9. Что такое модель слоисто-неоднородного пласта?

Модель слоисто - неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. Пo площади распространения свой­ства каждого слоя остаются неизменными.

10. Каким недостатком характеризуется система площадного заводнения?

Считается, что все площадные системы «жесткие», поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам. В самом деле, например, в блочных системах разработки не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов.

11. Какие существуют стационарные платформы? Стационарные платформы можно условно разделить на 2 группы:

1) платформы на стальных опорах, прикрепляемые ко дну моря сваями;

2) бетонные платформы, удерживаемые за счет сил гравитации. Конструктивное исполнение этих типов платформ зависит от глубины мо­ря, характера дна, а также факторов внешнего воздействия на сооружение.

Для глубин моря 100 - 200 м масса стальных стационарных платформ достигает 20-30 тыс. т. Собирают их, как правило, в специально создаваемых сухих доках или на монтажных площадках. После затопления дока платформа на плаву с помощью морских буксиров доставляется к месту бурения и уста­навливается в вертикальное положение. По другому варианту (сейчас наиболее часто применяемому) опорные блоки транспортируют на специальных судах грузоподъемностью 20-30 тыс. т. Платформы ко дну моря крепят сваями, заби­ваемыми молотами, смонтированными на бортах платформы. Оборудование верхних строений стационарных платформ изготавливается в блочно-модульном исполнении, что значительно облегчает монтажные работы в море.

Бетонные платформы составляют серьезную конкуренцию стальным. Они не нуждаются в забивании свай в дно моря, надежно стоят под собствен­ной тяжестью. Пустотелые основания и трубы используются как нефтехрани­лища, а площадь верхней палубы может быть значительно больше, нежели у стальных стационарных платформ.

Крупные железобетонные платформы применяют сравнительно недавно (с 1973 г.). Масса их колеблется в пределах 176 - 600 тыс. т, а глубина моря до 150 м. (В последнее время - на глубинах моря до 400 - 500 м.) Каждая плат­форма рассчитана на бурение и последующую эксплуатацию от 24 до 48 сква­жин и более. Учитывая весьма высокую стоимость железобетонных платформ (1 - 2 млрд долларов), применение их целесообразно лишь на крупных место­рождениях с высокими дебитами скважин. В настоящее время зарубежные фирмы разрабатывают новые типы железобетонных платформ для так называе­мых малорентабельных месторождений, расположенных в глубоководных районах и для месторождений в районах с суровыми климатическими условиями.

12. Что такое нефтеотдача конечная? Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Согласно экспериментальным и статистическим промысловым данным, коэффициенты конечной нефтеотдачи (отношение суммарного количе­ства извлеченной из залежи нефти к первоначальным ее за­пасам) в зависимости от режимов работы пласта могут принимать следующие значения:

водонапорный режим - 0,5 - 0,8;

упругий

газонапорный режим - 0,1 – 0,4;

режим растворенного газа - 0,15 – 0,3

гравитационный, - 0,1 – 0,2

Низкая конечная нефтеотдача залежей, разраба­тываемых на режимах растворенного газа (0,15—-0,3), возникает в изолированных от окружающих пластовых систем месторождениях. Во время отбора нефти из них пластовое дав­ление снижается во всей залежи ниже давления насыщения нефти газом.

Нефтеотдача конечная – это отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Конечный коэффициент нефтеотдачи характеризует завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает, какой объем нефти от начальных геологических запасов извлекается или может быть извлечена при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности.

13. Какое главное условие при вскрытии продуктивного пласта? Процесс вскрытия продуктивного пласта должен быть проведен таким образом, чтобы сохранились природные фильтрационные свойства пласта и не было допущено открытого фонтанирова­ния вследствие выброса из скважины промывочной жидкости под влиянием пластового давления.

Для сохранения фильтра­ционных свойств пород применяют при вскрытии пласта спе­циальные буровые растворы, фильтрат которых, проникая в пласт, не уменьшает степени насыщенности пор углеводоро­дами или, будучи инородными жидкостями (фильтраты вод­ных глинистых растворов), легко и быстро удаляются из призабойных зон. Предотвращение откры­того фонтанирования в случае аварийной ситуации достига­ется с помощью специальных герметизирующих устройств (превенторов), устанавливаемых на устье скважины при ее строительстве.

