ГОСЫ МОЙ ГОРзс_10_НА ПЕЧАТЬ ШПОРЫ

Билет 31

31.1.Геолого-промысловое обоснование применения новых методов воздействия на нефтяные и нефтегазоконденсатные пласты.

Новые методы – все те методы, кот прим-ся для улучш-ия сост-ия разб-ки минуя методы ППД => к ним отн-ся:

1. физ-хим методы (закачка кислот, щелочей, ПАВ, мицелярных растворов)

2. тепло-физ методы (заккачка в пласт гор воды или пара. Снижается плотность, вязкость, увеличивается подвижность)

3. термохимич методы (сухое горение –закачивают кислород или воздух – при реакции с Н – горение, влажное горение – закачивают кислород или О2 с водой. )

4. смешение н. с различными растворителями, с УВ-ми газами

6. применение ГРП

7. Сайклинк процесс для конденсатных месторождений (добыв конденсат, отделяют от газа, газ закачивают обратно в пласт, конденсат становится подвижнее)

31.2. Ловушки нефти и газа. Их классификация по различным параметрам.

Ловушка – природный резервуар в виде породы коллектора, ограниченной малопроницаемыми породами, способная не только проводить, но и удерживать флюид.

Виды ловушек:

1. пластово-сводовые (наиболее распространенный тип)

2. ловушка с литологическим экраном (замещение прониц.пород на малопроницаемые)

3. тектонически экранированные

4. стратиграфически экранированные

5. массивные (возникают массивы в морях, океанах из кораллов и др., начинают перекрываться глинистыми или соляными флюидоупорами и образуются ловушки массивного типа)

Пластово-сводовая Литологически экранированная

Тектонически-экранированная. Стратиграфически экранированная

31.3. Методы расходометрии и потокометрии скважин.

Установление истинной величины работающей толщины эксплуатационных объектов имеет громаднейшее значение для установления отборов нефти, проектирования систем поддержания пластового давления. Кроме того, комплексная обработка дебитограмм и расходограмм позволяет определить величину коэффициента охвата при закачке воды в пласт с целью поддержания пластового давления. В то же время следует помнить, что величина работающей мощности с ростом депрессии будет увеличиваться. Для решения этой задачи привлекаются два типа дебитомеров: термоэлектрические - СТД-2; гидродинамические РГТ-1, РГД-2М. При интерпретации этих исследований по СТД-2 чётко выделяются работающие интервалы пласта толщиной до 0,4 м, но они не позволяют оценить характер распределения дебита по отдающим пропласткам. Небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти могут быть вообще не зафиксированы.

Приборы типа РГТ-1, наоборот, позволяют получить количественную характеристику профиля притока пластов, но с менее чёткой их фиксацией на диаграмме. Кроме того, эти приборы помогают выявить небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти.

Например, на одном из месторождений Западной Сибири были перфорированы пласты АВ2, АВ3, АВ4-5 Как показали исследования дебитомерами, из перфорированного интервала пластов, достигающего 40 м, работает только 10,8 м (верхняя часть пласта АВ4-5). Определение профиля притока в нагнетательных скважинах необходимо для установления истинных интервалов перфорации, оценки послойной неоднородности, прогнозирования выработки запасов из залежи, продвижения фронта закачиваемой воды и проектирования всех систем регулирования разработки эксплуатационных объектов. Исследования скважин глубинными расходомерами позволяют определить и сопоставить величины охвата пластов закачкой при нагнетании воды с аналогичными величинами при изучении профилей оттока по ближайшим эксплуатационным скважинам, а также следить за изменением динамики закачки воды во времени.

Например, при исследовании одной из нагнетательных скважин (пласты АВ2-3) расход воды составил 1450 м3/сут; интервал перфорации 1804-1841 м, 1849-1854 м. С помощью магнитного локатора муфт фактический интервал перфорации установлен в интервалах 1804,4-1841,8 м; 1849,6-1854,6 м. По данным РГТ-1 уход воды зафиксирован лишь в интервалах 1836-1837 м; 1837,8-1838,6 м; 1840,2-1841 м. Коэффициент охвата пласта заводнением составляет всего 0,049.

Установить истинную величину работающей мощности помогут новые приборы - дебитомеры РГД-4, РН-26, термодебитомеры Т-4, СТД-2, комплексные приборы "ПОТОК-5".

