- •8.7 Методика и принципы детальной корреляции, учет полученных результатов при разработке.
- •8.2 Методы построения карт поверхности коллекторов, их использование в нефтепромысловой практике.
- •9.4 Построение карт толщин. Методы интерполяции прерывистых пластов. Построение карт толщин неоднородных пластов. Построение карт характеризующих строение продуктивных пластов.
- •8.6 Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.
- •8.1 Изучение геолого-промысловых особенностей залежей по результатам эксплуатации скважин. Обобщение методов изучения нефтяных и газовых залежей, понятие о геолого-промысловой модели залежи.
- •8.4 Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы ее изучения.
- •8.10 Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.
- •8.25 Классификация запасов месторождений нефти и газа, категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсовнефти и газа, группы запасов.
- •9.10 Методы подсчета запасов нефти, обоснование параметров.
- •9.11 Методы подсчета запасов газа. Подсчет запасов газа, расворенного в нефти.
- •8.13 Порядок подготовки месторождения к разработке. Основные параметры учитываемые при проектировании разработки.
- •8.14 Понятие о разработке и о системах разработки. Стадии и этапы проектирования разработки. Требования предъявляемые к различным документам при проектировании разработки
- •8.16 Понятие и разработка многопластовых месторождений. Принципы выделения эксплуатационных объектов.
- •1.Геолого-промысловый этап
- •2.Технологические показатели
- •9.16 Системы разработки при естественных режимах.
- •8.18 Геологические факторы влияющие на характер размещения скв.
- •2) Неравномерные системы размещения добывающих скважин.
- •8.19 Содержание геологической части документов
- •1) Общая характеристика залежи.
- •2. Без поддержания Рпл
- •9.20 Особенн-ти разр-ки газовых и газоконден-х мест-ий.
- •8.20. Методы контроля за разработкой в начальный период разр-ки. Методы контроля за разр-ой после составления пр.
- •8.22. Понятие о регулировании разработки. Методы регулир-я раз-ки нефтяных и газовых залежей.
- •8.21. Понятие об охвате залежи разработкой. Коэффициент охвата вытеснением. Влияние на степень охвата геологических и технологических факторов.
- •9.27. Особенности разработки местор-ий Западной Сибири и мероприятия по повышению эффективности.
8.6 Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.
Кондиционные – это нижние значения пористости. проницаемости, эффективной толщины при которых получают промышленные притоки нефти и газа.
Основными параметрами, позволяющими оценить кондиционные свойства пласта является продуктивность и удельная продуктивность. Анализ данных для оценки кондиционных пределов начинается с исследования первых первых разведочных скважин по объекту разработки. Одновременно с установлением продуктивности пласта определяются его толщина, проницаемость, пористость и такие характеристики, как альфа СП, параметр, характеризующий глинистость пласта ( по гамма каротажу), отношение показаний микро-потенциал зонда и микро-градиент зонда ( чем больше это отношение, тем лучше пласт-коллектор)
Сначала проводится опробование в скважинах и определяется влияние того/иного коллектора на продуктивность скважины
К прод.уд.= Кпрод/Нэф
удельный коэффициент продуктивности
Устанавливается зависимость между коэффициентом продуктивности и коэффициентом проницаемости, а затем зависимость между логарифмом проницаемости и пористостью.
Для добывающих скважин устанавливается зависимость между коэфф. прод. и альфа СП, а затем между альфа СП и Кпр (альфа СП- прирост между изучаемым пластом и выбранным на диаграмме ГИС по кривой ПС
Р=Нэф*Lсп
Нконд=Нэф*Lсп
8.1 Изучение геолого-промысловых особенностей залежей по результатам эксплуатации скважин. Обобщение методов изучения нефтяных и газовых залежей, понятие о геолого-промысловой модели залежи.
Методы получения геологической информации делятся на прямые и косвенные
Прямые – которые позволяют непосредственно по образцам горных пород характеризовать литологию и коллекторские свойства данного пласта
- отбор проб нефти, газа пластовой воды
изучение керна
определение гранулометрического состава
петрографический состав ( текстура, структура)
по палеонтологическим остаткам флоры и фауны
палинология
физика пласта
характер насыщенности
тектонические явления
Косвенные
механический каротаж
газовый каротаж ( геохимические методы)
геофизические методы
гидродинамические методы
изучение с помощью дебитомеров, расходомеров
термометрические исследования скважин
непосредственно геолого-промысловые методы
Вся информация обобщается в виде необходимой геолого-промысловой информации, учитываемой при подсчете запасов и проектировании разработки.
Она делится:
-описательная
-качественная
-количественная
Описательная – описание месторождений, пластов, стратиграфия, тектоника, н/гносность, водоносность, описание прод. пласта.
Качественная – цифровая информация( св-ва флюидов, характеристика коллекторских свойств, значения пластовых давлений, газового фактора)
Количественная – та информация, которая образуется в виде карт, графиков, зависимостей, разрезов и т. д
На основании анализа и обобщении всей информации составляется модель залежи
Модель залежи – это комплекс карт, корреляционных схем, геолог разрезов, коллекторских свойств, характеристик пласта, которые позволяют создать воображаемую модель данной залежи.
Если построенная модель позволит нам максимально извлечь нефть или газ из недр – это будет свидетельствовать о решении геолого-промысловой задачи – создании модели залежи с максимальным извлечением флюидов