- •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).
57. Геолого-промысловое изучение залежей нефтей в многопластовом месторождении.
Геолого-промысловые исследования начинаются с бурения 1-ых поисковых (разведочных) скважин.
1.По керну – в процессе бурения, какие породы (пористость,проницаемость,эффект.толщина,нефтенасыщенность,мех.св-ва)
2. По каротажу – получаю информацию о структурных особенностях, физических параметрах пластов, о ФЕС.
3. Пробы глубинные и поверхностные (вязкость,плотность,давление насыщения, объемный коэф., неньютоновские св-ва). Информация о добывных возможностях скважин - дебит, приемистость.
4. Гидродинамические исследования. При испытаниях скважин определяются гидродинамические характеристики пластов(проницаемость, пл.давление, коэф.продуктивности, скин-фактор,Q=f(Pз)).
В результате всего комплекса разведочных работ определяют:
1. общая геологическая характеристика месторождения
2. на основе комплексной корреляции выделяют продуктивные пласты
3. изучают геологическое строение пластов
4. подсчитывают запасы нефти и газа
5. Должны быть даны рекомендации для выделения эксплуатационных объектов
Геолого-промысловые факторы: расчлененность продуктивного разреза месторождения на гидродинамические разобщенные или связанные между собой пласты и прослои; литологическая характеристика пластов и ее изменчивость; объем залежей, общая, эффективная и нефтегазонасыщенная мощности продуктивных пластов и их соотношение; коллекторскне свойства пластов и их изменчивость по разрезу и площади распространения пластов; характеристика фильтрационных параметров пластов, установленных гидродинамическими методами исследований скважин; физико-химические свойства нефти, газа, воды; мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, толщина покрышек; положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности, соотношение площадей залежей в пределах внешних и внутренних контуров нефтеносности; запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения; начальные пластовые давления в залежах и их соотношение в пределах месторождения, гидрогеологическая характеристика и режим залежей.
На основании анализа геолого-промысловых факторов и их ранговой оценки дается предварительное геологопромысловое обоснование возможности объединения нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект для совместной разработки.
58. Последовательность работ в проектировании рациональной системы разработки нефтяного месторождения.
Рациональная система разработки должна обеспечить заданную добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.
Проектирование разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки.
1) Геологопромысловое изучение залежей нефти. Завершается этап выделения ЭО. Обоснование рац. СР начинается с проведения геолого-разведочных работ на перспективной площади. Эти работы обычно завершаются подсчетом запасов нефти и попутного газа. Было доказано, что рац. Вложение средств в разработку будет обеспечено, если будут обеспечены запасы по категориям А+В+С1 (балансовые запасы). Эти требования выполнялись в 70-80 годах (на структурах 8x12км ; 10x15км примерно бурилось 30-40 развдочных скважин).
В настоящее время ввод м/р в разработку ведется по категорийности с запасами С1 иС2 (пробурено 6-12 скважин на структурах) в условиях лицензирования количество скважин уменьшается до единиц на залежах- спутниках.
В новых условиях задачи доразведки и уточнения запасов перекладывается на экспл.фонд скважин (с применением детальной сейсмической съемки)
2) На основе геолого-промысловой информации создается геолого-математическая (геолого-технологическая) модель пласта ЭО.
3)гидродинамические расчеты, показатели разработки.
3) Па созданную модель накладываются технологические ограничения по дебитам и давлениям. (ΔРпред.заб.< Рпл-Рнас.) по нескольким вариантам на каждый ОР
4) В многовариантном подходе к выбору сеток, режимов работы расчет технологических показателей на период 6-8 лет на перспективу.
5) Обоснование ТЭП по каждому варианту.
6) Выбор рационального варианта ( утверждение варианта ЦКР и ТКР):
6.1обеспечение наибольших уровней нефти
6.2наименьшая себестоимость (4-6%годового отбора от НИЗ за основной период.
6.3выполнение требований по эксплуатации Росгортехнадзора. Обеспечение наибольших КИН.
Эта последовательность может быть выполнена как при составлении первого основного документа на разработку, так и всех последующих. Тип проектного документа , его содержание и объем зависит от размера м/р, от степени разведанности, от сложности геологического строения