- •Пластовые залежи в пластовых залежах скопление нефти и газа контролируется кровлей и подошвой пласта.
- •Массивные залежи
- •Литологически ограниченные залежи
- •2. Объекты разработки нефтяных месторождений (понятие).
- •3. Критерии объединения нескольких пластов в один объект разработки.
- •5. Системы разрабртки нефтяных месторождений (понятие о системе разработки и классификация)
- •7. Последовательность работ в проектировании рациональной системы разработки нефтяного месторождения.
- •8. Геолого-промысловое изучение залежей нефти в многопластовом месторождении.
- •9. Принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании систем разработки нефтегазовых месторождений в Западной Сибири
- •10. Типы моделей пластов (объектов разработки).
- •14.Методики гидродинамических расчетов при прогнозировании показателей разработки нефтяного месторождения.
- •15.Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения. Виды характеристик, условия и область их применения.
- •16. Стадии разработки нефтяных месторождений при заводнении и их характеристика. Ввод месторождения в разработку.
- •Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку
- •18.Задачи проекта пробной эксплуатации.
- •19.Основные решения упругого режима, которые используются в расчетах при составлении проекта пробной эксплуатации.
- •20. Разработка нефтяных месторождений при заводнении.
- •1.Задачи промысловых методов.
- •2.Задачи геофизических методов контроля:
- •3.Задачи гидродинамических методов контроля:
- •4. Задачи физико-химических методов:
- •22. Промысловые методы контроля за разработкой.
- •Пр. Скважинные дебито- и расходометрические исследования Термодинамические исследования скважин
- •23. Задачи решаемые геофизическими методами контроля за разработкой нефтяных месторождений.
- •24. Задачи решаемые в контроле за разработкой месторождения гидродинамическими методами.
- •25. Перечислить задачи, решаемые при геолого-промысловом изучении залежей нефти.
- •26. Основные документы на разработку нефтяных месторождений малых и средних размером, которые составляются втечение основного периода разработки.
- •27. Задачи, стоящие перед технологическими схемами на разработку нефтегазовых месторождений.
- •28. Задачи, решаемые в анализе разработки нефтяных месторождений.
- •30. Порядок выполнения авторского надзора за разработкой нефтегазовых месторождений.
- •31. Проблема увеличения нефтеотдачи и ее современное состояние. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.
- •32. Гидродинамическая сущность и технология внедрения циклического заводнения нефтяных месторождений.
- •33. Методика разукрупнения эксплуатационных объектов нефтяных месторождений.
- •35. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •36. Дать представление об обосновании коэффициента нефтеотдачи (кин) на стадии составления технологических схем но разработку нефтегазовых месторождений.
- •38. Привести диапазон значений кин для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки).
- •39. Особенности разработки нефтегазовых залежей
- •3.Желательно проведение мероприятий интенсификации добычи газа из газовой шапки (попутно с добычей нефти).
- •41. Сущность барьерного заводнения.
- •42. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
- •43. Методика определения технологической эффективности какого - либо гтм на месторождениях нефти
- •44. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение вус, гос и ос)
- •45 Технология форсированных отборов из нефтяных пластов
- •46. Чем вызвана необходимость ограничения закачек на ряде месторождений хмао, начиная с 1996 года.
- •47. Какие технологии используются в регулировании разработки нефтяных месторождений?
- •48. Перечислить факторы, влияющие на полноту излечения нафти на объектах разработки (конечный кин).
- •49.Как определить текущий кин?
- •50. Что такое гнк и внк?
- •51.. Упруго-водонапорный режим.
- •52.Газонапорный режим
- •53.Режим растворенного газа
- •54.Гравитационный режим
- •55.Упругий режим
- •56.Основные виды внутриконтурного заводнения
- •59.Как влияет анизотропия пласта на конусообразование?
- •60.Формула Дюпии
- •61.Коэффициент обводненности, как определяется?
- •62.В чем разница между коэффициентами обводненности и водонасыщенности?
- •63.Текущая и накопленная добыча нефти.
- •64. Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд?
- •65. Зачем нужна система ппд?
- •66.Для каких залежей применяется законтурное заводнение?
38. Привести диапазон значений кин для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки).
Коэффициент нефтеотдачи пласта (Кн – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасом нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий - 0,5 ÷ 0,8.
Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа ( расширения газовой шапки), при этом Кн = 0,4 ÷ 0,7.
Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,150,3.
Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.
Гравитационный режим - наименее эффективный из всех режимов эксплуатации скважин ( Кн = 0,1 0,2).
39. Особенности разработки нефтегазовых залежей
Особенности и специфика разработки нефтегазовых месторождений определяется условиями совместного залегания в пласте нефти, газа и воды, которые различаются физич.условиями. Процесс извлечения углеводородов может сопровождаться фазовыми переходами: газ выделяется из нефти, или растворяется в воде. В связи с этим возникает необходимость обобщения накопленного опыта разработки нефтегазовых месторождений, разработка новых методов гидродинамических расчетов, проектирования, контроля за разработкой с целью выбора рационального режима разработки таких месторождений. Существуют следующие методы разработки нефтегазовых месторождений: 1)Опережающая разработка нефтяной зоны. 2)Опережающая разработка газовой шапки. 3)Одновременная разработка нефтяной и газовой части пласта при любых соотношениях углеводородов. 4)Комбинированный метод – сначала нефтяную, а затем одновременная разработка нефтяной и газовой зон. За счет сложных режимов по отдельным нефтенасыщенным зонам (чистонефтяной, газонефтяной, водонефтяной) создаются различные условия для выработки запасов, которые в свою очередь могут зависеть от соотношения объемов угледовородов. Необходимо строго контролировать газовый фактор, положение контактов ГНК, ВНК т.к. возможно конусообразование (прорыв воды снизу или газа сверху к забоям добывающих скважин). Возможно также выпадение газоконденсата. Технологические принципы разработки нефтегазовых месторождений (как с краевой, так и с подошвенной водой) исходя из опыта эксплуатации и теоретических соображений, выглядят так:
1.По очередности и темпам выработка нефтяной части должна, как правило, опережать выработку газовой части.
2.При выработке нефтяной части должно быть преимущественно обеспечено преимущественно вытеснение нефти водой, а не газом. Т.к. коэффициент вытеснения водой больше, чем газом, также коэффициент охвата при вытеснении нефти водой больше, чем газом.