14. Чем характеризуются стадии разработки нефтяных месторождений? Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Дли­тельность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения сква­жин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания за­лежи.

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого мак­симального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. Основная за­дача этой стадии осуществляется путем бурения скважин ре­зервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воз­действия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии пере­стают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) ха­рактеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукция скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплу­атируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение до­бычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной пе­риод разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, ха­рактеризующий в целом эффективность реализованной си­стемы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

15. Что такое объект разработки? Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

16. В чем состоят основные этапы прогнозирования показателей разработки? Основные этапы прогнозирования показателей заключаются в следующем. После выбора объекта разработки по данным промыслово-геофизических, гидродинамических исследований скважин и лабораторного изучения свойств коллекторов и жидкостей выбирают модель объекта и устанавливают ее параметры. На образцах пород или их моделях экспериментально исследуют процесс вытеснения нефти при различных технологиях воздействия на пласт. Выбирают варианты систем разра­ботки и технологий извлечения нефти и для каждого из них устанавливают (задают) число добывающих и нагнетательных скважин, взаимное их расположение, темп и порядок их буре­ния и устанавливают динамику основных показателей. Затем показатели суммируют с учетом числа вводимых в эксплуатацию элементов (скважин).

17. для каких целей изучаются профили притока и поглощения пластов? Профили притока (и поглощения нагнетательных сква­жин) позволяют обоснованно выбирать участки пласта для селективного воздействия на них с целью повышения дебита. Профили притока в большин­стве случаев характеризуют проводимость лишь приствольной части пластов, загрязненной в процессе бурения. Вдали от нее возможны перетоки между различными участками по верти­кали (по трещинам и по проницаемым зонам).

18. Что такое проект разработки? Проект разработки – технологический проектный документ, обосновывающий комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного экономически целесообразного коэффициента нефтеизвлечения.

Проект разработки - окончательный документ, на основе которого составляют проект обустройства месторождения и про­водят все работы во обеспечению добычи нефти на месторож­дении.

19. В чем состоят основные требования к работе скважины перед проведением гидродинамических исследований при неустановившимся режиме? Сущность метода исследований скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации заключается в том, что изменяют ре­жим их и проводят наблюдения за соответствующим нараста­нием (или снижением) забойного давления со временем. В большинстве случаев скважину после длительной эксплуата­ции с постоянным дебитом Q останавливают и регистрируют кривую восстановления забойного давления (КВД) или уровня жидкости в межтрубном пространстве. По такому методу исследуют все виды нефтяных, газовых и нагнетательных сква­жин, пробуренных на пласты при газовых и водонапорных ре­жимах. В связи с упругими свойствами газов, горных пород и пластовых жидкостей давление на забое остановленной скважины изменяется.

20. В чем преимущество физико-химических методов перед обычным заводнением? В настоящее время обычное заводнение практически уже исчерпало свои возможности и для повышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды. Теоретические изыскания основаны на поиске и обосновании в каждом конкретном случае наиболее эффективных регулируемых параметров процесса заводнения. К ним относятся; скорость (давление) нагнетания воды в залежь, поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, ее смачивающие свойства, вязкость, плотность и тем­пература. Для улучшения качества нагнетаемой воды в нее добав­ляют водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ), способствующие снижению поверхностного натяжения (σ) воды на границе с нефтью и улучшающие смачивающие и моющие свойства вод. При взаимодействии нефтей (содержащих кислотные компоненты) со щелочными растворами образуются водорастворимые соли, являющиеся поверхностно – активными компонентами. В отличие от процесса нагнетания растворов ПАВ при щелочном заводнении последние формиру­ются непосредственно на контакте нефти с раствором щелочи. Вследствие этого улучшаются моющие и нефтевытесняющие свойства вод, Установлено также, что при низких значениях σ некоторые нефти способны спонтанно (практически самопроизвольно) образовывать эмульсии нефти в воле, имеющие повышенную вязкость. Полимерное заводнение - процесс, при котором в пласт нагнетается в виде оторочки водный раствор высокомолекулярного полимера, способствующего значительному повышению вязкости воды. Оторочка затем продвигается по пласту под воздействием обычной воды. Повышенная вязкость этой оторочки и специфическое строение полимерного раствора способствует увеличению коэффициентов вытеснения и охвата пластов воздействием и снижению расхода обычной воды, необхо­10димой для заводнения залежи. При введении в пласт оторочек пен и эмульсий сокращается подвижность на­гнетаемой воды, уменьшается водопроницаемость неоднородного пласта, возрастает коэффициент охвата η_охв его воздействием. Пены, приготовленные с применением ПАВ – пенообразователей при нагнетании в неоднородную пористую среду в начальный период движутся в наиболее проницаемых направлениях, снижая проводимость пород и выравнивая ее с проводимостью в других направлениях. В результате этого увеличивается коэффициент охвата пластов воздействием. За­щемленный в порах газ способствует снижению фазовой прони­цаемости пористой среды для воды. Аналогичен механизм уве­личения нефтеотдачи, в процессе нагнетания в пласт эмульсий нефти в растворах щелочей и ПАВ.

