- •1.Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.
- •2.Состав и свойства нефти
- •3. Состав и свойства природного газа
- •4 Состав и основные свойства пластовых вод
- •5. Классификация нефти по содержанию в них серы, парафина, смол.
- •5. Классификация нефти по содержанию в них серы, парафина, смол.
- •6. Плотность нефти. Измерение плотности нефти.
- •7. Вязкость нефти, её значение, измерение.
- •8. Классификация пород-коллекторов нефти и газа.
- •9. Гранулометрический состав горных пород, способы его определения.
- •10. Пористость горных пород. Виды. Определение пористости.
- •11. Проницаемость горных пород и методы определения. Закон Дарси.
- •12. Плотность горных пород, их виды, значения.
- •13. Механические свойства горных пород.
- •14. Теплофизические свойства горных пород.
- •16. Уравнение состояния газов.
- •17. Физические свойства нефти в пластовых условиях.
- •18. Режимы работы нефтяных и газовых залежей.
- •19 Пластовое давление: определение, формула.
- •20. Приведенное пластовое давление, порядок его определения.
- •21. Плотность и объемный коэффициент нефти, их значение в добычи нефти.
- •22.Состав и основные свойства пластовых вод
- •23. Классификация пластовых вод по мессу залегания и степени минерализации.
- •24. Понятие о пластовом и забойном давлениях, способы их определения.
- •25. Пластовая температура. Оценка величины пластовой температуры.
- •26. Исследование проб пластовой нефти.
- •27. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи.
- •28. Состояние углеводородных смесей в зависимости от давления и температуры. Диаграмма фазовых состояний
- •29. Цели и задачи исследований скважин
- •30. Содержание связанной воды в нефтяной залежи.
- •31. Показатели нефтеотдачи пластов: коэффициент нефтеотдачи, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата.
- •32. Механизм вытеснения нефти из пласта.
- •33. Водонапорный режим работы залежи, условия применения.
- •33. Водонапорный режим работы залежи, условия применения.
- •35. Режим растворенного газа, условия применения.
- •36. Объект и система разработки месторождений.
- •37. Система и показатели разработки.
- •38. Стадии разработки месторождений
- •39. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •40. Контроль за разработкой месторождений
- •41. Основы проектирования разработки залежей.
- •42. Охрана природы и недр при осуществлении процесса разработки месторождений.
- •43. Цели и задачи исследований скважин и пластов.
- •44. Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации
- •45. Исследование скважин на неустановившихся режимах.
- •46. Коэффициент продуктивности скважин.
- •47.Исследования нагнетательных скважин
- •48. Техника, применяемая при исследовании скважин.
- •49. Понятие о методах воздействия на нефтяные пласты.
- •50. Виды заводнения, условия их применения.
- •51. Законтурное заводнение, область применения.
- •52. Внутриконтурное заводнение, область применения.
- •53. Выбор и расположение нагнетальных скважин.
- •54. Источники водоснабжения нагнетательных скважин.
- •55. Блочные кустовые насосные станции (бкнс), принцип работы.
- •57. Требования, предъявляемые к закачиваемой воде
- •58. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.
- •Критерии эффективного применения методов.
- •59. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, условия применения.
- •60. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи. Условия приминения.
- •Внутрипластовое горение
- •61. Газовые методы вытеснения нефти из пласта
- •62.Физико-химические методы вытеснения остаточной нефти, условия применения.
- •63. Микробиологические методы воздействия на пласт, критерии выбора объекта.
31. Показатели нефтеотдачи пластов: коэффициент нефтеотдачи, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата.
КИН - коэффициент извлечения нефти
КИН=Квыт*Ксет*Кохв
Коэффициент нефтеотдачи - это величина относительная, выраженная в долях единиц или в процентах и показывающая какая часть от начальных балансовых запасов нефти извлечена или может быть извлечена из залежи Кн=Qизвлеч/Qнач.
Увеличение коэффициента нефтеотдачи одна из важнейших проблем разработки нефтяных месторождений.
Коэффициент нефтеотдачи характеризует полноту извлечения нефти из выработанной залежи и является показателем завершенного процесса разработки. Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную полноту нефтеизвлечения, а показывает только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке до экономически целесообразного предела. Коэффициент нефтеотдачи по стране меньше 50%, а в связи с вводом в разработку новых месторождений неизвлекаемые запасы возрастают, поэтому необходимо изыскивать и использовать принципиально новые методы и средства, обеспечивающие большую полноту извлечения нефти из пластов.
Увеличение глубины залегания продуктивных пластов удорожают стоимость разведки и разработки месторождений, увеличивает себестоимость нефти, повышение коэффициента нефтеотдачи даст возможность увеличить добычу нефти.
Коэффициент вытеснения нефти — отношение объема нефти, вытесненной каким-либо агентом из образца породы или модели пласта до полного насыщения этим агентом получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта
Увеличение коэффициента вытеснения достигается за счет смешиваемости нефти и вытесняющего агента (углекислый газ, газ высокого давления, растворители), снижения межфазного натяжения и повышение смачиваемости пласта водой (поверхностно-активные вещества, щелочи).
Коэффициент нефтеотдачи можно представить в виде произведения:
К = Квыт * Кохв,
Где Квыт — коэффицент вытеснения , Кохв — коэффициент охвата пласта заводнением.
Коэффициент охвата пласта заводнением неоднородного пласта зависит от параметра:
μо = (кв/μв)/(кн/μн),
где кв и кн — фазовые проницаемости соответственно для воды и нефти,
μв и μн — вязкость соответственно воды и нефти.
Коэффициент охвата = (Накопленная закачка воды – Накопленная добыча воды) в пластовых условиях / поровый объем подвижной нефти.
Чем больше параметр μо, тем меньше коэффициент охвата пласта заводнением.
При увеличении коэффициента вытеснения нефти водой увеличивается водонасыщенность пласта. В соответствии с кривыми фазовой проницаемости с увеличением водонасыщенности увеличивается фазовая проницаемость для воды, а, следовательно, и параметр μо. В результате уменьшается коэффициент охвата пласта заводнением.
Таким образом, увеличение коэффициента вытеснения должно вести к увеличению нефтетдачи.. В тоже время уменьшается коэффициент охвата пласта заводнением, что ведет к уменьшению нефтеотдачи. То есть, применение агентов, увеличивающих коэффициент вытеснения , оказывают два противоположных эффекта.