Управление разработкой нефтяных месторождений»

Вопросы по программе

«Управление разработкой нефтяных месторождений»

1. Цели и методы управления разработкой нефтяных месторождений.

2. Компьютерный мониторинг как метод решения задач контроля разработки Методы, методики, алгоритмы компьютерного мониторинга.

3. Характеристика и классификация математических моделей, применяемых при контроле разработки. Понятие прямой и обратной задачи.

4. Построение характеристик вытеснения для краткосрочного прогноза показателей разработки.

5. Компьютерный мониторинг для прогнозирования показателей разработки и оценки технологической эффективности управляющих воздействий с использованием характеристик вытеснения.

6. Оценка технологической эффективности геолого-промысловых мероприятий по управлению.

7. Методы многофакторного анализа данных мониторинга для решения задач управления. Оценка эффективности мероприятий по управлению.

8. Методы многофакторного анализа промысловой информации по месторождениям – “аналогам” для принятия решения по управлению разработкой.

9. Сущность системного подхода. Особенности компьютерного мониторинга для реализации системного подхода при управлении.

10. Методики планирования, проведения и анализа результатов численных исследований для получения закономерностей влияния природных и технологических факторов на эффективность разработки.

11. Компьютерный мониторинг диагностики обводнения скважин для обоснования мероприятий по ограничению водопритоков.

12. Методы математической теории эксперимента для решения задач контроля разработки с использованием компьютерного мониторинга. Регрессионный анализ для получения закономерностей влияния природных факторов и управляющих воздействий на исследуемые показатели эффективности разработки.

13. Методики планирования и анализа результатов численных исследований для выявления количественных закономерностей влияния природных и управляющих параметров на исследуемые показатели эффективности разработки.

14. Методики интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин.

15. Гидродинамическая модель пласта. Цели исследований, проводимых на основе гидродинамического моделирования. Современные гидродинамические симуляторы.

16. Модель двойной пористости/проницаемости: типы пустотности, способы моделирования трещинно-пористых коллекторов, отличия моделей одной и двойной проницаемостей.

17. Исходная информация для трехмерного гидродинамического моделирования разработки месторождений

18. Типы расчетных сеток при трехмерном гидродинамическом моделирование процессов разработки месторождений углеводородов. Ориентационные эффекты.

19. Принципы выбора типа модели при моделировании процессов разработки месторождений углеводородов.

20. Этапы построения фильтрационной модели.

21. Ремасштабирование геологической модели месторождения: основные понятия, способы осреднения емкостных свойств.

22. Ремасштабирование геологической модели месторождения: основные понятия, способы осреднения проницаемости.

23. Проблемы моделирования процессов извлечения нефти с применением МУН.

24. Постоянно действующая геологическая модель пласта.

25. Постоянно действующая гидродинамическая модель пласта.

26. Стадийность проектирования разработки месторождений углеводородов.

27. Законодательная база деятельности недропользователя и проектировщика.

28. Основные задачи проектирования. Цели проектирования.

29. Решение задачи выбора объектов разработки для многопластового месторождения.

30. Оценка энергетического состояния залежи.

31. Понятие об околоскважинной зоне пласта (ОЗП). Ее формирование в процессе строительства скважины.

32. Факторы, влияющие на снижение проницаемости ОЗП добывающих и нагнетательных скважин.

33. Причины применения методов интенсификации добычи нефти.

34. Влияние методов интенсификации добычи нефти на нефтеотдачу пластов.

35. Классификация методов воздействия на нефтяные пласты.

36. Различные виды кислотных обработок. Область их применения, техника и технология проведения, используемые материалы и реагенты.

37. Механизм солянокислотной обработки (СКО). Особенности СКО.

38. Механизм глинокислотной обработки (ГКО). Особенности ГКО.

39. Использование ПАВ и растворителей для интенсификации добычи нефти.

40. Применение мицеллярных и полимерных растворов для повышения нефтеотдачи.

41. Газовые методы. Водогазовое воздействие.

42. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Виды ГРП.

43. Гидрокислтный разрыв пласта. Газодинамический разрыв пласта.

44. Горизонтальные скважины. Проведение боковых стволов в вертикальных скважинах.

45. Методы перфорации пласта.

46. Тепловое поле пласта. Техногенное влияние на тепловое поле пласта.

47. Тепловые методы добычи нефти.

48. Волновые методы интенсификации добычи нефти.

49. Система ППД. Причины снижения приемистости нагнетательных скважин.

50. Методы интенсификации работы нагнетательных скважин.

51. Барьерное заводнение нефтегазовых пластов.

52. Определение технологической и экономической эффективности применения методов интенсификации добычи нефти.

53. Особенности выбора метода увеличения нефтеотдачи и методов интенсификации добычи.

54. Обоснование вариантов разработки. Критерии выбора рекомендуемого варианта.

55. Классификация и характеристика трудноизвлекаемых запасов. Экономически трудноизвлекаемые запасы.

56. Особенности разработки подгазовых зон и тонких нефтяных оторочек.

57. Особенности разработки водонефтяных зон.

58. Особенности разработки трещиннопорового коллектора.

59. Особенности разработки нефтяных месторождений с остаточной нефтенасыщенностью.

60. Тепловые методы разработки трудноизвлекаемых запасов.

61. Газовые методы разработки трудноизвлекаемых запасов.

62. Микробиологические методы воздействия на нефтяную залежь с трудноизвлекаемыми запасами.

63. Разработка нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин.

64. Особенности разработки глубокозалегающих коллекторов.

65. Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов.

66. Применение методов ограничения водопритоков.

67. Общие характеристики методов контроля и перспективы их применения.

68. Задачи и цель контроля разработки нефтяных месторождений.

69. Цель и задачи гидродинамических исследований скважин на различных этапах разработки нефтяного месторождения.

70. Коэффициент продуктивности скважины.

71. Гидродинамические исследования скважин в неустановившемся режиме. Гидропрослушивание при однократном возмущении.

72. Моделирование начального распределения флюидов в пласте: использование заданного распределения насыщенностей, использование кривых капиллярного давления,

73. Моделирование пластовой водонапорной системы.

74. Воспроизведение истории разработки: постановка задачи, общие подходы, основные этапы, наиболее часто изменяемые параметры.