Категории запасов нефти

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C₁ и предварительно оцененные - категория С₂.

Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечиваю­щей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефтe- и газонасыщенной толщины, типа коллектора.

Категории В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках.

Категория С₁ - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Категория C₂ - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; в неопробованных залежах разведанных месторождений

Категория D1 (локализованные) - ресурсы нефти и горючих газов возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Категория D2 (перспективные) - ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка прогнозных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с открытыми месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория D3 (прогнозные) - ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических, геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этих категорий производится по предположительным параметрам на основе имеющихся геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и горючих газов.

 

37. Технологии разработки многопластовых месторождений. Существуют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения: - система разработки «снизу-вверх», при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно: каждый вышележащий после разработки нижележащего, причем тот пласт, с которого начинают разработку, носит название базисного, или опорного горизонта (пласта). Базисный горизонт выбирается по признаку высокой его продуктивности и сортности нефти, причем пласт должен быть хорошо изучен на значительной площади и залегать в условиях, благоприятных для его быстрого разбуривания. При этом вышележащие пласты могут вводиться в разработку до окончания выработки нижележащего. - система разработки «сверху-вниз», при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего. Эта система широко применялась в период, когда преобладал ударный способ бурения. В настоящее время система разработки «сверху вниз» допускается как исключение при разработке неглубоко залегающих нефтяных пластов, разбуриваемых легкими передвижными станками, при условии, что верхние пласты являются слабо проницаемыми и при прохождении их последующими скважинами на нижележащие пласты исключается поглощение глинистого раствора и сама пачка верхних пластов разрабатывается по системе «снизу вверх». - система одновременной разработки двух и более пластов (залежей)предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин. Эта система применяется при условии, что нефтяные пласты являются высокопродуктивными с хорошо выраженным напорным режимом, разбуриваются быстрыми темпами и эксплуатируются при поддержании пластового давления.   Наиболее распространена в настоящее время система разработки «снизу-вверх», как наиболее рациональная. Система «сверху вниз» применяется только при разработке неглубоко залегающих пластов, характеризующихся слабой проницаемостью. Систему разработки «снизу-вверх» начинают с нижнего, так называемого опорного горизонта. При этом опорный горизонт должен 1. залегать на глубине, доступной для массового бурения эксплуатационных скважин 2. обладать высокой продуктивностью и качеством нефти 3. иметь достаточно хорошо разведанную значительную площадь, т.е. быть вполне подготовленным к разработке. Желательно также, чтобы опорный горизонт не имел подошвенной воды (для исключения заколонных перетоков при его обводнении). Вышележащие пласты по значимости разделяются на пласты, являющиеся самостоятельными объектами разработки, либо возвратные объекты. При разработке нижнего, опорного горизонта эксплуатационные скважины проходят все продуктивные пласты. При этом имеется возможность полного их изучения путем отбора керна и при помощи геофизических методов. В процессе разбуривания опорного горизонта детально изучаются тектонические особенности месторождения и осуществляется подготовка к разработке всех вышележащих пластов. Преимуществами системы разработки «снизу-вверх» являются: · Уменьшение объема эксплуатационного бурения вследствие возврата с нижележащих горизонтов после их выработки на вышележащий путем перфорации. · Ускорение темпов освоения нефтяных месторождений и определения их промышленной ценности. · Облегчение геологической ориентировки в разрезе скважины, благодаря чему сокращается объем разведочного бурения. Этому способствует возможность возврата на вышележащий горизонт при получении неблагоприятных результатов в нижележащем. · Уменьшение опасности глинизации нефтеносных пластов, приводящей к потере нефти. Особым преимуществом этой системы является возможность одновременной эксплуатации всех самостоятельных объектов разработки, благодаря чему значительно ускоряются темпы освоения месторождений. В случае разработки многопластовых залежей применяется так называемая «комбинированная» система разработки. Сущность ее заключается в том, что каждый объект разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Внутри каждого объекта пласты разрабатываются по системе «снизу-вверх», а порядок разбуривания объектов может быть любой.   