- •П ластовые 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?
63.Текущая и накопленная добыча нефти.
Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части (пласта, блока, участка) характеризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная) и накопленная добыча нефти, газа, попутной воды.
Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разработки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования извлекаемых запасов принято называть динамикой соответствующих показателей разработки. При анализе разработки эксплуатационных объектов и при обобщении опыта разработки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.
Основные показатели разработки выражают в абсолютных единицах измерения
(добыча нефти, воды, жидкости в тыс. т,
добыча газа в млн. м3).
Для сравнительного анализа результатов разработки разных эксплуатационных объектов используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов.
Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выражают в процентах начальных извлекаемых запасов нефти.
Годовую добычу нефти, газа характеризуют, кроме того, темпом отбора остаточных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах остаточных (текущих) запасов.
Относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оценивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости (нефть+вода).
Полученную с начала разработки на определенную дату добычу нефти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (текущее нефтегазоизвлечение) и в процентах начальных извлекаемых запасов (степень использования извлекаемых запасов).
64. Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд?
Может и основными причинами являются:
1) Низкая проницаемость, высокая водонасыщенность
2) конусообразование массивных залежей
65. Зачем нужна система ппд?
Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.
Эффективная закачка, в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.
66.Для каких залежей применяется законтурное заводнение?
Законтурное заводнение дает значительный эффект, когда имеется не более четырех батарей скважин.
Благоприятными геологическими условиями для этого вида заводнения являются :
однородные коллекторские свойства пласта или их улучшение в периферийной части залежи;
малая относительная вязкость нефти;
высокая проницаемость коллектора ( 0,4 – 0,5 мкм 2 и более );
сравнительно однородное строение пласта;
небольшая ширина залежи ( 4 – 5 км).
При этих условиях эксплуатационные скважины располагают вдоль внутреннего контура нефтеносности кольцевыми рядами. При нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта.
При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи.
Отрицательные стороны применения законтурного заводнения
Для ряда залежей нефти, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, вторичные процессы, происходившие после формирования залежей в зоне ВНК привели к резкому ухудшению проницаемости вплоть до закупорки пор и по существу – к изоляции нефтяной залежи от законтурной области.
Отдельные исследователи, учитывая только гидродинамические соображения по выравниванию фронта продвижения закачиваемой воды, рекомендовали закладывать нагнетательные скважины на значительном отдалении от внешнего контура залежи ( 2 км и более). Такой подход не учитывал возможность выклинивания пластов или резкого ухудшения проницаемости в зоне, расположенной до границы нефтяной залежи. В этом случае вся нагнетаемая вода, которая должна продвигаться по этому пласту устремляется в законтурную область, не совершая абсолютно никакой полезной работы.
Заложение нагнетательных скважин на расстоянии от внешнего контура, учитывая, что каждый из ниже залегающих продуктивных пластов будет иметь меньшую площадь по сравнению с верхним и потому контуры по отдельным пластам перемещаются в направлении свода поднятия, все больше удаляясь от нагнетательных скважин. В этой связи будет ухудшаться эффективность законтурного заводнения для нижних пластов одного и того же горизонта.
Исследованиями А.П. Крылова, П.М. Белаша и др. по многим крупным залежам Волго-Уральской нефтегазоносной провинции установлено, что при расчете количества воды для поддержания пластового давления в залежах, в которых установлена хорошая связь с законтурной областью, необходимо принять расчетный коэффициент, равный 1,7 , т.е. из обычного количества нагнетаемой воды 70 % направляется в законтурную область. Почти такие же огромные потери, достигающие 70 % и более были определены Н.К. Праведниковым при законтурном заводнении Трехозерного месторождения в Западной Сибири.
При разработке крупных и очень крупных залежей нефти длиной 25 – 35 км и шириной 12 –15 км, с площадью нефтеносности 200 – 400 км2 и более принимали расстояние между скважинами в рядах 400 – 500 м , а расстояние между рядами батарей скважин 500 – 600 м. После продвижения фронта нагнетаемой воды к первому внешнему ряду эксплуатационных скважин проводилось наращивание четвертой и последующих внутренних кольцевых батарей скважин с отключением внешних обводнившихся ( нередко лишь частично) рядов скважин. Перенос фронта нагнетания и вынужденное поэтапное отключение батарей скважин обуславливали неполный отбор запасов и большую потерю нефти.
Для месторождений Западной Сибири характерны значительные площади нефтеносности, сравнительно слабая активность законтурных вод, высокие темпы отбора нефти. Поэтому законтурное заводнение характеризуется значительной потерей закачиваемых вод. Так для Мегионского и Усть-Балыкского месторождений эта потеря достигает 40 % и более. Для пласта БС 2-3 Усть-Балыкского месторождения, где нагнетательные скважины удалены от зоны отбора жидкости на 1,5 - 2–км, потери закачиваемых вод оказались значительными.
К недостаткам законтурного заводнения следует отнести также сложность обустройства объектов ППД, строительство системы водоводов большой протяженности по периметру месторождения.