- •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).
50. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.
Характеристики вытеснения представляют собой математическую связь в виде зависимости суммарной накопленной добычи нефти и ряд др. показателей , которые откладываются на оси абцисс - это логарифм от накопленного объема добычи жидкости или через определенные соотношения. В первом случае это методика ГипроВостокнефти (метод Сазонова), во втором случае могут использоваться зависимости по Канварову, Перивердяну и т.д. Идея всех этих методов характеристик вытеснения основана на линеализации зависимости накопленной добычи от каких-либо др. показателей. Т.е. если у нас не будет линейной зависимости, то экстраполяция с точки зрения математики не состоятельна, поэтому при линеализации функции мы можем прогнозировать на несколько лет вперед, выражая при этом через определенные объемы добытой нефти и добытой жидкости за счет формируемой системы скважин.
Методы характеристик явл-ся универсальными при прогнозировании эффекта от любого ГТМ.
51. Методики гидродинамических расчетов при прогнозировании показателей разработки нефтяного месторождения.
В зависимости от размеров месторождения, детального ознакомления с геологическими промысловыми данными, методы прогнозирования бывают разные.
При прогнозировании показателей разработки на четыре года при проектировании или при составлении проекта пробной эксплуатации, мы задавая определенный уровень отбора прогнозируем динамику пластового давления и определяем на конец этого периода возможность эксплуатации без ППД или с ППД.
В случае составления технологических схем или после проекта пробной эксплуатации метод прогнозирования уже предполагает знание о деталях неоднородности пластов. Если в первом случае принимается модель при прогнозировании более менее однородного пласта, то при составлении тех. Схемы обязательно рассматриваются вопросы применения методов обработки геолого-промысловой информации на базе мат. статистики и теории вероятности. Значит, в первом случае может быть принята условно модель однородного пласта, а во втором случае – модель неоднородного пласта. Отсюда, на основании обработки этих данных и представлении этих результатов в виде закона распределения основного фильтрационного свойства проницаемости (абсолютной), который в этом случае служит основой для ввода поправок на процесс обводнения скважин до предельного обводнения 98-99%. (т. е. методика основана на прогнозе процессов обводнения при определенной закономерности ввода фонда скважин, и ,таким образом, показатели обычно рассчитывают на конец эксплуатации, когда обв-сть достигает предельной величины).
Методика
Любой импульс,связанный с пуском СКВ в работ за счет упрогоемкости пл системы вызывает длительные перераспределения пл давления-проявляется фаза фильтрации(фаза упругого режима)
Решением (1)при задании постоянства источника стока является обобщенная фрормула изменения давления в любой точке пласта в любой момент времени при заданном огр формула имеет вид:
Уравнение пьезопроводности
По (4) можно произвести прогноз понижения давления приразличных технологических условиях работы сквю:
1одновременно запускают в работу несколько СКВ.
2разновременно запускают
3.дебиты скв изменяются.
Но, т.к. обычно мы обладаем неполным набором информации, со временем эта информация уточняется, т.е. прогнозирование в этом случае требует пересмотра, в случае весьма неоднородного строения, что выявляется в процессе освоения первых участков по тех. схеме, составляется новый уточненный проектный документ. И в этих случаях геологическая и гидродинамическая все время корректируется