21. Что такое модель зонально-неоднородного пласта? Модель зонально - неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его пло­щади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квад­рата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.

22. В чем особенности разработки газовых залежей? Условия разработки газовых залежей существенно отличаются от условий разработки нефтяных главным образом из-за больших различий в свойствах газа и нефти. Газ ввиду весьма малой вязкости намного подвижнее нефти, и поэтому извлечение его из недр может быть более легким. Газовые залежи разрабатывают без воздействия на пласт. Это делает процесс управления извлечением газа менее сложным. Сетки скважин для разработки газовых залежей более редкие, чем для разработки нефтяных залежей. Тем не менее, геологическая неоднородность реальных газовых пластов, необходимость эксплуатации скважин с противодавлением (а также ограниченная пропускная способность скважин) вызывают необходимость бурения многих скважин для достижения проектных уровней добычи газа и высокой газоотдачи. Обычно при применяемых (фонтанных) способах эксплуатации вторжение воды в залежь осложняет условия разработки газовых залежей более, чем нефтяных. Проектирование разработки газовых месторождений также осуществляется на основе геолого-промыслового изучения залежей, газодинамических и технико-экономических расчетов. Рациональная разработка месторождения заключается в получении заданной планом добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях, т.е. в обеспечении наиболее полного извлечения запасов газа при минимальных затратах на 1 м3 добытого газа. При выделении эксплуатационных объектов на газовых многопластовых месторождениях учитываются в основном те же факторы, что и на нефтяных. Однако при этом принимаются во внимание дополнительно следующие геологопромысловые факторы: газонасыщенная мощность пластов, ГВК, плотность и упругость газа, величина взаимовлияния пластов при их совместной эксплуатации. На основании газодинамических и технико-экономических расчетов, критерия народнохозяйственной эффективности устанавливается вариант оптимального совмещения газовых пластов в один эксплуатационный объект. Определяется количество объектов эксплуатации в пределах всего месторождения.

23. В чем состоят основные требования к режиму работы скважины при установившимся режиме? Сущность метода заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся уста­новившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Ре­жим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются. Наблюдения проводят при 3 - 4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне исследуемой скважины. Оно определяется как полностью вос­становившееся забойное давление в остановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между работающими скважинами. Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии пластового давления Q = f(Рпл—Рз).

24. Что такое технологический проектный документ? Технологический проектный документ – научно-исследовательская работа, определяющая порядок разработки нефтяных, нефтегазовых и газонефтяных месторождений. Вид и содержание проектного документа по разработке нефтяного или нефтегазового месторождения зави­сят от стадии разработки месторождения, для которой составля­ется документ, сложности и степени изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы раз­работки месторождения. Вообще могут быть использованы про­ектные документы по разработке и эксплуатации месторожде­ний следующих видов:проекты пробной эксплуатации; технологические схемы опытно-промышленной разработки; технологические схемы разработки; проекты разработки; уточненные проекты разработки (доразработки); анализы разработки.

