Бурение скважин лекция. Вопросы по разделу Бурение скважин

• Название: Вопросы по разделу Бурение скважин
• Анкор: Бурение скважин лекция
• Дата: 15.09.2021
• Размер: 0.49 Mb.
• Имя файла: Voprosy_k_zaschite_2020.doc
• Тип: Документы; #232726
• страница: 2 из 4

22. Что такое компенсация отбора закачкой?

Текущая компенсация отбора закачкой - отношение годового объёма закачки к годовому отбору жидкости, выраженное в процентах.

Суммарная компенсация отбора закачкой - отношение накопленного объёма закачки к накопленному отбору жидкости, выраженное в процентах.

23. Что показывает структурная карта?

Структурная карта отражает поверхность пласта и дает представление о форме изгиба пласта при помощи изолиний (изогипс). Её строят по кровле или подошве интересующего пласта. В основе построения лежат значения абсолютных отметок, т.е. расстояний от кровли (подошвы) до уровня моря (Балтийского). Если сечение проводится выше уровня моря, то ставят знак плюс, если ниже - минус. Чем ближе друг к другу расположены изогипсы, тем круче крыло структуры.

24. Почему не рекомендуется закачивать пресную воду в девонские пласты?

В результате закачки пресной воды развивается пластовая микрофлора. С водой в продуктивные пласты попадают сульфатредуцирующие бактерии, развитие которых сопровождается выделением сероводорода. Последний в призабойных зонах скважин дает осадки сернистого железа. В результате снижается приемистость нагнетательных скважин.

С пресной водой в пласты попадает кислород. Воды девонского возраста содержат ионы двух-, трехвалентного железа, которые при контакте с кислородом образуют окислы, переходящие в гидроокислы. Образующаяся студенистая масса снижает приемистость нагнетательных скважин.

25. Какие системы заводнения вы можете назвать?

1. 
   законтурное;
   
2. 
   приконтурное;
   
3. 
   внутриконтурное;
   

Виды внутриконтурного заводнения:

а) месторождение разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки, полосы или площади самостоятельной разработки;

б) сводовое заводнение (осевое, кольцевое, центральное);

в) очагово-избирательное заводнение;

г) площадное (четырех-, пяти-, семи-, девятиточечные и линейные системы).

26. Перечислите основные режимы работы залежей.

1. 
   упругий; 2) водонапорный; 3) газонапорный (режим газовой шапки); 4) режим растворённого газа; 5) гравитационный.
   

Охарактеризуйте режимы.

27. Что такое ВУС? Какие компоненты входят в их состав?

Вязко-упругий состав (смесь). Применяется для ограничения водопритока в добывающую скважину или выравнивания профиля приёмистости нагнетательной скважины. В призабойную зону закачивают раствор водоизолирующего химического реагента, который в течение определенного времени формирует в обводненном пространстве тампонирующую массу. При этом необходимо наличие двух компонентов: основного (водоизолирующего реагента) и вспомогательного.

В качестве основного реагента наиболее часто используют полимеры и синтетические смолы. Изоляция обводненных интервалов может происходить за счёт осадкообразования, гелеобразования или затвердевания основного реагента.

Вспомогательные реагенты играют роль «сшивателей», отвердителей, осадителей, стабилизаторов, наполнителей-модификаторов, катализаторов (хромкалиевые квасцы, бихромат калия, формалин, уротропин, алкилированная серная кислота и т.п.).

28. На какие группы подразделяются геологические запасы нефти?

Общие запасы нефти, выявленные геологической разведкой месторождения, называются геологическими. Геологические запасы по степени технико-экономической целесообразности их извлечения из недр подразделяются на балансовые и забалансовые

Балансовые - запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

Забалансовые - запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах выделяются извлекаемые запасы, т.е. запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии.

29. На какие категории подразделяются запасы нефти?

По степени геологической изученности и степени промышленного освоения запасы подразделяются на категории:

для разрабатываемых месторождений - A, B1 и В2;

для разведываемых месторождений, не введённых в промышленную разработку, - C1 и C2.

Запасы категории А (месторождения разбуренные, разрабатываемые) – выделяются и подсчитываются в залежах или их частях, разбуренных эксплуатационной сеткой скважин и разрабатываемых в соответствии с проектным документом (технологической схемой разработки или дополнением к ней; технологическим проектом разработки или дополнением к нему).

Запасы категории В1 (месторождения, разрабатываемые отдельными скважинами, не разбуренные эксплуатационной сеткой скважин; запасы разведанные, подготовленные к промышленной разработке) – выделяются и подсчитываются в залежах или их частях, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых планируется в соответствии с проектным документом (технологической схемой разработки или дополнением к ней; технологическим проектом разработки или дополнением к нему), изученных сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренных поисковыми, оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами, давшими в колонне промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины могут быть не опробованы, но их продуктивность предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна).