Следует заметить, что проводимые исследования профилей отдачи и притока на нефтяных месторождениях нашей страны позволяют сделать вывод о возможности изучения неоднородности нефтяных залежей, ориентировочной оценки рабочей толщины пластов, а также решения отдельных вопросов контроля и регулирования разработки.

1. Геологический контроль проходки скважин.

В процессе бурения должен осуществляться геологи­ческий контроль за проходкой скважины. Т.к. задачей буре­ния является установление и изучение в разрезе скважин нефтяных и газовых пластов, особое внимание должно уделяться появлению признаков нефти и газа (в процессе бурения следует производить отбор проб нефти и газа) и возможным осложне­ниям в процессе бурения в целях их предупреждения.

Геолог должен тщательно вести контроль за проходкой скважины. В процессе проходки скважины необходимо:

1) замерять кривизну ствола скв. бросовым аппаратом или инклинометром ч/з установл. интер-лы;

2) проводить электрокаротаж, радиоактивный каротаж и др. исследования (кавернометрию для замера диаметра ствола скв. перед спуском эксплуат. колонны, замеры температур электротермометром для определения фактической высоты подъема цемента после цементирования промежуточной и эксплуатационной колонн, отбор керна, если это требуется);

3) наблюдать за качеством бурового р-ра (путем отбора и исследования проб), интервалами ухода его и потерей циркуляции, интервалами, в кот. возникают обвалы, с целью принятия соотв. мер, появлением в растворе признаков нефти и газа (путем отбора проб нефти и газа для анализа);

4) производить испытание на закрытие воды и герметичность эксплуатационной колонны;

5) вести наблюдение за вскрытием нефтяного пласта и т. д.

Геолог должен вести детальное изучение всего геологического материала, получаемого в процессе бурения скважины в целях составления полноценного разреза скважины.

Внимательное наблюдение за процессом бурения скважины обес­печит проходку ее в соответствии с намеченным планом и поможет успешно выполнить намеченный геолого-технический наряд.

2. Построение карт, характеризующих строение продуктивных пластов.

Методика построения карт эффективных толщин весьма неоднородных продуктивных пластов заключается в следующем: Строятся карта 1-го и 2-го пропластка и накладываются одна на другую (совмещаются участки зон отсутствия коллекторов). На остальной части находят пересечение изопахит, точки пересечения - суммарная эффективная толщина. Дальше накладывается карта 3-го пропластка и т.д суммарная карта будет максимально отображать распределение эффективных толщин в пределах данного пласта.

3. Промысловая классификация подземных вод. Определение места притока воды в скважину.

Подземные воды почти всегда сопутствуют месторождениям нефти и газа. Пластовые воды окружают залежи нефти и газа, занимая пониженные части тех же пластов. Кроме того, в разрезах месторождений встречаются самостоятельные водоносные пласты, залегающие выше и (или) ниже продуктивных пластов.

Пластовые воды характеризуются определенной плотностью, вязкостью, минерализацией.

Подземные воды в зависимости от места залегания делятся на следующие группы: 1. почвенные воды - встречаются в верхней части земной поверхности, 2. верховодка - встречается в небольших линзах плотных пород, 3. грунтовые воды - залегают на водоупоре, связаны с реками, озерами, 4. напорные воды - приурочены к пластам, где в верхней и нижней частях есть водоупоры, 5. воды, приуроченные к тектоническим трещинам, разломам и т.д.

Промысловая классификация.

1.      воды, которые связаны с продуктивными пластами: а) которые непосредственно залегают в продуктивном пласте - краевые воды - это краевые (на крыльях структуры, залежи), подошвенные воды; б) которые залегают непосредственно в пределах пород коллекторов - это свободные воды, захваченные воды, связанные воды, захороненные воды.

2.      воды, которые не связаны с продуктивным пластом: а) верхние воды, б) нижние воды, в) промежуточные воды - которые залегают в виде водоносного пропластка в пределах данного продуктивного пласта, г) воды тектонических трещин или разрывных нарушений, д) технологические воды - которые закачиваются в пласт при поддержании давления, е) технические - которые попадают в пласт в процессе бурения скважин.

Для определения места притока воды в скважину используют следующие способы:

1.      с помощью конусного ведра. Воду оттартывают и опускают ведро в скважину.

2.      С помощью резистивиметра – он определяет сопротивление промывочной жидкости. Осуществляется отттартыванием или продавливанием. Сначала делаем запись резистивиметра. Оттартывание заключается в следующем: скважину промывают раствором, отличным по сопротивлению от жидкости в скважине, спускают резистивиметр и делают следующую запись, участок, где кривая отклоняется и есть место притока воды в скважину. Продавливание – промываем скважину жидкостью, отличающейся сопротивлением от жидкости в скважине, затем закачиваем жидкость, которая отличается от промывочной жидкости и снова делаем запись резистивиметром.

3.      С помощью термометрии. Промываем скважину жидкостью, которая отличается по температуре от жидкости, поступающей в скважину. Записываем кривую термометрии. Начинаем оттартывать и меряем снова. Участок, где кривая отклонится от первоначальной, и будет местом притока.

4.      Закачка в скважину радиактивных изотопов. Спускаем прибор в скважину и меряем.

5.      Использование комплекса ГИС: НГК, АК, ГК, ГГК.

4. Характеристика комплекса промысловых исследований с целью оценки режима залежей.

Выявление режима работы залежей – важный этап в общем комплексе работ по промышленной оценке залежей нефти и газа, подготовке их к разработке и осуществлению разработки.

Достоверная оценка промышленных запасов нефти и газа, научно обоснованное проектирование и осуществление разработки нефтегазовых залежей возможны лишь при уверенном прогнозе режима залежи. Поэтому естественный режим работы залежи необходимо оценить уже на стадии разведочных работ.

Для нефтяных залежей:

1.                  Место выхода пласта на поверхность. Проводятся региональные исследования.

2.                  Литологические исследования.

3.                  Наличие тектонических нарушений.

4.                  Динамика изменения Рпл от текущих и суммарных отборов.

5.                  Обводненность продукции.

6.                  Газовый фактор.

7.                  Падение Рпл ниже Рнас.

По аналогии с соседними месторождениями по полученным данным определяем режим.

Для газовых залежей:

Если темпы отборы будут одинаковыми, то режим – расширяющегося газа.

Если изменяется темп отбора и есть вода, то водонапорный или упруговодонапорный режим.

5. Вскрытие пластов, перфорация скважин, методы вызова притока, опробование скважин.

Вскрытие нефтяного или газового пласта (пересечение его скважиной в процессе бурения) имеет исключительно важное значение для освоения и последующей эксплуатации скважины. Технологию вскрытия пласта выбирают в соответствии с его геолого-физической характеристикой и физико-химическими свойствами насыщающих этот пласт флюидов.

6. Гидродинамические методы исследований скважин.

Они основаны на изучении динамики продвижения флюидов.

На основании изучения флюидов в пласте определяются коллекторские свойства, фильтрационные характеристики пласта. Эти методы подразделяются на 2 группы:

1.                  методы установившихся отборов

2.                  методы неустановившихся отборов.

1-й метод позволяет фиксировать забойные давления и дебиты нефти и газа на определенных режимах эксплуатации. На фонтанных скважинах режим эксплуатации определяется диаметром штуцера (небольшая металлическая болванка – патрубок, внутри которого растачивается отверстие диаметром 2, 4, 6, 8, 10, 12 и т.д. мм). Штуцер вворачивается на выкидной линии фонтанной арматуры.

В насосных скважинах рабочий режим устанавливается либо изменением числа качаний балансира, либо увеличением или уменьшением длины хода штока.

Забойное давление – давление на забое скважины, которое фиксируется с помощью глубинных манометров при том или ином режиме эксплуатации.

Перед началом цикла исследований производится замер пластового давления. Это внутреннее давление в пласте, которое фиксируется при остановке скважины на опорных, разведочных, поисковых, эксплуатационных скважинах.

По результатам измерений строится индикаторная диаграмма. По начальному прямолинейному участку индикаторной кривой определяется коэффициент продуктивности, который равен отношению суточного дебита нефти к депрессии: h=Q/DP

Коэффициент продуктивности показывает, на сколько изменяется дебит нефти при изменении давления на 1 атм.

Существует показатель удельной продуктивности (удельный коэффициент продуктивности), он равен отношению h к эффективной мощности пласта. При известных показателях продуктивности, депрессии, вязкости нефти, радиуса скважины, радиуса влияния скважины, степени и характера вскрытия продуктивного пласта перфорацией определеют коэффициент проницаемости пласта:

Так определяется первый фильтрационный параметр. Следующий параметр – гидропроводность: . Подвижность определяется по формуле: .

