Нефтегазоконденсатная отличается превышением объёма нефтяной части единой залежи над газовой.

Нефтяная залежь с газовой шапкой отличается превышением объёма нефтяной части единой залежи над газовой.

Залежи с нефтяной оторочкой разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непромышленное значение; как газо (газоконденсатно)-нефтяные — в случае её оценки в качестве промышленной.

Газоконденсатнонефтяная залежь - газонефтяная залежь, газовая часть которой содержит в газообразном состоянии значительное количество углеводородов С5+высш (нефтяная залежь с газоконденсатной шапкой)

Нефтегазоконденсатная отличается превышением объёма нефтяной части единой залежи над газовой.

3. Охарактеризовать залежь простого, сложного и очень сложного строения?

простого строения — однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения — одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;

очень сложного строения — одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, а также залежи сложного строения с тяжелыми нефтями.

4. Что называется месторождением, классификация месторождений по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяных и нефтегазовых месторождений?

Месторождение — совокупность залежей нефти, газа, газоконденсата на определённой территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи используются скважины, которые строятся в процессе бурения.

Нефтяные месторождении классифицируется на:

• мелкие — до 10 млн тонн нефти;
• средние — 10 — 100 млн тонн нефти
• крупное — 100—1000 млн тонн нефти
• крупнейшие (гигантские) — 1 — 5 млрд тонн нефти (Самотлор, Ромашкино);
• Уникальные (супергигантские) — 5 млрд тонн нефти и более

Газовые месторождении классифицируется на:

• мелкие — до 10 млрд м³ газа;
• средние — 10 — 100 млрд м³ газа
• крупные — 100—1000 млрд м³ газа
• крупнейшие (гигантские) — 1 — 5 трлн м³
• уникальные (супергигантские) — 5 трлн м³ и более (, Уренгойское,).

5. Что такое скважина. Виды скважин. С какой целью бурятся поисковые и разведочные скважины и в чем их отличие?

Скважина – цилиндрическая горная выработка, пробуренная с поверхности земли под любым углом к горизонту, диаметр которой много меньше ее глубины.

Виды: нефтяные, газовые, нефтегазовые, газоконденсатные, поисковые, разведочные, нагнетательные, наблюдательные, водозаборные и др.

Скважина поисковая — предназначена для поисков новых месторождений на перспективных площадях, подготовленных детальными работами к поисковому бурению, и для поисков новых залежей в пределах ранее открытых или разрабатываемых месторождений.

Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью, а также на месторождениях, введенных в эксплуатацию. Предназначается для изучения месторождений и залежей с целью подготовки разведанных запасов нефти и газа по категории С₁ и получения исходных данных для составления проекта (технологической схемы) разработки.

 

6. Перечислить группы эксплуатационных скважин. Цели их бурения?

Скважина эксплуатационная — предназначена для разработки и эксплуатации месторождений и залежей нефти и газа.

оценочные — уточнение границ обособленных продуктивных полей и оценка выработанности отдельных участков для уточнения рациональной разработки залежей;

собственно эксплуатационные (добывающие) — извлечение (добыча) нефти и газа, включая сопутствующие компоненты;

нагнетательные — воздействие на эксплуатационный объект путем закачки воды, газа, воздуха или др. агентов;

наблюдательные (контрольные, пьезометрические) — контроль за разработкой путем систематического наблюдения за изменением пластового давления, продвижением водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов в процессе эксплуатации залежи.

 

7. Подсчет запасов нефти. Общие концепции.

Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильного объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Для подсчета запасов нефти и газа применяют следующие методы:

• объемный метод - наиболее точный и распространенный, применяется на всех стадиях изучения геологического строения месторождения;
• метод материального баланса - используется в основном при подсчете запасов газа, а также запасов нефти в случае трещиноватых коллекторов, когда невозможно определить объем пор;
• метод натурного моделирования - применяется для определения оставшихся запасов нефти при разработке месторождения.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

Q = Vm k _н η _п δ / b,

где Q - промышленные запасы, т;
V - объем нефтенасыщенных пород, м³;
k _н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;
η _п - коэффициент извлечения нефти, доли единицы;
δ - плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м³;

b – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м³ товарной нефти занимает в пластовых условиях.

Значения величин m, k _н, η _п, δ и b определяются путем лабораторных исследований.