38. Параметры, характеризующие систему разработки (системы размещения скважин, плотность сетки скважин, параметр Крылова). Системы разработки нефтяного месторождения – общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам: наличие или отсутствие воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр; расположение скважин на месторождении. По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений. Можно указать четыре основных параметра, по которым характеризуют ту или иную систему разработки. Параметр плотности сетки скважин S_c – площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении n, то Размерность [S_c] =м²/скв. В ряде случаев используют параметр S_cд равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину. Чем больше S_c, тем эффективнее система разработки, т.к. одна скважина обслуживает большую площадь пласта. Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова N_кр – отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин Размерность параметра [N_кр] = т/скв. Параметр ω – отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. Этот параметр характеризует интенсивность системы заводнения.  Параметр ω_p – отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств). Кроме указанных параметров используют ряд других показателей, таких, как расстояние от контура нефтеносности до первого ряда добывающих скважин, расстояние между рядами, ширина блока и др. 39. Коэффициенты компенсации и обводненности. Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. Коэффициент текущей компенсации – отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если <1, закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления. Если >1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При =1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо каким он был в начале разработки. Коэффициент накопленной компенсации: Числитель – суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель – суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. При этом если <1, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального, так как закачка не скомпенсировала суммарный отбор. Если =1 среднее пластовое давление восстанавливается до начального пластового давления, так как закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей. Если >1, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано. Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода). (отношение объема дисперсной фазы (воды) к общему объему системы (воды + нефти)) Функция Баклея-Леверетта: к₁,к₂-относительные фазовые проницаемости σ-насыщенность Функция Баклея - Леверетта или функцией распределения потоков фаз f(s), которая имеет простой физический смысл. Действительно, данная функция представляет собой отношение скорости фильтрации вытесняющей фазы к суммарной скорости, и равна объемной доле потока вытесняющей жидкости (воды) в суммарном потоке двух фаз. Таким образом, функция Баклея - Лаверетта определяет полноту вытеснения и характер распределения газоконденсатонасыщенности по пласту.     40. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений. На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие. 1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин. 2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ. 3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания. 4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки. 5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков. К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят: 1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов; 2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичн ого укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки. 41. В каких случаях составляется новый проектный документ на разработку нефтяных и газовых месторождений? Новые проектные технологические документы и дополнения к ним составляются в следующих случаях: - истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа; - существенное изменение представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов после их разбуривания и ввода в разработку; - необходимость изменения эксплуатационных объектов; - необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин; - необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты; - завершение выработки запасов по действующему проектному документу и необходимость применения на месторождении новых методов доизвлечения запасов УВС; - отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня более допустимого, предусмотренного настоящими Рекомендациями.   