И проводимость: .

Определенные фильтрационные коэффициенты будут характеризовать призабойную зону пласта, поэтому они могут быть сопоставлены с параметрами пласта, которые определяются или по керну, или по данным промыслово-геофизических исследований.

2-ой метод – снятие кривых восстановления давления.

Фонтанная скважина останавливается, в нее опускают глубинный манометр с перепадом давлений в 0,001 атм. Строим кривую в координатах DР – lgt. DР характеризует степень наращивания давления во времени. Угол наклона конечного прямолинейного участка i – характеризует фильтрационную характеристику пласта.

Определяют фильтрационные показатели: 1. ,

2. гидропроводность, 3. подвижность, 4. проводимость.

Фильтрационные характеристики, рассчитанные по КВД, будут характеризовать удаленную зону пласта.

КВД можно записывать с помощью гидропрослушивания. Он заключается в наблюдении за изменением статического давления в простаивающих скважинах, при изменении отбора жидкости из соседних скважин, вскрывших тот же объект. По величине и характеру изменения давления в реагирующей скважине, по времени прихода возмущенной волны можно судить о многих геолого-физических свойствах пласта, и в частности, о гидропроводности и пьезопроводности.

Кроме того, с помощью гидропрослушивания определяется гидродинамическая связь:

1.                  между отдельными скважинами,

2.                  между отдельными частями продуктивного пласта,

3.                  между продуктивной и законтурной частями залежи,

4.                  между пропластками.

Также используют метод самопрослушивания. Измеряют изменение давления в зависимости от изменения отборов в одной скважине.

По результатам самопрослушивания рассчитываются фильтрационные характеристики пласта, устанавливаются литологические экраны, зоны начального положения контура Н-В, положение текущего контура Н-В.

7. Установление технологического режима скважин и в целом залежи.

Технологический режим залежи – установление на определенный период комплекса технологических показателей: дебит нефти, процент воды, жидкость, газовый фактор, Рпл, Рзаб, процент песка.

Сопоставляются все эти цифры при разных режимах и определяют оптимальный вариант.

Нормы режимов:

1.                  технические – возможность установления дебитов в зависимости от технических возможностей скважины. В том числе, на выбор варианта влияет пропускная способность призабойной зоны.

2.                  Технологическая норма – определяется технологической схемой или проектом разработки. Определяют максимально возможный дебит скважины в зависимости от технологического режима. Для нагнетательных скважин определяем максимальное количество жидкости, которое закачиваем в пласт (Q=Q_ж*b).

Для газовых скважин рассчитывается абсолютный свободный дебит. На определение нормы режима влияют пропускная способность призабойной зоны, диаметр труб, диаметр скважины.

Для насосных скважин учитываются при определении режима количество качаний и длина качаний.

8. Газовый, или режим расширяющегося газа. Подсчет запасов газа методом падения давления.

Напор расширяющегося газа – основная сила, движущая газ в пласте к эксплуатационным скважинам при этом режиме. Газовый режим проявляется в условиях частичной или полной изоляции продуктивной части пласта от водоносной (литологические замещения, тектонические экранирования).

Газовый режим чаще проявляется при разработке сравнительно небольших залежей с сильно неоднородными, нередко маломощными пластами.

Балансовые запасы свободного газа по падению давления - метод основан на том что дебит газа на единицу падения давления в разные годы разработки остается величиной постоянной.Qбал.= g(P ₀α ₀-P _остα _ост)/ Р_ст α _cт ,Где ,P ₀- среднее начальное давление в залеже (0,1 MПа или МПа); P _ост- давление в залеже, при устьевом (Р) давлении на устье в 0,1 МПа; α- поправка на сжимаемость реальных газов, равная 1/z, где z- коэффициент сверхжимаемости при соответствующем давлении расчитывается по таблицам коэффициент сверхсжимаемости Z можно рассчитать. g берем из графика, график строим в координатах P/Z – Q_{нак.отб..}

Применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации. Для ВНР данный метод неприменим, хотя при неэффективном ВНР (не> поступлении воды в пласт) ПЗ газа по этому методу все же возможен. За период разработки от первой до второй даты на 1 атм. падения давления добыча газа составила (в м³):

Q = (Q₂–Q₁)/(P₁–P₂)

Полагая, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины Р_к будет добываться то же кол-во (в м³) газа на 1 атм снижения давления:

V = (Q₂–Q₁)×( P₂×a₂–P_к×a_к)/( P₁×a₁–P₂×a₂),

где V – промышленный запас газа в м³;

a₁ и a₂ - поправки на отклонение от законов идеальных газов соответственно для давлений Р₁ и Р₂.

Метод подсчета по падению давления не требует знания S, мощности и пористости газоносного пласта, но неучет мощности и вообще объемной характеристики пласта приводит к большим погрешностям, особенно если давления в различных скважинах значительно отличается. Метод пригоден лишь для единой залежи, не разбитой на отдельные самостоятельные участки.

Для проверки возможности применения метода подсчета по падению давления рассчитывают кол-ва полученного из залежи газа на 1 атм падения давления (с учетом поправок на отклонение) в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, то метод может быть применен, если количество добытого газа на 1 атм увеличивается в последующие периоды – это указывает на наличие напора вод и вытеснение части объема газа → следует внести поправку на количество газа, вытесненное за данный интервал времени напором воды.

9. Группы, категории запасов месторождений.

А , В , С₁ – разведанные запасы. С₂ – предварительно оцененные запасы, С₃ –перспективные ресурсы, Д₁ , Д₂ – прогнозные ресурсы. Д₂ – ресурсы, предполагаемых литолого-стратиграфических комплексов, продуктивность которых на дату подсчета запасов не выявлена ( в структурах 1 порядка)т объект исследования предполагаемый Н,Г - носный бассейн, структура 1 порядка, в разрезе есть осадочный чехол или литолого-стратиграфический комплекс. Д₁ - ресурсы, предполагаемых литолого-стратиграфических комплексов, Н, Г – носность которых выявлена на структуре 1 порядка. Объект исследования структура 2 порядка, или группа локальных структур в разрезе предполагаемый Н,Г - носный комплекс. С₃ –определяется по пластам и горизонтам не вскрытых бурением, но продуктивных в данной структурно – фациальной зоне. Объект исследования – ловушки, подготовленные для глубокого бурения в пластах, продуктивных на соседних месторождениях, в данной структурно – фациальной зоне. На разведанных и эксплуатируемых площадях по нижележащим горизонтам и пластам не вскрытым бурением, но продуктивных на месторождениях данной структурно- фациальной зоны. С₂ – определяются на площадях, прилегающим к запасам более высоких категорий на вскрытых бурением куполах многокупольных залежей, по вышележащим и промежуточным пластам, но не подготовленных к разработке. С₁ – запасы разведанные т.е. подготовленные к разработке, получены промышленные притоки Н, площадь нефтеносности установлена по данным бурения и опробования, коллекторские свойства их неоднородность, физ св-ва, хим св-ва установлены, и другие параметры в степени, необходимой для проектирования разработки (Тех схемы). В – запасы, изученные разведочными и эксплуатационными скв-ми, пробуренными в соответствии с тех схемой разработки, по первоночально редкой сетке скв-н. А - запасы, изученные разведочными и эксплуатационными скв-ми, пробуренными в соответствии с тех схемой разработки и проектом разработки, считают для определения невыработанных запасов на дату подсчета для уточнения коэф-та нефтеизвлечения. Для ввода залежи в разработку необходимо С₁ > 80%, С₂ < 20%. Группы запасов делятся : на балансовые запасы, разработка которых в на­стоящее время экономически целесообразна, и забалансо­вые запасы, разработка которых в настоящее время нерента­бельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем. В балансовых запасах выделяются извлекаемые запасы, т. е. запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии. По величине извлекаемых запасов Н и балансовых Г уникальные >300 млн т нефти или 500млрд м³ газа, крупные от 30 - 300 млн т нефти или 30-500млрд м³ газа, средние от 10 -30 млн т нефти или 10-30млрд м³ газа, мелкие менее 10 млн т нефти или 10млрд м³ газа..

10. Объемный метод подсчета запасов нефти и газа. Обоснование подсчетных параметров,

Объемный метод основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условия залегания нефти в них. Сущность метода: определение массы нефтей, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти.

