
6)контроль за текущей нефтенасыщенностью объектов разработки по результатам комплексного каротажа уплотняющего фонда скважин;
7)контроль за интервалами обводнения добывающих скважин методами термо-, плотно- и влагометрии;
8)контроль за эффективностью различных ГТМ в скважинах (при использовании методов интенсификации, изоляции водопритоков, при применении потокоотклоняющих технологий и т.д.).
9) определение технического состояния скважины (опрессовка, термометрии я и влагометрия)
10) определение качества цементного камня (АКЦ – акуст. цементометрия, СГДТ)