Объем нефтенасыщенных пород V при подсчете запасов категории А определяют по картам мощности нефтенасыщенных пород, а категорий В и С₁ - по формуле

V = S ∙ h ∙ cos α',

где S – нефтеносная площадь на поверхности, м²;
h - средняя эффективная мощность пласта, м;
α' - угол падения пласта.

Методы материального баланса и натурального моделирования применяются для подсчета оставшихся запасов газа и нефти при разработке месторождений.

 

8. Коэффициент нефтеизвлечения - факторы, определяющие его конечную величину. Классификация запасов по степени изученности, охарактеризовать категории запасов А, В, С₁ и С₂?

Из продуктивных пластов на поверхность извлекается только часть содержащихся в них запасов нефти. Объем извлекаемой части зависит от физических условий строения коллекторов, технологических и технических возможностей, экономических ограничений. Извлекаемая доля запасов нефти определяется коэффициентом извлечения нефти (КИН).

Под текущим коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам.

Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества предполагаемой добычи нефти к начальным ее запасам.

Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Влияет коэффициент вытеснения нефти из пласта, коэффициент охвата пласта разработкой, коэффициент заводнения месторождения.

Различают также проектный и фактический КИН.

A (разведанные, изученные с полной детальностью)

B (разведанные, изученные с детальностью, достаточной для составления проекта разработки залежи)

C1 (разведанные, изученные с детальностью, достаточной для получения исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа)

C2 (предварительно оцененные: форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований)

 

9. Классификация ресурсов нефти и газа C₃, Д₁ и Д₂?

C3 (перспективные)

D1л (локализованные)

D1 (прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.)

D2 (прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана).

 

10. Что понимается под системой разработки, под объектом разработки. Критерии, руководствуясь которыми выделяют объекты разработки?

С и с т е м о й р а з р а б о т к и нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

О б ъ е к т р а з р а б о т к и — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

Обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди. Основная особенность объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти или газа.

На выбор эксплуатационных объектов влияют физические и физико-химические свойства нефти и газа. Высокая вязкость нефти, большое различие в давлениях насыщения нефти газом, значительное содержание парафина и сернистых соединений в нефти некоторых пластов препятствует объединению их в один объект с другими горизонтами.

Основной критерий - обеспечить заданные темпы добычи нефти при минимальных затратах и наиболее высокой нефтеотдачи.

 

11. Что такое залежь нефти, типы залежей (по форме ловушек, типу экрана)?

Под з алежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

I. Пластовые залежи нефти и газа с двумя подгруппами:

а) пластовые сводовые и б) пластовые экранированные;

II. Массивные залежи нефти и газа;

III. Литологичеки ограниченные залежи нефти и газа.

Пластовые залежи. Ловушки в водонасыщенных пластовых резервуарах образуются либо вследствие сводового изгиба таких резервуаров, либо при наличии экранирующей поверхности, которая срезает пласт по его восстанию. При этом залежь должна замыкаться подстилающей ее водой, создающей препятствие для дальнейшего движения нефти и газа по пласту.

Пластовые сводовые залежи контролируются сводовыми изгибами пластового резервуара, форма которых определяет форму залежи, они связаны с антиклинальными складками и куполовидными поднятиями самого разнообразного вида и генезиса.

В сводовых залежах вода, подстилающая скопления нефти и газа, замыкает это скопление со всех сторон.

Пластовые экранированные залежи характеризуются замыканием скоплений нефти и газа в пластовом резервуаре подпором воды к экранирующей поверхности, которая сложена слабопроницаемыми породами и пересекает пласт при его восстании. Пластовые тектонически экранированные залежи распространены преимущественно в складчатых и солянокупольных районах. Они бывают связаны с различными элементами складок и соляных куполов, реже с моноклиналями.

 

12. Каковы источники поддержания энергетического состояния пластовой системы залежи?

Для поддержания пластового давления в пласт через нагнетательные скважины закачивают воду, водные растворы полимеров, щелочные растворы, пены, газ, углекислый газ, пар, эмульсии, мицеллярные растворы и т.д. Выбор того или иного агента зависит от свойств нефти, коллектора, системы разработки и др. При этом закачиваемый в пласт агент поддерживает пластовое давление и улучшает процесс вытеснения нефти из пласта в добывающих скважинах.

13. Естественные режимы работы нефтяных залежей, условия их проявления?

