- •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).
17)Подсчёт запасов нефти и свободного газа на поисково-оценочном этапе для пластово-сводовой залежи (исходные данные, методы определения подсчётных парамеров,формула).
Исходная геолог. инф-ия: открытое м-е или залежь, ПЗ по кат. С1, С2 в различном % соот-ии. Работы: бурятся и опро-ся ◊ скв, пров-ся ГДИ и ГИС, отбор керна, шлама, отбор проб пласт. флюидов.
Опред-е основных подсч-ых парам:
1.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.
3.hн/н. В разрезах пробуренных ◊ скв по данным ГИС (допускается определение hэф.н по аналогии с рядом расположенными объектами).
4.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.
5.Пересчетный коэф-т и ρн опр-ся по пробам нефти из первой пробуренной скважины (или по аналогии со свойствами флюидов рядом расположенных месторождений).
6.Рпл и Тпл (для газовых залежей) рассчит-ся с учетом глубины залегания центра тяжести залежи.По результатам замеров.
7. Z – сжимаемость – определяется по пробам газа,либо по аналогии.
Формула для ПЗ нефти и свободного газа по окончанию поисково-оценочного этапа.
18)Подсчёт запасов нефти и свободного газа на разведочном этапе (исходные данные, методы определения подсчётных парамеров,формула).
Исходная инф-я: промыш-но значимые м-я и залежи кат. С1, С2, подсч-е в соотн-ии 80% к 20%; ◊ скв, переведенные в развед; развед скв; развед, переведенные в ЭО (либо пробурены специально); по полному комплексу иссл-ий скв опред-ся основные геолого-промыш-ые и подсчетные параметры, необх-ые для составления тех схемы разработки.
Опр-е осн пар-ов:
1. 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 эти для залежи может быть достоверно установлена внешяя граница,нефтяная и водонефтяная зоны.
2. hэф.н опред-ся поинтервально с учетом кондиц зн-й пор-ти и поницаемости. В формулу hэф.н подставляется как средневзвешенное по площади залежи. Строится карта изопахит. 3. 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
4. Ө и ρн опр-ся как среднее арифм при кол-ве скв <20 или как средневзвеш по S при кол-ве скв > 20.
5.Рпл и Тпл рассч-ся с учетом глубины залегания центра тяжести залежи. Z – сжимаемость – опред по пробам газа.
Особенности ПЗ: 1.Кроме суммир-я запасов НЗ и ВНЗ подсчет ведется по отдельным пластам.
- для однородного коллектора.
2.Однородный кол-р и закономерное измен-е по площади залежи св-в Н:
3.Неоднородный кол-р и изм-е ФЕС по F
4.Неоднородный кол-р и закон-ное изм-е по F ФЕС и св-в Н
5.Неоднор кол-р и наличие коррел-х связей различной степени направленности м/у ФЕС и h пласта
6.Неоднор кол-р и наличие коррел-х связей м/у h и ФЕС + закономерное изм-е пар-в по F
7.Для газ залежей фор-лы аналогичны, но нет разделения на пласты.
8.В случа массивной залежи есть только знак суммы C1,C2.