На контрольную три теоретических вопроса и одна задача

Задача 1. Определение нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы

Однородная по проницаемости и толщине пласта 11 м нефтяная залежь с вязкостью нефти , ограниченная контуром нефтеносности и площадью 11 , окружена кольцевой законтурной водонапорной областью с площадью 130 , вязкость воды . В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось от начального пластового давления 20 МПа (объемный коэффициент нефти 1, 019) до давления насыщения 8 МПа (объемный коэффициент нефти 1, 027). За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной части пласта уменьшилось на величину 6 МПа. Определить нефтеотдачу, которую можно получить из залежи за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности и в законтурной части пласта.Дополнительные характеристики пластовой системы: пористость породы 0,22; начальный коэффициент водонасыщенности нефтеносной части пласта 0,2; коэффициент сжимаемости пор в породе пласта ; коэффициент сжимаемости воды

Задача 2. Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта

Нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга, радиусом 3200 м, окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру месторождение. Начальное пластовое давление в нефтяной залежи и на контуре нефтеносности 22 МПа, проницаемость в законтурной водоносной области . При разработке месторождения нефть будет вытесняться водой с вязкостью , поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. В пределах нефтяной залежи режим жестко водонапорный. Коэффициент упругоемкости водоносной области ; толщина водоносного пласта 11м; продолжительность периода разбуривания месторождения 2,5 года; время окончания стабилизации расхода поступающей из законтурной области воды 4,5 года, а время истощения энергии упругости законтурной водоносной области 7,5 года. Темп нарастания расхода воды . Необходимо определить изменение контурного давления в течение первых 5,5 лет разработки месторождения.

На контрольную три теоретических вопроса и одна задача

(экзаменационные вопросы и задачи)

1. Цели и задачи дисциплины. Содержание дисциплины, ее назначение и связь со смежными дисциплинами направления «Нефтегазовое дело». История развития науки о разработке нефтяных и газовых месторождений как теоретической основы проектирования разработки залежей нефти и газа.

2. Типы пород-коллекторов; гранулометрический состав пород; пористость; проницаемость; нефте-, водо-, и газонасыщенность; упругие свойства горных пород. Плотность, вязкость, сжимаемость нефти, объемный коэффициент пластовой нефти.

3. Категории запасов нефти в залежи. Классификация нефтяных месторождений по величине извлекаемых запасов нефти, по качеству извлекаемых запасов, по качеству нефти, по геологическому строению. Балансовые запасы нефти и нефтяного газа в залежи.

4. Система разработки месторождения. Параметры, характеризующие систему разработки: системы разработки без воздействия на пласты; системы разработки с воздействием на пласты; системы разработки с законтурным заводнением; системы с приконтурным воздействием; системы с внутриконтурным воздействием. Выбор системы разработки.

5. Объект разработки. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки. Факторы, влияющие на выделение залежи в объект разработки или объединение нескольких залежей в один объект разработки.

6. История проектирования и разработки нефтяных площадей многопластовых месторождений. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях. Понятие базового и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку эксплуатационных объектов. Одновременная эксплуатация двух и более пластов одной сеткой скважин. Раздельная и совместная эксплуатация.

7. Источники и характеристики пластовой энергии. Упругий режим. Водонапорный режим.Режим растворенного газа. Газонапорный режим. Гравитационный режим. Смешанные режимы. Обобщение и реализация режимов работы залежей.

8. Разработка нефтяных залежей при упругом режиме. Основная формула упругого режима. Изменение давления на контуре залежи при упругом режиме. Определение дебитов скважин. Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при жестком водонапорном режиме.

9. Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Показатели разработки нефтяных месторождений с применением заводнения. Положительные и отрицательные стороны применения систем заводнения нефтяных пластов.

10. Нестационарное (циклическое) заводнение с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте.

11.Методы расчета показателей разработки

11.1. Определение давления на контуре питания круговой залежи при упругом режиме.

11.2. Определение давления на контуре питания полосовой залежи при упругом режиме.

11.3. Расчет показателей разработки полосовой залежи при заводнении методом эквивалентных фильтрационных сопротивлений.

11.4. Расчет показателей разработки круговой залежи при заводнении методом эквивалентных фильтрационных сопротивлений.

11.5. Расчет показателей разработки полосовой залежи при заводнении на основе теории непоршневого вытеснения нефти водой.

11.6. Расчет дебитов и перепадов давления при разработке полосовой залежи на основе теории поршневого вытеснения нефти водой.

11.7. Расчет показателей разработки круговой залежи при заводнении на основе теории непоршневого вытеснения нефти водой.

12. Коэффициент извлечения нефти (КИН) или коэффициент нефтеотдачи, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Расчет коэффициентов извлечения нефти из недр. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвечения.

13. Научно-технологические проблемы разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Современные методы увеличения нефтеотдачи, тенденции развития методов увеличения нефтеотдачи.

14. Причины снижения дебитов скважин. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН). Гидродинамические МУН. Влияние темпов разработки на нефтеотдачу. Физико-химические МУН: применение ПАВ, щелочей, кислот, мицеллярных растворов, полимеров, композиций осадко-гелеобразующих растворов. Газовые методы увеличения нефтеотдачи. Механизм воздействия (обобщенно). Тепловые и микробиологические МУН. Принципы выбора МУН для залежей.

15. Применение боковых стволов и горизонтальных скважин.

16.Воздействие горячей водой (ВГВ).Воздействие паром.

17. Термополимерное воздействие на залежи высоковязкой нефти (ТПВ). Холодное полимерное воздействие (ХПВ). Циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие (ЦВПТВ).

18. Импульсно дозированное тепловое воздействие (ИДТВ). Импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П)). Термоциклическое воздействие на нефтяной пласт (ТЦВП).

19. Технология разработки нефтяного месторождения и технологические показатели разработки.

20. Разработка нефтяных месторождений при упроговодонапорном режиме.