42. Характеристика и методы определения стадий разработки нефтяных месторождений Выделяется подход к выделению границ между стадиями разработки. Границы между первой и второй, а также третьей стадиями находятся сравнительно легко - в точках соответствующих перегибов кривой динамики добычи нефти. Ко второй стадии рекомендуется относить период, в течение которого темпы разработки отличаются от максимального годового темпа не более чем на 5%. Границы между третьей и четвертой стадиями в большинстве случаев четко определить невозможно, особенно по залежам с повышенной вязкостью нефти или объектам низкой проницаемости. Тем не менее результаты анализа динамики добычи нефти по многочисленным объектам разработки дали основание принять за границу между третьей и четвертой стадиями точку на кривой изменения добычи нефти, в которой темп добычи нефти близок к 2% НИЗ. Это предположение можно отнести к залежам с небольшой вязкостью нефти. Кривые добычи нефти залежей с повышенной вязкостью нефти или объектов низкой проницаемости в основном не имеют четкого раздела между третьей и четвертой стадиями. На кривой, представленной на рис., четко фиксируются точки границ стадий разработки: А, В и С. Точка А соответствует максимальному темпу прироста добычи (что составляет для рассматриваемого объекта 1,4%). “Полка” добычи располагается между точками А и В. Между ними наблюдается закономерное уменьшение темпа прироста добычи, сопровождающееся сначала ростом темпа отбора от НИЗ с достижением максимальных значений за весь период разработки, а затем его снижением. В точке В темп прироста добычи минимальный за весь период разработки (-0,9%). Между точками В и С происходит увеличение темпа прироста добычи, сопровождающееся снижением темпа отбора от НИЗ, в точке С темп прироста добычи достигает максимального после точки В значения. Точка С характеризует начало четвертой, завершающей стадии разработки. После нее добыча нефти постепенно снижается с некоторым уменьшением и последующей стабилизацией темпа прироста добычи. Темп отбора от НИЗ снижается и стремится к нулю. Точки А, В, С, характеризующие границы стадий разработки, четко выделяемые на кривой темпа прироста добычи, могут быть перенесены на кривую темпа отбора от НИЗ рассматривамого объекта разработки (рис.). Первая стадия– освоение эксплуатационного объекта - характеризуется: - интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых запасов); - быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от максимального; - резким снижением пластового давления; - небольшой обводненностью продукции n_в (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости); - достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К_н (около 10%). Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Т_дн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам). Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется: - более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ¸ 17 %) в течение 3 ¸ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ¸ 2 года - при повышенной вязкости; - ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда; - нарастанием обводненности продукции n_в (ежегодный рост обводненности составляет 2 ¸ 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%); - отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти; - текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10 ¸ 15%. Третья стадия– значительное снижение добычи нефти – характеризуется: - снижением добычи нефти (в среднем на 10 ¸ 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости); - темпом отбора нефти на конец стадии 1 ¸ 2,5 %; - уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи; - прогрессирующим обводнением продукции n_в до 80 ¸ 85 % при среднем росте обводненности 7 ¸ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости; - повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи К_н на конец стадии до 50 ¸60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости; - суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых запасов нефти. Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Т_дн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности n_в. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ¸ 90 % извлекаемых запасов нефти. Четвертая стадия - завершающая - характеризуется: - малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т_дн (в среднем около 1%); - большими темпами отбора жидкости Т_дж(водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м³/м³); - высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%); - более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1); - отбором за период стадии 10 ¸ 20% балансовых запасов нефти. Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ¸ 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.     43. Классификация методов увеличения нефтеотдачи 1.        Гидродинамические МУН: - Нестационарное заводненеие (в том числе циклическое); - Уплотнение сеток скважин; - Смена направления фильтрационных пластов (создание блочно-замкнутых систем заводнения, очаговое заводнение); - Переход от рядных систем заводнения к площадным; - Форсированный отбор жидкости (ФОЖ); 2.        Физико-химические МУН: - Полимерное заводнение; - Щелочно-силикатное заводнение; - Сернокислотное заводнение; - Применение СО₂ (в вариантах оторочки, арбонизированного заводнения); - Потокоотклоняющие технологии; - Мицеллярное заводнение. - Использование слабоконцентрированных ПАВ - ВГВ – водо-газовое воздействие 3.        