42. Категории скважин.

По способу эксплуатации:

- Фонтан; - Газлифт;- Насосные

По виду извлекаемого сырья

- нефтяные; -газовые; -газоконденсатные

По назначению

1-поисковые (для поиска новых залежей); 2-разведовочные (для определения запасов); 3-эксплуатационные

-добывающие; -нагнетательные; -контрольные (•пьезометрические (для замеров Рпл); •наблюдательные (для контроля ВНК, ГНК, ГВК))

-оценочные (для оценки выработанных запасов); -резервные; -специальные (водозаборные)

42. Методы определения исходных параметров залежи для гидродинамических расчетов.

43. Методы построения гидродинамических моделей нефтяных месторождений.

44. Методы контроля за ппд.

Основные задачи данной проблемы можно сгруппировать в следующие группы: 

· контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГВК;

· выявление обводненных слоев и прослоев;

· определение характера жидкости, притекающей к забою;

· оценка приемистости пластов и интенсивности притока жидкости из различных  их частей;

· контроль технического состояния эксплуатационных  и нагнетательных скважин и ряд других задач, возникающих в процессе разработки.

42. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.

43. Постоянно действующие геолого-гидродинамические модели.

44. Правовые условия разработки нефтяных месторождений. Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов и рационального использования запасов УВС. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются, но может осуществляться корректировка проектных технологических показателей на срок до 3 лет.При авторском надзоре осуществляется контроль реализации проектных технологических документов, сопоставляются фактические технико-экономические показатели с принятыми в проектных технологических документах, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Намечаются мероприятия, направленные на устранения причин расхождения, корректируются технологические показатели разработки.

Авторские надзоры также могут составляться по требованиям органов управления фондом недр и государственного геологического контроля в случаях выявленных значительных отклонений от основных проектных показателей разработки. Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года. В задачи авторского надзора за разработкой нефтяного месторождения входит:

контроль за исполнением утвержденных протоколом ЦКР (или ТКР) проектных решений по разработке месторождения;

выяснение причин отклонения фактических показателей разработки от проектных;

выработка рекомендаций по регулированию процесса разработки месторождения в рамках проектных решений;

подготовка исходных данных для дальнейшего проектирования разработки месторождения.

42. Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.

43. Типы моделей пластов (объектов разработки).

44. Методы подсчета запасов нефтяного месторождения. Подсчет запасов выполняется на основе данных и результатов исследования проекта пробной эксплуатации (ППЭ). Формула для подсчета запасов Н и Г – Vн геолог.запасов=S∙m∙hнп∙Kнн∙Ɵ∙Pн; Vгаз геолог.запасов=S∙m∙hгн∙Кгн∙(Рпл/Рст) ∙ (Тст/Тпл) ∙ Z ;; Где: S- площадь н-г насыщенности, m-пористость, hнн- нефтенасыщеная толщина, hгн газонасыщеная толщина, Кнн – коэфф.нефтенасыщености, Кгн – коэфф.газонасыщености, Ɵ-пересчетный коэфф. для нефти, Рн- плотность нефти в поверхностных условиях, Рпл – пластовое давление, Рст – стандартное давление (0.1 МПа), Тст – тех. Стандартная температура = 293К (200С*), Тпл – пластовя температура в К, Zпл – коэфф. сверхсжимаемости.

45. Особенности разработки нефтяных оторочек. Основные сложности при разработке нефтегазовых залежей связаны с технологическими трудностями извлечения нефти, зависящими от режима их разработки. При этом в основном проявляют себя режимы растворенного газа и упруговодонапорный; первый имеет главенствующее значение и определяет конечный коэффициент нефтеотдачи, в большинстве случаев несущественный. Рациональным способом извлечения запасов нефтяной оторочки считается опережающая выработка ее с сохранением энергии газовой шапки. Однако, как показывает мировая практика, иногда полезен способ одновременного извлечения запасов нефти и газа из нефтегазовых залежей с сохранением неподвижности газонефтяного контакта.Во многих случаях при разработке нефтегазовых залежей (НГЗ) вскрываются газоводонефтяные зоны или нефтяные оторочки при разработке газоконденсатнонефтяных залежей (ГКНЗ) с подошвенной водой.

азработка таких залежей обусловливается следующими характерными особенностями

• полной гидродинамической связью нефтяной залежи с газовой шапкой и водоносным пластом и вероятной подвижностью газонефтяного и водонефтяного контактов в окрестности скважин в процессе разработки залежи

• практически неподвижностью контуров газоносности и нефтеносности в пласте; равномерным распределением пластовой энергии по площади нефтеносности;

• равенством начального пластового давления и давления насыщения

• относительной близостью расположения к забоям скважин водонефтяного и газонефтяного контактов при дренировании нефтяной оторочки

• неустойчивостью процесса вытеснения нефти газом, приводящей к быстрому прорыву газа к забоям добывающих скважин и их загазованности и в конечном счете к значительной потере пластовой энергии и снижению нефтеотдачи

• возможностью проявления ретроградной конденсации из-за снижения давления в газонасыщенной зоне пласта, предопределяющей пластовые потери конденсата

• трудностью регулирования перемещением ГНК и ВНК и др.

При разработке НГЗ и ГКНЗ с подошвенной водой темп отбора нефти обусловливается деформацией контактов и прорывом газа и воды к забоям скважин. При этом весьма важным параметром при установлении режима работы скважин и прогнозировании технологических показателей разработки является анизотропия пласта, обоснование которой необходимо для каждой конкретной залежи. М. Маскет также указывает, что анизотропность коллектора существенно влияет на эффективность размещения скважин. Низкая проницаемость по вертикали препятствует быстрому поднятию вершины конуса и способствует выполаживанию поверхности раз дела вода-нефть. Высокая проницаемость по вертикали (малая анизотропия пласта) способствует быстрому продвижению вершины конуса к забою скважины, что обусловливает концентрированную деформацию поверхности раздела вблизи скважины с низким коэффициентом охвата вытеснения нефти подошвенной водой.