- •1.Классификация и назначение мун пластов
- •2.Общая характеристика и виды гд-методов
- •3.Метод нестационарного заводнения с изменением фильтрационных потоков
- •4.Технология увелич. Нефтеотд. Пласта путём закачки теплоносителей. Разновидности технологии.
- •5.Технология впг. Основные параметры процесса впг. Инициирование горения в пласте. Хар-ка зон в пласте. Разновидности впг.
- •6.Закачка растворителей в пласт Причины неполного вытеснения нефти водой:
- •7.Физические основы применения тепловых методов для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов.
- •8.Проблема охлаждения пластов при внутриконтурном заводнении на примере Ромашкинского месторождения.
- •9.Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочетании с пав и полимером.
- •11.Осн. Задачи с способы регулирования рнм. Классификация методов регулирования рнм. Регулир-е без изменения и путём частичного изменения запроектированной системы разработки.
- •12.Полимерное заводнение. Разновидности и опыт применения.
- •13.Понятие о науке рнм и её связь со смежными дисциплинами. Краткая история развития теории и практики рнм.
- •14.Объект разработки. Выделение объектов разработки.
- •15.Классификация и хар-ка систем разработки и условия их применения
- •16.Виды пластовой энергии. Режимы работы пластов
- •17.Технология и показатели рнм.
- •18. Ввод месторождения в разработку. Стадии рнм.
- •19.Модели пластов и их типы
- •20.Вероятностно-статистическое описание модели слоистого и неоднородного по площади пластов
- •21.Основы методик построения моделей пластов по геолого-физическим и промысловым данным.
- •22.Свойства горных пород и пластовых флюидов
- •23.Точные методы решения задач рнм
- •24. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений
- •25. Проявление упругого режима. Основная формула упругого режима (по Щелкачеву в.Н.)
- •26. Уравнение материального баланса. Упругий запас пласта. Расчеты упругого режима.
- •27. Режим растворенного газа. Разновидности режима.
- •28. Расчет показателей разработки слоистого неоднородного пласта на основе модели поршневого вытеснения нефти водой.
- •29. Теория многофазного течения. Закон Дарси. Относительные Фазовые проницаемости и капиллярное давление. Функция Баклея–Леверетта. Осредненные относительные Фазовые проницаемости.
- •30. Основные уравнения процесса двухфазного течения в однородном линейном пласте (модель Баклея-Леверетта). Расчет распределения водонасыщенности в пласте и показателей разработки.
- •31. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений на естественных режимах
- •32. Разработка глубокозалегающих пластов с аномально высоким пластовым давлением и месторождений неньютоновских нефтей
- •33. Трещиновато-пористые пласты. Особенности их геологического строения и разработки.
- •34. Опыт и проблемы разработки нефтяных месторождений с применением заводнения.
- •35. Моделирование процессов разработки
- •36. Смачиваемость горных пород
- •37. Основные этапы, порядок составления и основное содержание технологических проектов по рнм.
- •38. Постановка плоской задачи вытеснения нефти водой в пористой среде. Основные уравнения и необходимые исходные данные. Начальные и граничные условия.
- •2.Уравнение неразрывности
- •3. Граничные условия
- •39. Методы определения технологической эффективности применения мун
- •1. Определение технологической эффективности мун с использованием технологической схемы
- •2. Оценка технологической эффективности мун методом прямого счета
- •3. Особенности определения технологической эффективности современных гидродинамических мун
- •4. Определение технологической эффективности третичных мун
- •41. Методика расчета технологических показателей разработки (методика ТатНипИнефть).
- •Расчетные формулы
- •42. Разработка нг и нгк месторождений с воздействием на пласт
- •43. Расчет распределения давления в пласте конечно-разносным методом в плоской задачи вытеснения нефти водой с учетом двухфазности потока.
- •44. Микробиологические методы
- •45. Общий порядок решения плоской задачи фильтрации двухфазной жидкости.
- •46.Гидродинамические и геофизические методы контроля за рнм
- •48. Методы расчета процесса теплового воздействия на пласт
- •49. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
- •50. Закачка водных растворов пав для увеличения нефтеотдачи пластов.
- •При опз улучшается приемистость нагнетательных скважин, что важно для слабопроницаемых коллекторов;
2. Оценка технологической эффективности мун методом прямого счета
Эта методика может применяться для экспрессной оценки не только МУН, но и методов стимуляции скважин, а также остальных ГТМ, проводимых на нефтяных месторождениях. Ею можно пользоваться, но надо учитывать, что она занижает эффект от МУН, так как не учитывает падения добычи нефти при разработке залежи без МУН.
3. Особенности определения технологической эффективности современных гидродинамических мун
А) Определение технологической эффективности ввода недренируемых запасов
Для оценки технологического эффекта здесь также можно применять две группы методов определения базовой добычи: - экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа; - методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов.
