- •1) Цели задачи геолого – промыслового контроля разработки месторождений.
- •2) Виды исследований при проведении геолого – промыслового контроля
- •3) Статистическая модель залежей и ее обоснование.
- •4) Динамическая модель залежи и ее обоснование.
- •5) Проект разведки и его содержание
- •6) Проект пробной эксплуатации скважин и его содержание:
- •7) Технологическая схема и ее содержание.
- •8) Проект разработки и его содержание
- •9) Уточнение проекта разработки и авторский надзор за разработкой месторождения
- •10) Геологические предпосылки использования природных режимов при разработке месторождений.
- •11) Геологическая часть проектных документов
- •12) Исходные данные для составления проекта разработки
- •13) Виды системы разработки на природных режимах и методы их контроля
- •14) Особенности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений на природных режимах.
- •15) Методы контроля за текущим пластовым давлением , построение и анализ карт изобар.
- •16) Гидродинамические исследования их виды и анализ
- •17) Виды зависимостей и методы оценки фес коллекторов. Что такое скин эффект?
- •18) Оценка фес коллекторов по показателям разработки месторождения.
- •19) Методика проведения гидропрослушивания и использование данных при разработке
- •20) Виды исследования в скважинах опорной сети и в скважинах не входящих в опорную сеть.
- •21) Порядок разбуривания месторождений добывающими скважинами
- •22) Системы размещения нагнетательных скважин. Скважин.
- •23) Стадии разработки нефтяных месторождений и их характеристика:
- •24) Стадии разработки крупных и мелких газовых месторождений:
- •25) Классификация залежей по запасам
11) Геологическая часть проектных документов
Геологическая часть при проектировании включает следующее: 1)Комплекс графических карт и схем структурные карты по кровли и подошве пласта, карты пористости , проницаемости, толщины эффективные, общие толщины, нефтенасыщенные толщины, схемы корреляций, карты неоднородности, геологические профили. 2) цифровые данные по скважинам, характеризующие пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенные толщины, физико-химические свойства пластовых флюидов, термобарические условия, размеры залежей, балансовые и извлекаемые запасы.3) кривые характеризующие зависимость между геолого- промысловыми параметрами, в том числе зависимость физических- свойств от давления и температуры, характеристику фазовых проницаемостей, соотношение пористости и проницаемости. 4) текстовая часть(физико-географический очерк района работ, историю геолого-геофизического изучения работ по нас. Времени, стратиграфию, тектонику, нефтегазоносноть, которая кратко описывает все продуктивные пласты, кол лекторские свойства, пластовое давление, гидрогеологию и геокриология.
12) Исходные данные для составления проекта разработки
Для каждого месторождения при проектировании должны быть получены следующие данные:
Размеры и форма залежи по геологическому профилю структурным картам.
Поверхности тектонических нарушений, их альтитуды, границы выклинивания и замещений проницаемой породы.
Изучение неоднородностей, коллекторских свойств нефти, газонасыщенных толщин.
Критерии оценки продуктивности пластов их нижнее кондиционное значение пористости и проницаемости для того , чтобы исключить при подсчете запасов и проектировании участки с неколлекторами.
Дебиты нефти, газа, воды по скважинам коэффициент продуктивности, газовые факторы.
Качество нефти, газа, конденсата, воды и содержание в низ сопутствующих компонентов
Гипсометрическое положение контактов и их изменение во времени в процессе пробной эксплуатации.
Гидродинамическая связь между пластами, участками при блоковом строении, между блоками, а так же гидродинамическая связь с законтурной зоной, чтобы обосновать связь.
Обоснование подсчета запасов
Условия для эффективной разработки, т.е. в процессе пробной эксплуатации в зависимости от добычи нефти.
13) Виды системы разработки на природных режимах и методы их контроля
Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: — напор контурной воды под действием ее массы; — напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; — давление газа газовой шапки; — упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; — сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: — водонапорный, — упруговодонапорный, — газонапорный (режим газовой шапки), — растворенного газа, — гравитационный. В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой. Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей.