ExplorationSummary

Question 1

Что изображено на рисунке?

Answer 1

Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв
при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:
1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 - значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Question 2

Как называют совместно первую, вторую и третью стадии разработки?

Answer 2

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом
разработки.

Question 3

Чем характеризуется четвертая стадия разработки?

Answer 3

малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% );
- большими темпами отбора жидкости Тдж
(водонефтяные факторы достигают 0,7 - 7 м3/м3);
- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост
составляет около 1%);
- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда
скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4  0,7 от макси-мального, снижаясь иногда до 0,1);
- отбором за период стадии 10  20% балансовых запасов нефти

Question 4

В каком случае применяют площадное заводнение?

Answer 4

Площадное заводнение применяется как вторичный метод добычи нефти при
разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой
энергии в значительной степени израсходованы, а в недрах есть значительное кол и-чество нефти. Закачка воды в пласт осуществляется через систему нагнетательных
скважин, расположенных равномерно по всей залежи.

Question 5

Что является основными документами при разработке?

Answer 5

Основными документами служат технологическая схема разработки и про-ект разработки.

Question 6

Для чего нужна технологическая схема?

Answer 6

Технологическая схема разработки определяет предварительную
систему промышленной разработки эксплуатационного объекта, на основе данных
его разведки и пробной эксплуатации.

Question 7

Что предусматривает проект разработки?

Answer 7

Проект разработки предусматривает ком-плекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа
из недр, контролю за процессом разработки, обеспечению безопасности населения,
охране недр и окружающей среды.

Question 8

Что такое эксплуатационный объект?

Answer 8

Под эксплуатационным объектом понимают продуктивный пласт, часть пласта
или группу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин.

Question 9

Как называют степень вовлечения объема эксплуатационного объекта в разработку? Как именно находится?

Answer 9

Степень вовлечения объема эксплуа-тационного объекта в разработку характеризуется коэффициентом охвата залежи
разработкой Kохв.р, представляющим собой отношение части эффективного объема
эксплуатационного объекта Vохв.р, включенной в процесс дренирования под воз-действием всех видов энергии, которыми она располагает, к общем эффективному
объему залежи (объекта)

Question 10

Что такое коэф. охвата вытеснением?

Answer 10

Коэффициент охвата вытеснением Кохв. выт представляет собой отношение
части эффективного объема залежи (эксплуатационного объекта) Vохв.выт, участ-вующей в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к общему эффек-тивному объему залежи (объекта) Vобщ:
Кохв.выт = Vохв.выт/Vобщ

Question 11

Какие виды коэф. охвата вытеснения различают?

Answer 11

Различают коэффициент охвата по мощности и коэффициент охвата по площади.

Question 12

Почему при заводнении площадь часто делят, а не заводняют(?) сразу всю?

Answer 12

При совместном освое-нии пластов вода поступает только в те пласты, для которых применяемое давление
нагнетания воды оказывается достаточным. Все сказанное объясняет тот факт, что
при разработке многопластовых объектов коэффициент охвата их процессом вытес-нения по мощности имеет значения, меньшие единицы. Это снижает величину ко-эффициента охвата объекта в целом.

Question 13

Какой способ у нас сейчас широко используется для прогноза Кохв.выт?

Answer 13

В настоящее время наиболее широко используется способ прогноза Кохв.выт,
предложенный Ю. П. Борисовым, В. В. Воиновым, 3. К. Рябининой. Способ основан
на разделении всего нефтенасыщенного объема пласта на непрерывную часть Vн
полулинзы Vпл и линзы Vл

Question 14

Что на карте распространения коллекторов относят к непрерывной
части пласта?

Answer 14

На карте распространения коллекторов к непрерывной
части пласта относят участки залегания коллекторов, имеющие не менее чем два вы-хода к контуру питания, т. е. ограниченные не менее чем с двух сторон линиями
нагнетания и получающие воздействие с противоположных сторон.

Question 15

Что на карте распространения коллекторов относят к линзам?

Answer 15

К линзам
относят изолированные участки пласта-коллектора, окруженные со всех сторон
непроницаемыми породами и не выходящие на линии нагнетания.

Question 16

Что на карте распространения коллекторов относят к полулинзам?

Answer 16

К полулинзам
относят участки коллекторов, прилегающие к одной линии нагнетания, вследствие
чего воздействие на них может осуществляться только с одной стороны.

Question 17

Какие допущения используют для прогнозирования заводнения линзовым методом?

Answer 17

При прогнозировании Кохв.выт исходят из следующего допущения. Непрерыв-ные части пласта, где вытеснение нефти водой происходит по встречным направле-ниям к расположенному посередине стягивающему эксплуатационному ряду, будут
охвачены этим процессом полностью. В полулинзах вытеснение происходит только
в одном направлении со стороны разрезающего ряда. При этом между последним
рядом добывающих скважин и границей распространения коллекторов будут оста-ваться участки, не вовлекаемые в разработку. Поэтому полулинзы окажутся охваче-ны вытеснением не полностью. В линзах вытеснения происходить не может, поэто-му они остаются вне границ охвата вытеснением.