При подсчете запасов нефти используется следующая формула:

Q_извл = F×h×k_п×k_н×η×ρ×θ,

где Q_извл – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

k_п – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

k_н – коэффициент нефтенасыщенности;

η – коэффициент нефтеотдачи;

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.

F×h – объем залежи; F×h×k_п – поровый объем залежи (суммарный объем открытых пор, слагающих залежь); F×h×k_п×k_н – нефтенасыщенный объем пласта (объем нефти в порах пласта); F×h×k_п×k_н×η – объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность при существующих способах разработки залежи; F×h×k_п×k_н×η×θ – объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия; F×h×k_п×k_н×η×ρ×θ – запасы нефти в тоннах, которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (промышленные или извлекаемые запасы).

Q_извл = Q₀ ×η,

где Q₀ – балансовые запасы (начальные геологические) – запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

F – определяется на основании данных об а. о. ВНК и о положении контуров нефтеносности. Для установления контуров нефтегазоносности необходимо тщательное определение положение ВНК (по результатам опробования скважин и данным исследования керна). При значительной геолого-физической неоднородности продуктивного горизонта и наличии переходных зон условное положение ВНК принимается на уровне а. о. нижних дыр перфорации скважины, давшей при опробовании чистую нефть с самыми низкими гипсометрическими отметками.

h – определяется по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов. Для определения h необходимо оценить эффективную мощность (мощность части разреза представленного коллекторами промышленного значения – те породы-коллектора, способные при существующих технических и технологических условиях эксплуатации отдавать нефть или газ в промышленных количествах).

k_п – определяется на основании анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивного разреза. Однако вынос керна не всегда производится, поэтому используют результаты промыслово-геофизических методов (электрометрия, радиометрия, акустика).

k_н – степень насыщения порового пространства пород нефтью. Определяется лабораторными методами (метод центрифуги, полупроницаемых мембран и т.д.) и методами промысловой геофизики. k_н = 1 – k_в (k_в – коэффициент водонасыщенности).

11. Подготовка месторождений к разработке, проведение промышленной разведки.

Месторождения вводятся в разработку после утверждения запасов. Обоснованием ввода в разработку служит проект разработки или техсхема.

Перед вводом в разработку нужно выделить ЭО, определить сетку скважин и т.д.

Промышленная разведка – это проведение разведки перед разработкой, доведение до готовности к эксплуатации, готовим проект разработки, техсхему, оптимальная сетка скважин.

Проведение пром.разведки сводится к получению надежных параметров, размещению скважин (площадные сетки, профили, кольцевые системы).

Также проводится уточнение положения ВНК.

12. Основные параметры, учитываемые при проектировании разработки, методы их подготовки, пробная эксплуатация.

Порядок подготовки месторождения к разработке - *отчет о проведении поисково- разведочных работ * подсчет запасов *должен быть тендер аукцион на продажу лицензионного участка * земельный отвод,*горный отвод * пробная эксплуатация *опытно –промышленная эксплуатация *техническое задание на проектирование разработки *принципиальная схема разработки месторождения *генеральная схема разработки месторождения * генеральная схема обустройства месторождения *техническое задание на составление проекта разработки * проект разработки * проект доразработки * авторский надзор за разработкой * анализ за разработкой. Основные параметры учитываемые при проектировании разработки -* эффективная толщина * депрессия на пласт ▲Р = Р_пл – Р_заб * проницаемость* запасы Н. Системы разработки ТатНИПИН и СибНИИНП

Основные параметры, учитываемые при проектировании разработки:

                                                                                                                                                                       η - ср коэф прд по залежи,

                                                                                                                                                                                                        Nо –общее количество скв. на дату подсчета,

                                                                                                                                                                                                        депрессия (Р_{пл наг} - Р_{пл доб}),

                                                                                                                                                                                                        К_экс- коэф эксплуатации,

                                                                                                                                                                                                        365 дней в году,

                                                                                                                                                                                                        γ- учитывает взаиморасположение скважин по площади залежи.

На этапе пробной эксплуатации на месторождении осуществляются следующие мероприятия:

· Выявление энергетической характеристики залежи

· Определение пластового давления

· Проведение комплекса гидродинамических исследований

· Определение технологического режима залежи

· Режима закачки

· Определение коэффициента продуктивности, приемистости