Тепловые методы (термические МУН): - Закачка пара; - Закачка горячей воды; - Создание внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ). 4.        Газовые методы: - Метод ГВД (метод рециркуляции газа в истощенных залежах при высоких давлениях); - Технология смешивающегося вытеснения остаточной нефти при более низких давлениях; - Технология СУГ (создание оторочки сниженного газа и проталкивание ее сухим газом); - Метод ВГВ (водо-газовое воздействие на нефтяные пласты). 5. Другие методы - уплотнение сетки скважин - переход от одной системы разработки к другой (блоково-замкн., очаговое, избирательное заводнение) - микробиологические методы - акустические методы - атомный взрыв   44. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи пласта. Теплофизические методы воздействия на ПЗП Тепловое воздействие - проводят в коллекторах с тяжелыми высоковязкими парафинистыми смолистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее. В карбонатных коллекторах с высоковязкой нефтью для повышения дебитов скважин проводят циклическую закачку пара в добывающие скважины. Использование тепловых методов в нагнетательных скважинах – нагнетание горячей воды, перегретого пара, внутрипластовое горение в залежах высоковязких нефти приводит к существенному увеличению нефтеотдачи и увеличению темпов отбора.   45.  Технологии применения ПАВ в качестве деэмульгаторов. Деэмульгаторы – это искусственные поверхностно-активные вещ-ва (ПАВ) – их активность должна быть намного выше активности природных ПАВов, которые образуют оболочку глобул. Механизм действия деэмульгатора: отсорбируясь на частичках природных эмульгаторов молекулы деэмульгаторов изменяют их смачиваемость, при этом поверхностное натяжение понижается. При столкновении капель происходит их слияние, таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий деэмульгатором зависит от: · Компонентного состава и св-в природных эмульгаторов. · Типа коллойдно-хим. св-ва и удельного расхода применяемого деэмульгатора. · Т, интенсивности и времени перемещивания эмульсии с реагентом. Критерии выбора деэмульгатора: Производственными показателями эффективности явл: · Его расход на тонну нефти · Кач-во подготовленной нефти (содержание солей, мех.примесей, воды). · Минерализация, Т и продолжительность отстоя. · Кач-во деэмульгированной воды. Также деэмульгатор не должен приводить к повышенной скорости коррозии. По своим св-ам деэмульгаторы делятся на ионогенные и не ионогенные. Ионогенные: · при взаимодействии с пластовой водой образуют в-ва выпадающие в осадок. · при разделении эмульсии типа н/в не эффективно разделяют нефть от воды. · имеют больший по сравнению с неионогенными удельный расход. В настоящее время деэмульгатор этого типа практически не используется. Неионогенные: · Не взаимодействуют с растворенными в пласт воде солями · Относительно маленький удельный расход (эти деэмульгаторы применяются исключительно для разрушения эмульсии типа в/н). · Стоимость неионогенного выше стоимости ионогенных Обладают хорошими моющими св-ми, что приводит к увеличению коррозии. 46. Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, то есть породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет этих двух эффектов – повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды – происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением. 47. Мицеллярно-полимерное заводнение – это процесс, в котором производится закачка поверхностно-активного агента (ПАВ) для повышения нефтеотдачи. Это определение исключает щелочное заводнение, в котором ПАВ образуется в пласте, и другие процессы повышения нефтеотдачи, в которых снижение капиллярных сил не является основным средством добычи нефти. Успешное и широкое применение заводнения нефтяных место­рождений, обеспечивающего существенное увеличение конечной нефтеотдачи пластов, по сравнению с режимами истощения, поста­вило перед нефтяной промышленностью очень сложную проблему дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, завод­ненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Остаточная нефть в заводненных пластах, как уже отмечалось, удерживается в неподвижном состоянии поверхностно-молекулярными, капиллярными силами в масштабе отдельных пор и малопроницаемых включений, а также вязкостными силами в масштабе слабопроницаемых разностей и слоев пласта. Заставить двигаться остаточную нефть в заводненных пластах можно, только полностью устранив действие капиллярных сил или снизив их на­столько, чтобы они были меньше гидродинамических сил, создавае­мых перепадом давления, и выровняв подвижности в различных слоях. Мицеллярно-полимерное заводнение ориентировано на устранение капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти. Способ мицеллярно-полимерного заводнения основан на поочередной закачке мицеллярного и полимерного растворов, продвигаемых по пласту водой. Мицеллярные растворы - это особенные коллоидные системы, основными компонентами которых являются углеводородная жидкость и вода, стабилизированные консистенцией масло- и водорастворимых ПАВ. Эти системы, в принципе, способны фактически на сто процентов вытеснить из пористой среды нефть, благодаря очень низкому межфазному натяжению на границе нефть-мицеллярный раствор. Возможность значимого роста нефтеотдачи заводнением пластов за счет внедрения мицеллярных растворов связана с тем, что вытесняющее действие не зависит от текущего значения нефтенасыщенности пористой среды. Владея завышенной и регулируемой вязкостью, эти системы содействуют также повышению охвата пластов действием за счет сближения значений подвижностей нефти и вытесняющего ее флюида. Закачка же полимерного раствора прямо за оторочкой мицеллярной композиции служит для сотворения буфера, предохраняющего оторочку от вязкостного разрушения проталкивающей водой.   48. Показатели использования и эксплуатации фонда скважин. Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда. Под коэффициентом использования фонда скважин понимается отношение скважин, составляющих действующий фонд, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте: где Nдейст. – количество действующих скважин на конец года; Nбезд. – количество бездействующих скважин на объекте на конец года; Nосв. – количество скважин, находящихся в освоении после бурения. Необходимо понимать отличие двух терминов: бездействующий и неработающий фонд. К бездействующему фонду относятся скважины, которые временно остановлены для проведения каких-либо ГТМ на срок, больше месяца. В него не входят: скважины в освоении после бурения, находящиеся в консервации, в ожидании консервации, контрольные и пьезометрические, ожидающие ликвидации и ликвидированные. Но они, наряду с бездействующими, учитываются в неработающем фонде скважин. Под дебитом нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) понимается отношение суммарно добытой всеми добывающими скважинами нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) за определенный период, к продолжительности данного периода в скважино-сутках: где q – дебит, т/сут. (м3/сут); Q – суммарная добыча нефти, т (м3); Т – среднее время работы одной добывающей скважины, сут. Nскв – количество добывающих скважин, шт. Соответственно, добыча нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) определяется произведением среднего дебита нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) добывающей скважины и суммарного отработанного времени всех добывающих скважин в скважино-сутках: Обводненность продукции – отношение объема добываемой воды к общему объему добытой жидкости. Различают массовую (весовую) и объемную обводненность продукции. Массовая (весовая) обводненность определяет долю воды в общем количестве добытой жидкости в тоннах, весовая – в кубических метрах. Обводненность определяется по формуле:   где fв, fн – соответственно доля воды (обводненность) и нефти в потоке жидкости; Qн, Qв – добыча нефти и воды (т или м3). Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, определяется как отношение времени эксплуатации (наработки) к календарному времени работы эксплуатационного фонда. Календарное время работы действующего фонда скважин – характеризует общее время эксплуатации и простоев всех скважин, пребывавших в течение отчетного периода в действующем фонде. Состоит из времени эксплуатации, времени ремонтных работ, времени ликвидации аварий, времени простоя скважин. Календарное время эксплуатационного фонда – показатель, характеризующий время пребывания скважин в эксплуатационном фонде. Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин складывается из календарного времени действующего фонда скважин, бездействующего фонда скважин, нахождения скважин в освоении и ожидания освоения. МРП (межремонтный период) – средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами. Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле: Т – календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366); Ф – среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;  k экспл – коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год; N – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата, для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.); для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины. 49. Формы существования остаточной нефти. Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти: 1) капиллярно удержанная нефть; 2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы; 3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой; 4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами; 5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки). Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород. 50. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пласта. • закачка воздуха в пласт; • воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); • воздействие на пласт двуокисью углерода; • воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов). К преимуществам метода можно отнести: – использование недорого агента – воздуха; – использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70^o С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента. Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры. Воздействие на пласт двуокисью углерода.Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО₂ в воде угольная кислота Н₂ CO₃ растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся. Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. При растворении в нефти СО₂ вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5–1,7 раза при растворении в ней СО₂ вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, – уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO₂. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO₂ двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО₂. Если СО₂ нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО₂формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду. Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО₂ наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов. Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно: а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины; б) нагретые (180–250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены; в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины.     51. Гидродинамические МУН. • интегрированные технологии; • вовлечение в разработку недренируемых запасов; • барьерное заводнение на газонефтяных залежах; • нестационарное (циклическое) заводнение; • форсированный отбор жидкости; • ступенчато-термальное заводнение. Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости Интегрированные технологии. Интегрированные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти. Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия Барьерное заводнение на газонефтяных залежах. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть. Нестационарное (циклическое) заводнение.Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения. В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых насыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости, возникают положительные перепады давления: в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных – ниже. При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления: в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных – ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте. Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. 52. Физико-химические (или химические) МУН. Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ.Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть. Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, то есть породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет этих двух эффектов – повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды – происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением. Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой. Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью. Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворамиопределяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти – зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней – зона повышенной водонасыщенности. Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости фильтрации воды. Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой, зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из заводненной однородной пористой среды. Микробиологическое воздействие – это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности: • спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних; • биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения; • биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы; • газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины   53. Выравнивание профиля приемистости. Выравнивание профиля приемистости нагнетательных и уменьшение обводненности продукции добывающих скважин может быть достигнуто за счет проведения водоизоляционных работ важное значение имеет информация о степени послойной фазовых проницаемостей нефти и воды. Поскольку часто данные промысловых исследований профилей приемистости и притока отсутствуют, то при принятии решений о проведении этих работ важное значение имеет информация о степени послойной неоднородности пласта. Так, если проницаемости отдельных пропластков близки, то проведение водоизоляционных работ в добывающей скважине нецелесообразно и для уменьшения обводненности продукции этой скважины могут быть рекомендованы мероприятия по увеличению фазовой проницаемости нефти. Для выравнивания профиля приемистости используют добавки к нагнетаемой воде различных агентов, изменяющих ее качества и вытесняющие свойства. Технологии по выравниванию профиля приемистости характеризуются малыми объемами закачиваемых реагентов, с использованием автоцистерн и насосных агрегатов на шасси автомобилей. Областью их применения являются слоисто-неоднородные пласты или многопластовые объекты, отличающиеся трещиноватостью в призабойной зоне. Одновременно с выравниванием профиля приемистости увеличивается охват пластов заводнением, а, следовательно, и нефтеотдача. Регулирование с помощью выравнивания профилей приемистости в нагнетательных скважинах преследует цель - перераспределение объемов закачки воды по интервалам толщины пласта и направлено на увеличение приемистости низкопроницаемых пропластков за счет сокращения ее по высокопроницаемым, что позволяет существенно повысить безводную нефтеотдачу, улучшить технико-экономическую эффективность процесса извлечения нефти из объектов с проницаемостной неоднородностью. 54.  Последовательность разработки и назначение проектных документов на разработку нефтяных месторождений. Вид и содержание проектного проектного документа по разработке зависит от стадии разработки месторождения, сложности и изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. Вообще могут быть использованы следующие документы: 1)Проект пробной эксплуатации 2)Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации 3) Технологическая схема разработки 4)Проекты разработки 5)Уточненные проекты разработки 6)Анализ разработки  В принципе каждый последующий проектный документ должен опираться на предыдущий, но не всегда необходимо последовательно составлять весь набор документов. Если предполагается ввести в разработку месторождение, залегающее в уже известном геологическом комплексе, со свойствами, аналогичными свойствам других месторождений, то можно обойтись, например, без технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации и переходить к составлению основной технологической схемы разработки.  Пробная эксплуатация скважин осуществляется, как правило, в обязательном порядке, т.к. при ее проведении получают важные сведения о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы разработки (Дебиты, приемистость, скин-эффекты, эффективности тех или иных способов эксплуатации и др.). В случаях, когда возникают сомнения в использовании тех или иных расстояний между скважинами, в выборе объектов разработки, или технологии извлечения нефти, необходимо составлять технологическую схему опытно-промышленной эксплуатации для одного или нескольких участков месторождения. Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. В тех.схеме устанавливается система и технология разработки. В процессе её реализации производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения. После составления и утверждения тех.схемы составляется проект его обустройства в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышл.нефтепроводов и их техн.характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства строительство объектов разработки. Проект разработки составляется когда месторождение разбурено на 60-70%, но в систему и технологию ещё можно ввести изменения. Если и после составления и начала осуществления проекта разработки возникнет необходимость изменения проекта, то составляется уточненный проект разработки.   Согласно регламенту Министерства топлива и энергетики РФ проектные документы должны содержать: *Общие физ.-геол. сведения о месторождении, его пластах и насыщающих их нефти, газе и воде. *Геол.-физ. характеристику месторождения, строение и данные об эффективных толщинах, данные о запасах, пористости, абсолютной и относительной проницаемости, вязкости нефти, газа и воды, смачиваемости коллекторов, начальном и текущем Р_пл  и нефтенасыщенности. *Данные гидродинамических исследований, данные о дебитах и приемистости скважин. *Данные лабораторных исследований извлечения нефти из недр, теплофизические и физ.-химические свойства пластов в соответствии с предполагаемой технологией нефтеизвлечения. *Обоснование выявления объектов разработки. *Обоснование конструкции скважин, техники и технологии эксплуатации скважин, систем первичной переработки нефти и газа. *Характеристику источников водоснабжения и газоснабжения. *Обоснование экологической безопасности разработки. *Экономические характеристики вариантов разработки. На каждый проектный документ должно выдаваться техническое задание и показатели входящие в него не должны быть противоречивыми.   55. Назначение и технология проведения трассерных исследований нефтяных месторождений. Трассерный метод исследования является эффективным способом получения информации о межскважинном строении пласта, определения скорости фильтрации флюидов в коллекторе, выявления зон нарушения гидродинамической связи между отдельными участками, оценки коэффициента охвата пласта процессом вытеснения, установления контроля над распределением потоков в залежи. Трассерный метод основан на введении в контрольную нагнетательную скважину заданного объема меченой жидкости, которая оттесняется к контрольным добывающим скважинам вытесняющим агентом путем последующей (после закачки меченого вещества) непрерывной подаче воды в контрольную нагнетательную скважину. Одновременно из устья добывающих скважин начинают производить отбор проб. Отобранные пробы анализируются в лабораторных условиях для определения наличия трассера и его количественной оценки. По результатам анализа строятся кривые зависимости изменения концентрации трассера в пробах от времени, прошедшего с начала закачки трассера для каждой контрольной добывающей скважины. Вид этих кривых характеризует фильтрационную неоднородность каждого выделенного высокопроницаемого пути фильтрации исследуемого участка пласта, которая определяется в результате интерпретации результатов трассерных исследований с привлечением другой имеющейся геолого-промысловой информации.   56. Методы подсчета запасов нефти и растворенного газа. 1. Объемный метод подсчета геологических запасов нефти. Q_геол – геологические запасы нефти, тыс. т.; S – площадь нефтеносности, тыс. кв. м.; H – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина (суммарная толщина нефтенасыщенных слоев-коллекторов), м.;  - пористость, доли. ед.;  - коэффициент газоносности, доли ед.;  - пересчетный коэффициент нефти (учитывает различия плотности нефти в пластовых и стандартных условиях);  - плотность нефти, т/куб. м. 2. Объемный метод подсчета извлекаемых запасов нефти. КИН – коэффициент извлечения нефти, доли. ед.;  - коэффициент вытеснения, доли. ед.;  – коэффициент охвата, доли ед.   Коэффициент вытеснения – это часть нефти, которая будет вытеснена из образца при бесконечной прокачки через него вытесняющего агента (газ, вода и т.д.). Коэффициент охвата – отношение объема промытой части пустотного пространства, охваченного процессом вытеснения к общему объему насыщенных нефтью пустот продуктивного пласта.  - извлекаемые запасы нефти, тыс. т.;  - коэффициент извлечения нефти. 3. Метод подсчета запасов газа по падению давления.  - извлекаемые запасы газа, млн. куб. м.;  - количество газа, добытого с начала разработки на 1-ую дату замера;  - количество газа, добытого с начала разработки на 2-ую дату замера;  - поправка за отклонение от идеального газа на 1-ую дату замера, доли ед.;  - поправка за отклонение от идеального газа на 2-ую дату замера, доли ед.;  - поправка за отклонение от идеального газа (конечные условия), д.ед.;  - пластовое давление на 1-ую дату замера, МПа;  - пластовое давление на 2-ую дату замера, МПа;  - конечное пластовое давление, МПа. 4. Метод подсчета запасов растворенного в нефти газа.  - геологические запасы растворенного газа, тыс. куб. м.;  - геологические запасы нефти, тыс. т.;  - коэффициент содержания газа в нефти, куб. м/т.  - геологические запасы растворенного газа, тыс. куб. м.;  - геологические запасы нефти, тыс. т.;  - коэффициент содержания газа в нефти, куб. м/т. 5. Объемный метод подсчета запасов газа.  - геологические запасы газа, млн. куб. м.;  - площадь газоносности, тыс. кв. м.;  - средняя эффективная газонасыщенная толщина (суммарная толщина газонасыщенных слоев-коллекторов), м.;  - пористость, доли ед.;  - коэффициент газонасыщенности, д. ед.;  - поправка за отклонение от идеального газа (начальные условия) д. ед.;  - начальное пластовое давление, МПа;  - поправка за отклонение от идеального газа (конечные условия) д. ед.;  - конечное пластовое давление, МПа;  - стандартное давление = 0,10133 МПа;  - стандартная температура = 293⁰С;  - начальная пластовая температура, ⁰К. 57. Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии. Завершающая стадия характеризуется: - малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т_дн (в среднем около 1%); - большими темпами отбора жидкости Т_дж(водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м³/м³); - высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%); - более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1); - отбором за период стадии 10 ¸ 20% балансовых запасов нефти. Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ¸ 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%. На завершающей стадии разработки месторождения применяют форсированную эксплуатацию скважин. При этом для увеличения нефтеотдачи пластов должна быть хорошо организована система заводнения. 58. Технологии совместной разработки многопластовых залежей. Одновременно-раздельная эксплуатация— совместная эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной скважиной. Применяется для добычи нефти (газа), а также для закачки воды — при заводнении нефтяных пластов, рабочих агентов — для повышения нефте- и конденсатоотдачи, газа — в процессе создания подземных хранилищ газа и др. В скважину спускают специальное оборудование (установки), обеспечивающие транспортирование продукции каждого пласта на поверхность (или закачку с поверхности в каждый пласт) по самостоятельным (или совместному) каналам, независимое регулирование и отработку пластов, а также проведение исследований, операций по освоению и глушению каждого пласта, технологическое воздействие на его призабойную зону. Одновременно-раздельная эксплуатация скважины позволяет сократить затраты на разбуривание, обустройство и эксплуатацию месторождений. Технологические схемы одновременно-раздельной эксплуатации скважины классифицируют по количеству эксплуатируемых пластов; установки одновременно-раздельной эксплуатации скважины по конструктивному оформлению; с концентрическими, параллельными и одноколонными рядами насосно-компрессорных труб (HKT), а также с регулированием отбора или закачки продукции по каждому пласту. Условия эксплуатации (величина газового фактора, содержание газового конденсата, уровень пластовых давлений и температур