- •Клас-ция и назнач-е мет-ов повыш н-отдачи пластов и интенсиф-ции добычи нефти
- •Общая хар-ка и виды гд-методов увелич. Н-отдач. Пластов
- •2) Форсированный отбор
- •Метод нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков
- •Технология впг. Основные параметры процесса впг. Инициирование горения в пласте. Хар-ка зон в пласте. Разновидности впг.
- •Инициирование горения
- •Закачка растворителей в пласт Причины неполного вытеснения нефти водой:
- •Физические основы применения тепловых методов для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов.
- •Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочетании с пав и полимером.
- •Осн. Задачи и способы регулирования рнм. Классификация методов регулирования рнм.
- •Полимерное заводнение. Разновидности и опыт применения.
- •Понятие о науке рнм и её связь со смежными дисциплинами. Краткая история развития теории и практики рнм.
- •Объект разработки. Выдел-е объектов разработки. Примеры
- •14.Классификация и хар-ка систем разработки и условия их применения. Примеры
- •1)Законтурное
- •2) Приконтурное зав-е.
- •3) Внутриконтурное зав-е
- •15. Виды пластовой энергии. Режимы работы пластов
- •16. Показатели рнм и их хар-ки
- •17. Показатели ввода месторождения в разработку. Стадии рнм. Примеры
- •18.Модели пластов и их типы.
- •19. Детерминированная модель пласта.Вероятностно-статистическое описание модели слоисто-неоднородных пластов
- •Случайные величины
- •20. Кин. Формула Крылова.Факторы влияния на кин
- •21.Свойства горных пород и пластовых флюидов
- •22. Проявление упругого режима. Основная формула упругого режима (по Щелкачеву в.Н.)
- •23. Уравнение материального баланса. Упругий запас пласта.
- •Уравнение материального баланса
- •24. Режим растворенного газа. Разновидности режима (режим чисто рас-го газа, смешанный режим, газонапорный режим)
- •26. Закон Дарси. Относительные фазовые прониц-ти и капиллярное давление.
- •27. Функция Бакли-Леверетта. Характерные точки.
- •28. Основные этапы, порядок составления и основное содержание технологических проектов по рнм.
- •29. Методика определения технологической эффективности мун
- •1. Определение технологической эффективности мун с использованием технологической схемы
- •2. Оценка технологической эффективности мун методом прямого счета
- •4. Особенности определения тэ современных гидродин-их мун
- •30. Вытеснение нефти из трещиновато-поровых коллекторов.
- •31. Методика ТатНипИнефть расчета показателей рнм.
- •Расчетные формулы
- •32. Методика расчета технологических показателей разработки с использованием характеристик вытеснения.
- •33. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
- •Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода со2
- •2. Непрерывное нагнетание углекислого газа.
- •Основные недостатки метода:
- •34. Закачка водных растворов пав для увеличения нефтеотдачи пластов.
- •При опз улучшается приемистость нагнетательных скважин, что важно для слабопроницаемых коллекторов;
- •35. Достоинства и недостатки метоов увеличения нефтеотдачи.Критерии применимости мун.
- •1. Тепловые методы:
- •36. Микробиологические мун
- •37.Плотность сетки скважин.Стадии рнм.
- •38. Рядная и площадные системы располоения сквжин.Преимущества и недотатки
- •39. Упруговодонапорный режим.
16. Показатели рнм и их хар-ки
Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.
динамика накоплен. добычи нефти
начальные балансовые запасы (НБЗ):
где: К – пересчётный коэффициент; Sн – нефтенасыщенность;
темп отбора:
Максимальный темп – 4-5%.
1) конечный КИН
2) КИН
3) темп отбора от ТИ3
4) темп отбора от НИЗ
динамика измен. накоплен. доб.неф, % от НИЗ
17) давления нагнетания для нагн. скв. и забойные давления для добывающих скважин;
18) распределение скважин по способам эксплуатации.
19) распред. темпер. в пласте
17. Показатели ввода месторождения в разработку. Стадии рнм. Примеры
Мест-е вводится в разработку не сразу, а постепенно согласно плану (ковру) бурения. При этом темп ввода месторождения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количественной оценки влияния этого темпа будем считать, что за промежуток времени в разработку вводится некоторое число элементов системы nэ. Если в элементе извлекаемые запасы нефти равны Nэ, а число скважин nэ, то параметр А. П. Крылова для одного элемента составит:
Nэ кр = Nэ / nэ.
Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через (). Имеем:
() = nэ / .
Получим:
Nэ = Nэ кр nэ = Nэ кр ().
Введем понятие о темпе разработки элемента zэ(t), равном отношению текущей добычи нефти из скважин элемента к извлекаемым запасам нефти в данном элементе, так что:
Zэ() = qн э ()/Nэ.
Темп разработки элемента изменяется во времени. Если за момент к некоторому моменту времени t в разработку было введено nэ элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:
qн = Nэzэ (t - ) = Nэ кр () zэ (t - )
В формуле темп разработки элемента zэ берется средним за промежуток времени t - . Для того чтобы определить добычу нефти из месторождения в целом к некоторому моменту времени t, необходимо в формуле рассматривать ее изменение за бесконечно малый отрезок времени d, а затем перейти к интегралу в пределах от = 0 до = t. Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t определится следующим образом:
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 продукции скважин при водонапорном режиме. 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.
18.Модели пластов и их типы.
Модель пласта — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.
Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и газа всегда характеризуются определенными математическими соотношениями.
Типы моделей пластов
Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород — различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.
Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов — наличие в них трещин, т. е. трещиноватость пластов.
При разработке месторождений эти особенности нефтегазоносных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа.
Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.
Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. При расчете данных процессов разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.
Вероятностно - статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К ним относятся следующие:
1. Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Иногда пласт считают анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали.
2. Модель слоистого пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью mi и проницаемостью ki. При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах mi и проницаемостью в пределах ki, составляют часть hi
3. Модель трещиноватого пласта. Если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которых равны l*, разделенных щелями шириной b*.. Реальный пласт при этом может иметь блоки породы различной величины и формы, а также трещины различной ширины.
4. Модель трещиновато-пористого пласта. В реальном пласте, которому соответствует эта модель, содержатся промышленные запасы нефти как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницаемых. Эта модель также может быть представлена в виде набора кубов с длиной грани l*, разделенных трещинами со средней шириной b*. Фильтрация жидкостей и газов, насыщающих трещиновато-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам
Степень неоднородности пластов количественно выражают через коэффициенты песчанистости, расчлененности, распространения по площади, замещения и слияния, коэффициента вариации.
Под коэффициентом песчанистости подразумевают среднее значение отношения эффективной нефтенасыщенной толщины к общей толщине пласта.
Под коэффициентом расчлененности подразумевается отношение числа пластов, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин.
Коэффициент распространения (прерывистости) по площади Кs равен отношению площади распространения коллекторов к площади залежи в пределах внешнего контура нефтеносности.
Коэффициент замещения или отсутствия коллектора равен
Кз=1- Кs
Коэффициент связанности характеризует отношение площадей зон слияния между двумя смежными пластами-коллекторами к площади распространения коллекторов.
Обычно коэффициент связанности определяется как отношение числа случаев слияния между двумя смежными пластами-коллекторами к количеству скважин, где эти два пласта присутствуют.