Question 18

Как определяет коэф. охвата заводнением Саттаров?

Answer 18

При этом прогнозный коэффициент охвата пласта вытеснением определяется по
формуле:
Кохв = 1 - L/2F
где L—общая длина границ распространения коллекторов изучаемого пласта в пре-делах залежи; —принятое расстояние между добывающими скважинами; F—
площадь распространения коллекторов в пределах залежи; L/2F—коэффициент
потерь за счет неполного охвата пласта воздействием.

Question 19

На что заменяют вытяутую овальную залежь, имеющую соотношение короткой и длинной осей a : b<1:3?

Answer 19

Вытянутая овальная залежь, имеющая соотношение короткой и длинной осей a : b<1:3, в расчетах заменяется
равновеликой по площади полосой. На полосе ряды эксплуатационных скважин п а-раллельны

Question 20

На что заменяют овальную залежь, имеющую соотношение осей 1 : 3 < a : b < 1 : 2?

Answer 20

Овальная залежь, имеющая соотношение осей 1 : 3 < a : b < 1 : 2 , должна быть
в расчетах заменена равновеликим по площади кругом, имеющим тот же п е-риметр контура нефтеносности, что и на карте.

Question 21

Зачем отключают обводненные скважины?

Answer 21

В условиях непрерывного пласта нецелесообразно эксплуатировать скважины
внешних рядов до полного их обводнения, так как они экранируют передачу пласто-вой энергии внутренним рядам, находящимся в данное время в чисто нефтяной зоне
пласта, а обводненность продукции скважины будет весьма большой.

Question 22

Что такое контур питания?

Answer 22

За контур питания в условиях водонапорного режима принимается линия, соот-ветствующая выходам пласта, откуда он пополняется поверхностными водами, или линия, на которой расположены нагнетательные скважины.

Question 23

Что принимают за контур питания в условияз газонапорного режима?

Answer 23

В следствии быстрого перераспределения
давления в газовой шапке в условиях газонапорного режима за контур питания мо-жет быть принят газонефтяной контакт.

Question 24

Что такое приведенный контур питания?

Answer 24

Таким образом, приведенным контурам питания называется расчетный контур ,
по которому можно определить средний дебит рядов скважин и среднюю скорость
перемещения контура нефтеносности на каждом этапе разработки в предположении,
что вязкости нефти и воды (газа) одинаковы и проницаемость пласта постоянна.

Question 25

Что такое этап разработки?

Answer 25

За этап разработки
принимается промежуток времени, в течении которого контур перемещается с
начального положения до первого ряда скважин или от ряда обводнившихся выклю-ченных скважин до следующего ряда работающих скважин.

Question 26

Зачем нужен резервный фонд скважин?

Answer 26

При проектировании следует предусмотреть резервный фонд скважин. Эти
скважины должны быть пробурены на последних этапах разработки для извлечения
оставшихся запасов нефти на участках, где она осталась вследствие фациальных
особенностей пласта.

Question 27

Что такое режим работы нефтяной залежи?

Answer 27

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления дви-жущих сил взамен, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплу-атационных скважин.

Question 28

Какие бывают режимы работы залежи?

Answer 28

Различают следующие режимы: водонапорный, упругий и упруговодонапор-ный, газонапорный или режим газовой шапки, газовый или режим растворенного га-за, гравитационный, смешанный.

Question 29

Охарактеризуйте водонапорный режим.

Answer 29

Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к сква-жинам под напором краевых (или подошвенных) вод. Практикой установлено, что активный водо-напорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь
50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до
начала разработки.

Question 30

Что является коэф. эффективности разработки залежи?

Answer 30

Показателем эффективности разработки залежи является так называемый коэф-фициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к об-щим балансовым) запасам ее в пласте.

понятие «коэффициент нефтеот-дачи» является , по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых
запасов, извлечение которых экономически целесообразно. Физически возможная
добыча нефти из залежей может быть несколько больше.

Question 31

Охарактеризуйте упруговодонапорный режим.

Answer 31

Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором
пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого
расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы м о-гут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим пр а-вильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного
режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным ис-точником энергии залежи.

По сравнению с водонапорным режимом
упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефт е-извлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более.

Question 32

Охарактеризуйте газонапорный режим.

Answer 32

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда
основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом
случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, нахо-дящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличии от
водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей зале-жи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в по-ниженные части залежи.

газ прорывается к скважинам, располо-женным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также
эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа при-водят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении
притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой сква-жин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, вы-ходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить
эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапор-ным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6.

Question 33

Охарактеризуйте режим растворенного газа.

Answer 33

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавли-вается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяюще-гося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой
является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде
мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается,
пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления,
т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть.

Коэффи-циент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Question 34

Что является показателем эффективности при разработке газовыми режимами?

Answer 34

Показателем эф-фективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или
объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти.

Question 35

Охарактеризуйте гравитационный режим.

Answer 35

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по
пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти.

Коэффициент нефтеизвлечения
при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Question 36

Чем характеризуется макронеоднородность объекта?

