- •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).
55. Типы моделей пластов (объектов разработки).
Различают два вида промыслово-геологических моделей залежей. Это статические и динамические модели.
Статическая модель отражает все промыслово-геологические свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки: геометрию начальных внешних границ залежи; условия залегания пород коллекторов в пределах залежи; границы залежи с разным характером нефтегазоводонасыщенности коллекторов; границы частей залежи с разными емкостно-фильтрационными параметрами пород-коллекторов в пластовых условиях.
Эти направления моделирования, составляющие геометризацию залежей, дополняются данными о свойствах в пластовых условиях нефти, газа, воды, о термобарических условиях залежи, о природном режиме и его потенциальной эффективности при разработке (энергетическая характеристика залежи) и др.
Статическая модель постепенно уточняется и детализируется на базе дополнительных данных, получаемых при разведке и разработке залежи.
Динамическая модель характеризует промыслово-геологические особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе статической модели, но отражает изменения, произошедшие в результате отбора определенной части запасов углеводородов, при этом фиксируются: текущие внешние границы залежи; соответственно границы "промытого" водой или другими агентами объема залежи (при системах разработки с искусственным воздействием на пласты); границы участков залежи, не включенных в процесс дренирования; фактическая динамика годовых показателей разработки за истекший период; состояние фонда скважин; текущие термобарические условия во всех частях залежи; изменения коллекторских свойств пород.
При статическом моделировании большое место занимает графическое (образно-знаковое) моделирование, называемое геометризацией залежи. В область графического моделирования входит моделирование формы и внутреннего строения залежи. Форма залежи наиболее полно отображается на картах в изогипсах, получивших название структурных, на которых находят положение внешнего и внутреннего контура нефтеносности, а также при их наличии — положение литологических и дизъюнктивных границ залежи.
56. Принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании систем разработки.
К числу основных факторов, которые должны учитываться при выборе эксплуатационных объектов, относятся гидродинамическая связь отдельных пластов и прослоев, различие в их коллекторских свойствах и свойствах пластовой нефти, взаиморасположение в разрезе пластов с разной фильтрационной характеристикой и величиной запасов нефти и т. п. смотри 59(3) там более полно.
Наиболее ярким является пример из истории разработки самого крупного месторождения З.Сибири - Самотлорского: в процессе освоения месторождения было сначала (по техсхеме на разработку первоочередного участка - юго-западного) выделены два ЭО - нефтяные пласты БВ10 и БВ8 — нижний ЭО, нефтегазовые залежи пластов AB1 + АВ2-3 + АВ4-5 - верхний ЭО. В проекте на разработку уже выделено 10 ЭО со своими сетками скважин, причем с уплотнением их от 56 га/скв. до 16 га/скв. Например, горизонт БВ8 был разделен на 3 объекта: БВ8°, БВ81-2 и БВ83