По признаку основного источника движущих сил выделяются следующие естественные режимы работы нефтеносных залежей:

1) упругий режим нефтяной залежи;

2) упруго-водонапорный режим пласта;

3) режим растворенного газа;

4) газонапорный режим (или режим газовой шапки);

5) гравитационный режим;

6) упруго-замкнутый режим (возможно с аномально-высоким пластовым давлением).

14. Упруго-водонапорный режим, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

Режим характе­рен для открытых резервуаров. Источником пластовой энергии является напор краевых или подошвенных вод. При низкой активности водонапорной системы источником энергии явля­ются упругое расширение нефти, законтурной воды и вес покрывающих нефтяной пласт пород, который в силу уменьшения давления в пласте уплотняет последний, выжимая воду и нефть из порового пространства.

Пластовое давле­ние выше давления насыщения. Смачивающей фазой, является вода. При искусственном заводнении достигается коэффициент извлечения нефти в 20-70%

 

15. Режим растворенного газа, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

При режиме растворенного газа нефть движется к скважинам вследствие набухания от увеличения объема выделяющихся из нее пузырьков газа. Пузырьки выделяются в тех зонах, в которых пластовое давление становится ниже давления насыщения. По­этому зона питания (дренажа) скважины ограничивается окруж­ностью, в центре которой находится эксплуатационная скважина, а радиус зоны питания равняется радиусу изобары давления, равного давлению насыщения.

Контур нефтеносности при режиме растворенного газа остается неподвижным. Нефть движется только в зоне влияния скважины. Объем и форма залежи в процессе разработки не изменяются, а уменьшается только степень насыщенности породы нефтью.

При режиме растворенного газа коэффициент нефтеизвлечения обычно бывает 10—20% и только в исключительно благоприятных случаях (равномерный пласт, высокая проницаемость пород, низкая вязкость нефти) достигает 20—25%.

 

16. Какие параметры являются ключевыми при разработке газонефтяных месторождений?

Пластовое давление, характеристика горных пород по составу и свойствам, режим работы и др.

17. Гравитационный режим, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

В залежах, в которых отсутствует давление краевой воды, нефть после дегазации начинает поступать к забоям скважин только под действием собственной силы тя­жести. При наличии верхней краевой воды подток нефти проис­ходит еще и под действием веса столба этой воды. Данный период работы пласта характеризуется довольно устойчивой, но неболь­шой добычей при постоянном и очень небольшом газовом факторе. При этом скважины, расположенные в пониженной части струк­туры, дают нефти больше, чем расположенные по восстанию пласта.

 

18. Газоводонапорный режим, газонапорный или режим газовой шапки, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

Встречаются залежи, в которых пластовое давление равно давлению насыщения нефти газом. В залежах этой категории имеются газовые шапки, которые могли образоваться только после полного насыщения нефти газом при данном пластовом давлении. Механизм вытеснения нефти в таких залежах характеризуется перемещением газированной нефти по пласту под влиянием порш­невого действия на нефть свободного газа со стороны газовой шапки. Обычно в таких залежах имеет место напор краевых вод. В этих случаях водонефтяной контакт перемещается в сторону свода под влиянием напора пластовой воды. Размеры залежи уменьшаются вследствие сближения газонефтяного и водонефтяного контактов, и эксплуатация скважин сопровождается выде­лением газа из нефти в зоне влияния скважины. Выделяющийся из нефти газ обладает упругостью и ускоряет движение нефти из пласта к скважинам. Такой режим можно назвать газоводо­напорным.

При правильной разработке залежи с газоводонапорным ре­жимом, которая заключается в эксплуатации скважин с противо­давлением на пласт при недопущении больших величин газового фактора, обеспечивается относительно высокий коэффициент нефтеизвлечения, равный 35—40%.

 

19. Упруго-замкнутый режим при аномально высоком пластовом давлении, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

Наблюдается в замкнутых резервуарах, в которых пла­стовое давление в 1,5—2 раза выше возможного гидростатиче­ского, наблюдаемого в залежах на этих глубинах под поверх­ностью. Источником пластовой энергии является упругое расши­рение нефти и сужение трещин под влиянием горного давления. В силу относительно небольшого количества подошвенной и за­контурной вод эффект расширения воды не играет большой роли.

 

20. Классификация систем заводнения?

В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются за пределами нефтеносной части продуктивного пласта (по периметру залежи); приконтурное заводнение — нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутреннем внешним контурами нефтеносности; внутриконтурное заводнение — вода закачивается непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. На многих месторождениях применяют сочетания описанных разновидностей заводнения.

