- •4. Этапы поисково разведочных работ.
- •5. Геофизические методы поиска
- •6. Разведка н и г месторождений
- •7. Отбор керна при бурении скв.
- •13. Комплекс гис в обсаженных скважинах.
- •14. Колл-е св-ва гп. Определение пористости.
- •15. Трещиноватые коллекторы. Выделение колл.
- •38. Геолого-промысловый контроль на разных стадиях разработки.
- •37. Фонд скважин при разработке.
- •18. Выделение эо. Система многопласт-х мест-ий.
- •20. Режимы истощения залежей.
- •30. Природные Режимы газовых залежей.
- •19. Проницаемость гп. Фильтрация.
- •20. Фазовая и относ-я прон-ть гп. График
- •21. Определение проницаемости график
- •25. Динамика добычи н, стадии разработки.
- •26. Водонапорный природный режим.
- •27. Упруго – водонапорный природный режим. (гр)
- •28. Режим газовой шапки (газонапорный)
- •23. Кин. Извлекаемые запасы.
- •24. Категории запасов ув.
- •36. Сетка скв эо.
21. Определение проницаемости график
Проницаемость - Это основной фильтр-й параметр кот необходим при составлении ППД. Он оказывает решающее влияние на все гидро-дин расчеты. Кпр определяют по керну, по ГИС и по рез-ам ГДИ. Это связано с тем, что керн хар-ет образец породы 2х3 см, ГИС – зону исследования 3-7 м, ГДИ – 250 м, и поэтому результаты сильно отличаются. Пр-ть по ГИС обычно определяют через пористость. Кп=f(ГИС), К=f(Кп). Основными методами в пермском крае явл-ся ГДИ. 2 основных метода ГДИ: 1. Через индикаторные диаграммы характеризуют ПЗП. 2. Метод КВД хар-ет УЗП. Методы ГДИ значительно лучше согласуются с данными добычи (с дебитами скв), поэтому они предпочтительнее. Основной метод использ КВД. Ε=kh/μ – гидропроводность.
25. Динамика добычи н, стадии разработки.
1) Характериз-ся ↑ добычей нефти за счет вновь вводимого из бурения доб скв. Рпл ↓, добыча нефти идет за счет силы пласта. Незначительная W, продолжительность 3-5 лет, фонтанный способ экспл-ии. 2) Стадия добычи на макс уровне. Фонд скв остается const, до 7 лет, в конце стадии вводятся нагн скв для ППД на опр уровне. 3) резкое падение добычи, значительное повышение кол-ва нагн скв, ↑w, применение методов ПНП для стабилизации годовой добычи на рентабельном уровне. 4) min добыча нефти, ↑W, фонд доб скв минимален, стадия поддержания добычи на минимально рентабельном уровне за счет ПНП.
26. Водонапорный природный режим.
Вода – компенсирует отбираемое кол-во Н. В процессе экспл обьем залежи снижается, за счет подъема ВНК с учетом того, что нижнюю часть залежи обычно не перфорируют. Геологические условия проявления: 1) Однородное строение залежи при высокой проницаемость колл(>1Д). 2) Небольшие размеры залежи. 3) Низкая вязкость нефти. 4) Умеренный отбор нефти из пласта, чтобы успевала происходить компенсация контурной водой. Динамика: 1) Рпл>Рнас, Рпл-постоянно. 2) ГФ-постоянный м3/т. 3) Период max добычи 8-10% от НИЗ. 4) за 3 первые стадии 85-90% НИЗ 5) ВНК постоянно поднимается. 6) Динамика Рпл зависит от оборов: при ↑ Q - Рпл↓. 7) КИН=0,6-0,8
27. Упруго – водонапорный природный режим. (гр)
Отбор ж-ти не полностью компенсируется водой, в результате давление ↓, ↓ давления приводит к расширению породы и пластовой воды, кот является источником энергии для внедрения воды в залежь. Геолог усл: 1) Значительная неоднородность колл, пониженная проницаемость. 2) Большие размеры залежи. 3) ↑Вязкость Н. 4) залегание пласта на большой площади за пределами залежи. Динамика: 1) Рпл↓, но на протяжении всего режима Рпл>Рнас. 2) ГФ=const 3) ↑ВНК. 4) W ↑ сразу с начала разработки. 5) Темпы отбора на 2ой стадии 5-7% НИЗ, отбор к концу 3 стадии 80% НИЗ. 6) КИН 0,5-0,55 к конечной стадии. Этот режим менее эффективен чем водонапорный, для поддержания темпов добычи, необходимо проводить мероприятия по воздействию на пласт. Очень важно не допускать Рпл<Рнас, для этого применяют ППД.