Проектные документы должны содержать:

общие физике-геологические сведения о месторождении, сла­гающих его пластах и насыщающих их нефти, газе и воде;

геолого-физическую характеристику месторождения: строе­ние и данные об эффективных толщинах и распространении пластов и пропластков, данные о запасах нефти и газа, порис­тости, абсолютной и относительной проницаемости, вязкости нефти, газа и воды, смачиваемости коллекторов, начальном или текущем пластовом давлении и нефтенасыщенности;

данные гидродинамических исследований скважин (индика­торные кривые и кривые восстановления давления в скважинах, определение "скин-эффектов"), данные о дебитах и приемисто­сти скважин;

данные лабораторных исследований извлечения нефти и га­за из недр, теплофизические и физико-химические свойства пластов в соответствии с предполагаемой технологией нефте­извлечения;

обоснование выявления объектов разработки;

обоснование конструкции скважин, техники и технологии эксплуатации скважин, систем первичной переработки нефти и газа;

характеристику источников водоснабжения и газоснабжения;

обоснование экологической безопасности разработки место­рождения;

экономические характеристики вариантов разработки.

25. Чем отличается сетка скважин газовых месторождений от сетки нефтяных? Сетки скважин для разработки газовых залежей более редкие, чем для разработки нефтяных залежей. Тем не менее, геологическая неоднородность реальных газовых пластов, необходимость эксплуатации скважин с противодавлением (а также ограниченная пропускная способность скважин) вызывают необходимость бурения многих скважин для достижения проектных уровней добычи газа и высокой газоотдачи. Обычно при применяемых (фонтанных) способах эксплуатации вторжение воды в залежь осложняет условия разработки газовых залежей более, чем нефтяных. Проектирование разработки газовых месторождений также осуществляется на основе геолого-промыслового изучения залежей, газодинамических и технико-экономических расчетов. Рациональная разработка месторождения заключается в получении заданной планом добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях, т.е. в обеспечении наиболее полного извлечения запасов газа при минимальных затратах на 1 м3 добытого газа. При выделении эксплуатационных объектов на газовых многопластовых месторождениях учитываются в основном те же факторы, что и на нефтяных.

26. Как определяют уровень добычи нефти? Добыча нефти qж - основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча qm, приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и на­сыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах раз­работки.

27. Что такое показатели разработки? Технологические показатели разработки – рассчитанные с применением геолого-фильтрационной модели (ГФМ) в динамике технологические показатели рекомендуемого варианта разработки, включающие: отборы нефти, газа, воды; закачку воды и других агентов-вытеснителей: метраж и направление бурения, ввод в эксплуатацию и вывод из нее скважин всех видов; действующий фонд скважин всех видов; дебиты добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

28. Какие недостатки выявлены при применении законтурного заводнения? При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки — при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.

29. Каким образом можно обеспечивать неподвижность газонефтяного контакта при разработке нефтегазовых залежей? При разработке таких залежей давление в зоне отбора и законтурной зоне изменяется практически так же, как и при упруговодонапорном режиме, с несколько меньшим темпом за счет дополнительного вытеснения нефти выделяющимся растворенным газом. Пропорционально темпу падения давлення и начальному обьему газовой шапки из нее осуществляется необходимый (контролируемый) отбор газа. В практике разра­ботки нефтегазовых залежей допускались случаи неограниченного отбора газа вследствие нєдостаточной разведанности зале­жей (Елшанское месторождение), одновременного отбора нефти и газа с перемещением ГНК в сторону газовой шапки или неф­тяной зоны в связи с потребностьго в газе или при аварийном фонтанировании скважин (Урицкое, Нижне-Омринское месторождения), а также отбора нефти с расширением газовой шапки в начальний период разработки с целью оценки активности вод и упругого запаса газа (Коробковское, Анастасиевско-Троицкое и другие месторождения). Известно также применение законтурного или приконтурного заводнення для поддержания пла­стового давлення на уровне начального пластового давлення в зоне отбора или с его снижением (Жирновское месторожде­ние) либо с целью преобразования нефтегазовой залежи в нефтяную при большом соотношении поровнх объемов нефтяной и газовой частей (Бахметьевское месторождение). Главный не­достаток систем разработки с неподвижным ГНК — длительная консервация свободного газа газовой шапки.

30. Что такое технология разработки? Технология разработки нефтяных месторождений – это совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

Технология разработки – определяется механизмом, приводящим в движение нефть и газ в пласте. В природных условиях – это вытеснение нефти водой или газом, содержащимся в газовой шапке или выделяющимся из нефти. Эффективность технологии разработки характеризуется полнотой извлечения запасов нефти. С целью увеличения нефтеотдачи пластов применяют различные методы воздействия на них: закачку воды, газа, различных химических реагентов, теплоносителей, создание движущегося фронта горения и др.