Системы с внутриконтурным воздействием делятся на рядные, площадные, очаговые, избирательные, цетральные.

21. Отличительные черты и особенности кольцевого заводнения от рядного?

Кольцевое заводнение (Рис.4) рекомендуется для залежей, к-ые харак-ся изменением литолого-физ. и фильтрац. св-в в определенном направ-и от сводовой к периклинальным частям стр-ры. Залежи обычно харак-ся изометрической, овальной формой. Для ППД в средней части залежи нагн. скв-ны располагают по кольцу, а в законтурной области - параллельно внеш. контуру н-носности - в рез-те этого обр-ся две неравные площади: меньшая – в центр. части площади и большая – м/у двумя рядами нагн. скв-н

Рядное: При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. При большем числе рядов (семь—девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания вследствие их интерференции со скважинами крайних рядов.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

22. Системы заводнения с очаговым и избирательным заводнением.

Если же закачка производится в центре литологически ограниченной залежи через одну скважину, заводнение называ­ется очаговым. Практика показала эффективность такого заводнения литологических объектов, состоящих из большого числа линзообразных залежей.

С течением времени при очаговом заводнении соседние эксплуа­тационные скважины начинают обводняться, и после полного обводнения их переводят под нагнетание воды. Постепенно оча­говое заводнение превращаетсяв центральное.

 

23. Классификация систем разработки по признаку воздействия, факторы, влияющие на выбор оптимального типа воздействия?

Делятся на системы с воздействием на пласт и без воздействия на пласт. Если предполагается использование режима растворённого газа – без воздействия. Для поддержания пластового давления в пласт закачивают воду, газ. Заводнение делится на законтурное, приконтурное, внутриконтурное.

24. Классификация систем разработки по геометрии расположения скважин, факторы, влияющие на выбор оптимального размещения скважин?

Применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по квадратной или треугольной сетке. Она позволяет наиболее рационально размещать разрезающие ряды скважин по площади с учетом геологического строения кол­лекторов.

25. Рядные системы разработки и их особенности?

Разновидность их — блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. При большем числе рядов (семь—девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания вследствие их интерференции со скважинами крайних рядов.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

Расстояние между рядами скважин обычно изменяется в пре­делах 400 - 600 м (реже до 800 м), между скважинами в рядах - в пределах 300 - 600 м.

При трехрядной системе за­лежь разрезается рядами нагнетательных скважин на ряд по­перечных полос шириною, равной четырехкратному расстоянию между рядами скважин. При пятирядной системе ширина полос равна шестикратному расстоянию между рядами. Эти системы разработки обеспечивают очень быстрое разбуривание залежей. При этих системах в начале разработки залежи не учитываются литологические особенности пласта

 

26. Площадные системы разработки и их особенности?

Пятиточечная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре - нагнетательная скважина. Для этой си­стемы отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1/1.

Рис. 11. Расположение скважин при пятиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Семиточечная обращенная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважина­ми в углах и нагнетательной в центре. Добывающие сква­жины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная— в центре. Соотношение 1/2, т. е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

Рис. 12. Расположение скважин при семиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Девятиточечная обращенная система (рис. 13). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/3.

Рис. 13. Расположение скважин при девятиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

 

27. Задачи промысловых исследований?

Промысловые исследования скважин проводятся на добывающих и нагнетательных скважинах эксплутационного фонда для решения следующих задач:
• технологического контроля работы скважины и оценки работы элементов подземного оборудования,
• для контроля за выработкой пластов при вытеснении нефти или газа,
• оценки состояния продукции скважины в стволе работающей скважины,
• технического контроля состояния скважины, уточнения положения элементов конструкции.
Технологический контроль работы скважины

 

28. Гидродинамические исследования скважин, задачи и их особенности?

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте

 

29. Нарисуйте и объясните классическую индикаторную линию.

Индикаторная линия – зависимость дебита скважины от депрессии ∆p=p_к-p_с, при притоке к скважине в условиях справедливости закона Дарси представляет собой прямую линию, определяемую уравнением Q=K∆p.

 

Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации.

Во всех случаях, когда залежь эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению к оси дебитов.

Форма индикаторной линии может быть вогнутой по отношению к оси дебитов (рис. 3.5, линия 3). Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.