Запасы категории В2 (месторождения неразбуренные, запасы оценённые) – выделяются и подсчитываются на неизученных частях залежей разрабатываемых месторождений, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с проектным документом (технологической схемой разработки или дополнением к ней; технологическим проектом разработки или дополнением к нему), изученных сейсморазведкой или иными высокоточными методами. Наличие запасов обосновано данными геологических и геофизических исследований и положительными результатами испытаний отдельных скважин в процессе бурения.

К запасам категории В2 относят: а) неразбуренные участки разрабатываемых залежей между внешним контуром нефтегазоносности и границами участков запасов категории В1; б) неразрабатываемую залежь разрабатываемого месторождения, изученную по материалам промыслово-геофизических исследований в транзитных неопробованных эксплуатационных скважинах – до границ залежи.

Запасы категории С1 (разведанные) - выделяются и подсчитываются на залежи или части залежи, на которых может осуществляться пробная эксплуатация отдельных скважин или пробная эксплуатация участка залежи. Залежи изучаются сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими в колонне притоки нефти или газа (отдельные скважины, расположенные рядом с опробованными скважинами, могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна). Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления проектного документа на разработку.

Для открываемых месторождений в акваториях морей, в том числе на континентальном шельфе Российской Федерации, в территориальных водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях, к запасам категории С1 относят залежь/часть залежи, вскрытую первой поисковой скважиной, в которой получены качественные результаты исследований пластоиспытателями на кабеле (замеры пластовых давлений, отбор проб), позволяющие оценить характер насыщенности пласта.

Запасы категории С2 (оценённые) – запасы залежей или частей залежей разведываемых месторождений, изученных сейсморазведкой или иными высокоточными методами. Их наличие обосновано данными геофизических исследований и испытаний отдельных скважин в процессе бурения. Если все скважины в пределах залежи испытаны в процессе бурения испытателем пластов на кабеле, то её запасы относятся к категории С2 (исключение составляют месторождения в акваториях морей, в том числе на континентальных шельфах морей Российской Федерации, территориальных морских водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях).

К категории С2 относятся запасы:

а) неразбуренных участков разведываемых залежей, между границами залежи и границами участков запасов категории С1, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности свойств пласта-коллектора по данным сейсмических и других геофизических исследований;

б) в районе скважин, по результатам опробования которых, продуктивность не установлена, а характеристика по геофизическому исследованию скважин (ГИС) аналогична скважинам, давшим промышленные притоки нефти и газа;

в) в районе скважин, продуктивность которых предполагается по данным промыслово-геофизических исследований и расположенных на значительном расстоянии от скважин, в которых получены промышленные притоки углеводородов (нефти, газа и их смеси);

г) в пределах неразбуренных тектонических блоков, примыкающих к блокам с установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация указывает, что возможно продуктивные пласты в пределах этих блоков по литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи.

30. Что такое скин-фактор?

Безразмерный параметр S, характеризующий потери давления в призабойной зоне скважины, которые могут быть связаны с загрязнением пласта (истинный скин), а также с конструкцией скважины, например, несовершенством по степени или по характеру вскрытия (псевдо-скин). Можно также сказать, что скин-фактор обусловлен изменением фильтрационных сопротивлений вблизи забойной части ствола скважины.

Если истинный скин-фактор равен нулю, проницаемость призабойной зоны скважины равна проницаемости пласта (загрязнение отсутствует).

Если истинный скин-фактор больше нуля, проницаемость призабойной зоны скважины меньше проницаемости пласта (диагностируется загрязнение).

Если истинный скин-фактор меньше нуля, проницаемость призабойной зоны скважины больше проницаемости пласта (диагностируется очистка, а в случае ГРП – наличие трещины).

31. Что такое PVT-свойства?

32. Какие методы радиоактивного каротажа вы знаете, и что они позволяют определить?

Определяются глинистость и характер проницаемости (коллектор/неколлектор).

Гамма-каротаж (ГК) – замеряется естественная радиоактивность пород.

Нейтронный гамма-каротаж (НГК) – действуют нейтронами на породу, а потом измеряют интенсивность вторичного гамма-излучения.

Породы высокой радиоактивности – глины.

Породы низкой радиоактивности – песчаники, известняки.

Породы очень низкой радиоактивности – гипсы, каменная соль, ископаемые угли, ангидрит.

33. Что измеряют с помощью электрического каротажа?

