- •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).
7. Фотоколориметрия. Закачка меченых веществ. Назначении проведение, интерпритация.
Фотоколориметрия. Метод фотоколорометрии основан на определении коэффициента светопоглощения нефти ксп, который зависит от содержания в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). ксп нефти определяют путем исследования небольшой по количеству пробы нефти (несколько кубических сантиметров), отобранной на устье скважины, с помощью фотоколориметра. Обычно ксп увеличивается от свода к переферии и от кровли к подошве, так что на основании проб можно проследить движение жидкости в пласте. А так же при разработке многопластовых объектов, зная ксп в каждом пласте можно определить удельные дебиты каждого пласта.
Закачка меченного вещества радиоактивных изотопов). Используют в негнетающих скважинах. В скважину вводят меченное вещество, которое оседает в пустотах и адсорбируется самой горной породой; после ствол скважины промывают, а за тем регистрируют работающие пласты методами ГК и ИНК. Так же можно контролировать качество цементирования колонны, по наличию перетока в неперфорированные пласты. Недостаток- дает только качественную картину.
8. Метод трассирующих индикаторов. Назначении проведение, интерпретация. Гидрохимические методы.
Метод трассирующих индикаторов. При контроле разработки весьма перспективно применение трассирующих индикаторов (меченых веществ), закачиваемых в пласт с нагнетаемым энергоносителем (водой). Метод меченого вещества позволяет судить о направлении и скорости движения закачиваемого флюида, определять гидродинамическую связь между отдельными пластами многопластового объекта, получать сведения о степени промытости разных пластов и т. п.
Гидрохимические методы исследования попутных вод проводятся по анализам глубинных проб. Для этого используются наиболее стабильные химические вещества в составе пластовых вод - ионы хлора, натрия, реже - сульфат-ион,из микрокомпонентов - изотопы радия. Метод служит для определения направления фильтрационных потоков, т.е., дает информацию об источниках поступления воды в добывающую скважину и о характере ее передвижения в пласте. Метод наиболее эффективен при исследовании продукции скважин, обводняющихся пластовой водой (в залежах, работающих без применения ППД) или в случае использования приконтурного и законтурного типов заводнения( ввиду существенного различия по химическому составу пластовой и закачиваемой вод)
9. Гтм проводимые в рамках принягой сист разр
1. Установление оптимального технологического режима работы добывающих и нагнетательных скважин
Главный показатель режима работы скважин - обоснование норм отбора нефти из каждой скважины.
Установление режима работы скважин предусматривает распределение плановой добычи нефти между всеми добывающими скважинами на объекте. Поскольку в процессе разработки нефтегазонасыщенность пластов изменяется, то в режимы работы скважин вносятся необходимые изменения, для обеспечения оптимальной их работы в изменившихся условиях.
В нагнетательных скважинах важную роль играет нормирование закачки воды по скважине и по пласту в целом. Основной принцип нормирования - закачка в соответствии с заданным отбором, т.е. объем закачиваемой воды должен компенсировать объем отбираемой жидкости.
2. Обеспечение оптимального вскрытия и эффективный выбор интервалов перфорации
Правильный выбор интервалов перфорации позволяет создавать благоприятные условия для движения нефти, сокращать объемы попутно добываемых вод. При обосновании интервала перфорации исходят из следующего: для повышения охвата разработкой необходимо максимальное вскрытие нефтенасыщенной толщины разреза, а для продления безводного периода работы скважин - целесообразно вскрывать только часть нефтенасыщенной толщины. Выбор интервалов перфорации целиком зависит от геологического строения объекта.
3. Воздействие на призабойную зону пласта.
Состояние ПЗП оказывает значительное влияние на процесс выработки запасов. В процессе бурения фильтрационные свойства пластов заметно ухудшаются из-за промывки забоя скважины глинистым раствором во время его вскрытия, последующее освоение скважины может восстановить, а может и не восстановить естественную проницаемость пластов. Для этого при окончании бурения при необходимости повышения приемистости (продуктивности) скважины следует проводить обработку ПЗП: кислотами, ПАВ, гидроразрыв, с учетом состояния ПЗП и скважины. В процессе дальнейшей эксплуатации обработка ПЗП неоднократно повторяется.
4.Применение одновременно -раздельной эксплуатации пластов в скважине.
При наличии пластов с различной проницаемостью их раздельная эксплуатация, создаст условия для независимого регулирования их работы. Особенно для нагнетательных скважин- где для пластов разной проницаемости необходимо разное давление нагнетания.
5. Ограничение непроизводительных отборов попутной воды. Примеры: прекращение эксплуатации добывающих скважин при достижении ими предельной обводненности., изоляция обводнившихся пластов и интервалов, прекращение нагнетания воды в заводненный пласт.