Б). Определение технологической эффективности нестационарного заводнения с изменением потоков жидкости в пласте
Определение технологической эффективности нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте в случае, если есть предыстория стационарного заводнения, производится по характеристикам вытеснения.
В). Определение технологической эффективности форсированного отбора жидкости
Технологическая эффективность ФОЖ определяется для случая, когда базовым методом разработки является заводнение нефтяных пластов или же залежь разрабатывается на природном активном водонапорном режиме.
Г). Определение технологической эффективности геолого-физических МУН
Дополнительную добычу здесь необходимо определять за счет методов заводнения, принимая за базовую добычу естественное падение добычи.Определение технологической эффективности геолого-физических МУН, когда базовым методом является режим истощения пластовой энергии, проводится по кривым падения дебитов или методом прямого («крестьянского») счета.
4. Определение технологической эффективности третичных мун
А). Определение технологической эффективности физико-химических МУН
Б) Определение технологической эффективности физических МУН
1. Определение технологической эффективности гидравлического разрыва пласта.
2. Определение технологической эффективности бурения горизонтальных, разветвленно-горизонтальных и многозабойных скважин.
3. Определение технологической эффективности бурения вторых стволов, горизонтальных и разветвление-горизонтальных стволов из ранее пробуренных скважин.
В). Определение технологической эффективности тепловых МУН
Г). Определение технологической эффективности газовых МУН
Д). Определение технологической эффективности биотехнологических МУН
40. Конечностно-разностный метод решения плоской задачи вытеснения нефти водой с учетом двухфазности потока. Моделирование скважин при численных методах решения. Подготовка сетки и расчет сеточных карт и параметров пласта.
Пусть пласт длиной Lx , шириной Ly разрабатывается с Nс скважинами в режиме заводнения. Требуется найти распределение давления и нефте-водонасыщенности в пласте , а также суточные, месячные и годовые технологические показатели разработки. Процесс фильтрации нефти и воды в пласте описывается системой уравнений (9)-(10)
(9)
(10)
Здесь (11а)
(11б)
c(x,y,z)=
Эта задача не имеет аналитического решения, поэтому применяют численный метод- метод конечных разностей.
Построение сетки. Пласт разбивается на прямоугольные ячейки. Центрам ячеек присваиваются номера: i – номер столбца, j – номер строки. Количество ячеек Nх* Nу
2. граница пласта и скважины сносятся к центрам ближайших ячеек.
3.в ячейки – скважины заносятся заданные параметры пласта: проницаемость, пористость, нефтенасыщенная толщина.
4. в межскважинных ячейках эти параметры вычисляются методом интерполирования. Таким образом, получают сеточные карты параметров пласта.
5. функции Р(x,y,tn) и S(x,y,tn) от непрерывных аргументов заменяются на функции pi j и s i j от дискретных аргументов (i, j), где n – номер временного слоя. Pi j n =P(x i, y j, t n)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
i,j+1 |
|
|
|
|
i-1,j |
i j |
i+1,j |
|
|
|
|
i,j-1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
j ↑ |
i →
6.Дифференциальные уравнения (9)-(10) для каждой ячейки, кроме ячеек со скважинами, заменяются разностными уравнениями.
Таким образом, получают систему
Nх* Nу – Nс
алгебраических уравнений. Решив эту систему, находят значения давления и водонасыщенности для каждой ячейки для заданного момента времени t = t n.
Затем для этого момента времени вычисляются дебиты жидкости, нефти, величина обводненности каждой скважины.
Моделирование скважин
При разностном методе решения задачи шаги сетки приходится брать довольно большими ~ 100 м.. Обычно считается, что между скважинами надо брать не менее 3х ячеек.
Радиус скважины 0,1-0,15 м. В призабойной зоне давление меняется по логарифмическому закону. Поэтому, если в ячейках со скважинами ничего не менять, получаются завышенные дебиты. Поэтому Вахитов Г.Г. предложил вводить поправочный коэффициент, уменьшающий в разностных уравнениях значение проницаемости в окрестности скважин.
k1=θk, θ=1/(0.6213ln(∆x/rc) (18)
Результаты расчетов
Распределение давления и нефте-водонасыщенности для каждого временного слоя;
дебиты каждой скважины и накопленные отборы по каждой скважине;
Суточные, месячные, годовые, накопленные показатели по залежи.
Возможности модели
отключение обводнившихся скважин;
подключение новых скважин;
перевод обводнившихся скважин под нагнетание, ввод новых очагов.
изменение режимов работы скважин;
выполнение расчетов для различных вариантов разработки
Необходимые исходные данные
1. m, k, h , Sначн
2. координаты скважин
3. Рзаб
4. вязкость нефти и воды
5. коэффициент вытеснения
6. кривые относительных фазовых проницаемостей