Кажущееся электрическое сопротивление пород и потенциал электрического поля вдоль ствола скважины (КС и ПС). По замерам выделяют пласты, насыщенные углеводородами.

Породы с нефтью и газом имеют повышенные КС.

34. Что такое антиклиналь, брахиантиклиналь, синклиналь, периклиналь?

35. Какие показатели включаются в технологический режим работы скважины?

36. Чем характеризуются стационарный, псевдостационарный и нестационарный режимы фильтрации?

37. Что такое вертикальный градиент пластового давления?

38. Что такое абсолютное и приведённое пластовое давление?

Абсолютное давление – это давление, соответствующее пьезометрической высоте столба жидкости в скважине.

Приведённое давление – давление, пересчитанное на уловную горизонтальную плоскость с учётом пьезометрического напора.

39. Как изменяется проницаемость нефтенасыщенной породы, если увеличивается водонасыщенность?

40. Как по диаграмме относительных фазовых проницаемостей определить характер смачиваемости породы?

41. Что такое индикаторная диаграмма нефтяной скважины? В каких случаях она является нелинейной? Что учитывает индикаторная диаграмма Вогеля?

42. Что такое приведённый радиус скважины? У скважины с отрицательным скин-фактором он больше или меньше радиуса соответствующей совершенной скважины?

43. Что такое метод характеристик вытеснения?

44. Что такое базовый интервал и базовый уровень?

45. Чем интегральная характеристика вытеснения отличается от дифференциальной?

46. Чем отличается кривая падения от кривой обводнения?

47. Как проводятся исследования скважин методом КВД, какие параметры при этом определяются?

48. Как на КВД определить участок радиального притока к остановленной скважине?

Использовать график производной давления по времени, который совмещается с КВД. Участку радиального притока на графике производной соответствует прямая горизонтальная линия. По точкам в начале и в конце горизонтального отрезка выделяется участок радиального притока на КВД. Если КВД построена в полулогарифмических координатах, то этот участок, как правило, тоже прямолинейный с уклоном, от которого зависит расчетное значение проницаемости.

49. Что такое явление постпритока в процессе исследования скважин?

50. Что такое идеальный и реальный газ?

51. Что такое коэффициент сверхсжимаемости газа?

Это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального V_и газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре): Z = V/V_и.

52. Что такое капиллярное давление и капиллярные эффекты в пласте?

53. Что такое модель двойной пористости и модель двойной проницаемости?

Модель двойной пористости описывает поле давления в пластах с естественной трещиноватостью. Модель предполагает, что пласт разбит на блоки системой трещин. Причём блоки характеризуются большой упругоёмкостью и малой проницаемостью, а трещины, наоборот, обладают высокой проницаемостью и малой упругоёмкостью. Непосредственно после пуска скважины работают в основном трещины. Затем по трещинам начинают дренироваться блоки пласта – «матрица» породы. При этом флюид из матрицы поступает в трещины и уже по трещинам движется к скважине.

Модель двойной проницаемости предполагает, что в коллекторе одновременно существуют два радиальных потока, один характеризует фильтрацию в трещинах, а другой – в матрице. Каждому из потоков соответствует собственное распределение давления и свойства пласта – проницаемость и сжимаемость. В каждой точке коллектора между потоками происходит обмен упругой энергией. Его интенсивность пропорциональна разности давлений между потоками, отношению проницаемостей трещин и матрицы и обратно пропорциональна вязкости флюида.

54. Что такое интерференция скважин, и в каких случаях она учитывается?

55. Какие технологические операции относятся к интенсифицирующим скважинным обработкам?

56. Что такое неньютоновский характер течения / фильтрации нефти? Назовите основные реологические параметры пластовой системы.

57. Что такое система разработки «снизу-вверх»?

58. Что такое опорный горизонт и возвратный объект?

59. Электрогидродинамическая аналогия.

60. Какие осложнения возникают при разработке водонефтяных зон залежей?

61. Какие геофизические методы применяются дляизучения технического состояния скважин?

Инклинометрия — определение углов и азимутов искривления скважин; кавернометрия — установление изменений диаметра скважин; цементометрия — определение по данным термического, радиоактивного и акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами: выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическим, термическим и радиоактивным методами.

62. Перечислите известные вам физико-химические методы повышения нефтеотдачи.

63. Перечислите известные вам тепловые методы повышения нефтеотдачи.

64. Чем обусловлен выбор плотности сетки основного фонда скважин?

Сетки добывающих скважин плотностью 60-40 га/скв (от 700х800 до 600х700 м) - для залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.

Сетки добывающих скважин плотностью 30-36 га/скв (от 600х650 до 500х600 м) - для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (1-5), с проницаемостью коллекторов более 0,3-0,4 мкм², при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.