Answer 36

Макронеоднородность изучаемого объекта характеризуется в разрезе чередова-нием пород коллекторов с практически непроницаемыми породами. На границе этих
разностей основные параметры продуктивных пластов будут изменяться резко и
скачкообразно.

Question 37

Что отражает микронеоднородность?

Answer 37

Микронеоднородность отражает структурные, текстурные и другие особенно-сти строения выделенной для изучения «однородной» породы. Коллекторские свой-ства в этом случае изменяются более плавно и непрерывно.

Question 38

Что показывает коэф. относительной песчанистости?

Answer 38

Коэффициент относительной песчанистости Кп
представляет собой отношение
эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе дан-ной скважины

Question 39

Что такое коэффициент расчлененности?

Answer 39

Коэффициент расчлененности Кр
определяется для залежи в целом и вычисляется
путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу сква-жин, вскрывших коллектор

Question 40

В чем разница между естесственным и искусственным заводнением?

Answer 40

Заводн е-ние нефтяных залежей при разработке может быть естественным,когда извлекаемая
из пластов нефть замещается пластовой водой – контурной или подошвенной, под-пирающей нефть, и искусственным , когда нефть из пластов вытесняют водой нагне-таемой с поверхности или других водоносных пластов через специальные скважины.

Question 41

Каких показателей достаточно для полной хар-ки любого заводнения?

Answer 41

• коэффициент дренирования залежей
  ню_др
• коэффициент охвата пластов заводнением
  ню_охв
• коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды (степень замещения нефти водой)
  ню_выт

Этих трех показателей достаточно для полной характеристики эффективности
заводнения любого нефтеносного пласта

Question 42

Какой виды разбуривания в нашей стране встречается чаще всего?

Answer 42

В нашей стране применяют двухстадийное разбуривание первоначально редких
сеток скважин и последующее избирательное уплотнение их с целью повыше-ния охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеот-дачи и стабилизации добычи нефти.

Question 43

Какие виды разбуривания по сроку ввода в эксплуатацию бывают?

Answer 43

При большом
сроке ввода систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в
работу различают на системы сгущающуюся и ползучую.

Question 44

Что такое ползучая система разбуривания?

Answer 44

ползучая система - это когда бурят сначала одну площадку месторождения, потом ее бросают и переходят на площадку, которая рядом, либо плавно переходят

Question 45

В каких случаях применяют законтурное заводнение?

Answer 45

Его применяют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктив-ными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропроводностью, при не-большой ширине залежей

Question 46

В каких случаях применяют приконтурное заводнение?

Answer 46

Приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины размещают в водоне-фтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Его
применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называе-мого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемо-сти пласта в законтурной зоне.

Question 47

Какие виды внутриконтурного заводнения применяют в СНГ?

Answer 47

В странах СНГ применяется внутриконтурное заводнение таких видов: разре-зание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки, блоки
самостоятельной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное
заводнение.

Question 48

В чем заключается технология изменения направления фильтрационных потоков?

Answer 48

Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни
скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение
направления фильтрационных потоков до 90°.

Question 49

В каком случае применяют избирательное заводнение?

Answer 49

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выраженной
неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том,
что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на
эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода
разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины.

Question 50

Какие бывают площадные системы по числу скважино-точек?

Answer 50

Площадные системы заводнения по числу
скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной до-бывающей скважиной (могут быть обращенными) могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также
линейные(отношение 1:1)

Question 51

Что является главным фактором понижения газоотдачи при разработке?

Answer 51

К важным факторам, обусловливающим снижение газоотдачи при разработке
газовых месторождений на любом режиме, относится нелинейность фильтрации г а-за при малых градиентах давления, которая в предельном случае эквивалентна
наличию начального градиента давления 
0
. Иначе говоря, фильтрация происходит
таким образом, что при градиентах давления, меньших по абсолютной величине,
чем 
0
, движение практически отсутствует. Наличие начального градиента при
фильтрации газа приводит к снижению как газо- и конденсатоотдачи, так и дебитов
скважин вследствие образования застойных зон, иногда очень обширных, где газ
неподвижен из-за недостаточного градиента давления.

Question 52

Чем может осложняться начальный градиент в первую очередь при разработке газовых местоорождений?

Answer 52

Влияние начального град и-ента в ходе разработки газовых и газоконденсатных месторождений осложняется
тем, что начальный градиент в значительной степени зависит от водонасыщенности

Question 53

Что применяют на газовых месторождениях с конденсатом чтобы повысить коэф. нефтеотдачи?

Answer 53

В мировой практике при эксплуатации газоконденсатных месторождений с
содержанием конденсата более 25 см3/м3
наряду с эксплуатацией их на режиме ис-тощения применяется сайдинг-процесс, позволяющий существенно повысить коэф-фициент конденсатоотдачи.

Question 54

Что можно определить по ур-ию материального баланса?

Answer 54

Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса
Gн = Gт+Gд
- начальное, текущее и добытое количество газа.

(Все сводится к графику Q от pн-pт)