- •1. Проектные документы, регламентирующие разработку нефтяных месторождений. Очередность принятия.
- •2. Цели, задачи геолого-промыслового контроля в период подготовки к разработке нефтяного месторождения. Состояние геологической модели залежи по окончанию данного периода.
- •3. Цели, задачи и методы геолого-промыслового контроля на I и II стадиях рнм
- •4. Цели, задачи и методы геолого-промыслового контроля на III и IV стадиях разработки нефтяного месторождения.
- •5. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. Основные цели и принципы регулирования разработки.
- •6.Потокодебитоетрия.Назначение метода. Способ проведения исследований. Интерпритация результатов. Методы термометрии скважин. Назначение ,проведение, интерпритация.
- •7. Фотоколориметрия. Закачка меченых веществ. Назначении проведение, интерпритация.
- •9. Гтм проводимые в рамках принягой сист разр
- •10. Гтм проводимые при совершенствовании системы разработки
- •11. Гтм, проводимые при коренном изменении системы разработки
- •12.Категории ресурсов d1 и d2.Выделение ресурсов этих категорий на нефтегазоносных объектах.
- •13.Категории ресурсов
- •14)Категории ресурсов c2 и c1. Выделение этих категорий на нефтегазоносных объектах.
- •15)Категрии a и b. Выделение этих категорий на нефтегазоносных объектах.
- •16)Сущность объёмного метода.Формула для подсчёта запасов.Суть коэффициентов.Единицы измерения.Понятие о подсчётном плане.
- •17)Подсчёт запасов нефти и свободного газа на поисково-оценочном этапе для пластово-сводовой залежи (исходные данные, методы определения подсчётных парамеров,формула).
- •18)Подсчёт запасов нефти и свободного газа на разведочном этапе (исходные данные, методы определения подсчётных парамеров,формула).
- •19)Подсчёт запасов нефти и свободного газа на разрабатываемых площадях (исходные данные, методы определения подсчётных парамеров,формула).
- •20)Подсчёт запасов газа растворённого в нефти.Подсчёт запасов пропана,бутана и других полезных компонентов.
- •22)Особенности подсчёта запасов нефти и свободного газа в сложнопостроенных коллекторах на разведочном этапе.
- •1. В залежах пластово-сводового типа
- •2. В литологических и стратиграфических залежах
- •4. Коллектор смешанного типа
- •25)Понятие о ресурсах и запасах (определение,факт различия этих понятий).Классификация запасов и ресурсов (схема соподчинения).
1. В залежах пластово-сводового типа
Qн.о=Σ Σ Σ F hэф.н(скв) k эф.пуст. (h) θ ρн
Qг.о=Σ Σ Σ F hэф.г.(скв) k эф.пуст.(h) Кt Кр
2. В литологических и стратиграфических залежах
(с построением карт изопахит)
Qн.о=Σ F hэфн (S) Кэф.пуст.(скв) θ ρн
Qг.о=Σ F hэф.г(S) Кэф.пуст. (скв) Кt Kp
При подсчете запасов в коллекторах трещинного, трещинно- порового и трещинно-кавернозного типа на стадии разработки составляются карты в изолиниях – произведение h эф.н. и k эф. пуст. Поэтому, в формулах ПЗ параметры толщина и коэффициент эффективной пустотности берутся как средневзвешенное по объему. Формулы для подсчета запасов соответствующие (см. выше).
4. Коллектор смешанного типа
Для ПЗ в коллекторах смешанного типа, где ёмкость определяется межзерновой пористостью, трещиноватостью и кавернозностью используются формулы для аналогичные формулам для ПЗ в коллекторах порового типа.
23)Способы определения площади залежи (как подсчётного параметра) на поисково-оценочном,разведочном этапах и на стадии разработки.
Поисково-оценочный этап:
Fз опред-ся на основе структ карты по ОГ с учетом коэф заполн ловушки, а также рез-ов бурения ◊ скв. Кроме того, после проведения в◊скв опроб-ния строят схему обоснования ВНК и опред-е абс.отм контакта. Полученные отметки наносят на карту кровли и подошвы и получают скорректированную границу залежи.
Разведочный этап:
Fз.Определяется по подсчётному плану. Конфигурация изогипс может быть уточнена с учетом пробуренных скв (карта по ОГ). Граница залежи уточняется по схеме обоснования ВНК, построенной по всем пробуренным скв. Уточняется положение зон замещ-я, выкл-я, наруш-й.В связи с этим для залежи может быть достоверно установлена внешяя граница,нефтяная и водонефтяная зоны.
Стадия разработки:
F- площадь. На данном этапе проводится уточнение площади залежи, а именно - более точное расположение границ выкл-я или зам-я кол-ра, а также выделение в пределах залежи участков кол-в, имеющих разную продуктивность.
а) определение границ выкл-я и лит-фац зам-я кол-ов можно опр-ть геометрически по методу экстраполяции градиента изменения мощности пласта. Расчет производится по профилю не менее чем из 3-х скважин.
G= H2-H1 / L1 - градиент изменения мощности
L0— (L1 /Δh ) * Н - положение точки выкл-я пласта (Δh=H2-H1)
б) опр-е границ распр-я кол-ов также м.б. проведено путем прослеживания изменения по Sз геофиз параметров αсп или ΔJγ (на основании кот опр–ись кондиц зн-я ФЕС прод пластов). Для этого составляется карта параметра αсп (или ΔJγ), на кот методом интерполяции проводится зн-е αсп критич (соответствующее мин допустимому значению пористости), разделяющее зону наличия или отсутствия кол-ров.
Для выд-я на картах зон различной продуктивности кол-ов исп-ся известные зав-ти αсп =f (qуд.), (как функция удельного дебита скв). Высокопрод-е инт-лы отдел-ся от низкопродук-х значением - αсп граничное. Границу НПК-ВПК определяют по линии наклона кривой. Затем обе границы коллектор-неколлектор и ВПК-НПК, переносятся на карты эффект и эф.н.н. толщин, на основе кот ведется расчет н-г/н Vз.
24)Особенности определения коэффициентов пористости инефтенасыщенности на поисково-оценочном,разведочном этапах и на стадии разработки.
Поисково-оценочный этап:
kоп.,kн рассчитываются по керну как среднеарифметическое из всех наблюдаемыхъ значений,выполненных в проницаемых интервалах (на качество значений влияет качество промывочной жидкости,буровой раствор,вязкость нефти).
По ГИС как средневзвешенное значение по толщине продуктивных интервалов для каждой скважины.
Разведочный этап:
При опред-ии кондиц зн-й исп-ся аналитические зав-ти м/у пор и прон (поскольку прониц-ть первоначально определять проще; существуют зав-ти м/у Кп и Кпр). Для опред-я кондиц зн-ий исп-ся 2 геофиз метода: ПС и ГК. .
1Опр мин рент дебит 2Стр-я зав-ть м/у αсп.гран и Кпр. 3 Зав-ть между Кпр и Коп
С тадия разработки:
пар-ры опр-ся аналогично опред-ию таковых на развед этапе. Особенностью опр-я подсч пар-ов яв-ся то, что они вычисляются для зон высокопрод-го и низкопрод-го кол-ра, а также для отдельных пропластков и нерасчлененных пластов.