Физика нефтяного и газового пласта (стр. 4 )

№ п/п	Наименование обеспечиваемых (последующих) дисциплин	Темы дисциплины необходимые для изучения обеспечиваемых (последующих) дисциплин
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Методологические основы физических исследований	+	+	+	+	+	+	+	+	+

5. Содержание дисциплины.

Тема 1. Основные принципы гидродинамических исследований скважин. Типы гидродинамических исследований скважин. Закон Дарси. Сжимаемость. Уравнение пъезопроводности. Радиус исследования. Режимы течения. Режимы притока. Принцип суперпозиций.

Тема 2. Скин эффект. Определение скин эффекта. Скин эффект от скважины, частично вскрывающей пласт. Скин эффект наклонной скважины. Обобщенная концепция скин эффекта.

Тема 3. Эффект влияния забойного давления на перераспределение забойного давления. Определение эффекта влияния объема ствола скважины. Коэффициент влияния объема ствола скважины в фонтанирующих скважинах. Коэффициент влияния объема ствола скважины в скважинах оборудованных насосом. Давление в начальный период влияния объема ствола скважины. Приток из пласта в период влияния объема ствола скважины. Конец эффекта влияния объема ствола скважины.

Тема 4. Типовые кривые. Определение типовых кривых. Безразмерные переменные. Решение уравнения пъезопроводности в безразмерных переменных. Типовые кривые Gringarten. Анализ данных кривых падения давления с помощью типовых кривых. Анализ данных кривых восстановления давления с помощью типовых кривых. Преимущества и ограничения метода типовых кривых.

Тема 5. Производная давления. Определение производной давления. Свойства производной. Вычисление производной. Анализ данных с использованием производной. Анализ с помощь типовых кривых. Прямой анализ с использованием производной.

Тема 6. Традиционные методы интерпретации гидродинамических исследований скважин для бесконечно действующего пласта. Анализ данных падения давления на неустановившихся режимах фильтрации. Анализ данных восстановления давления на неустановившихся режимах фильтрации. Метод Хорнера. MDH метод. Гидродинамические исследования скважин при изменении дебита. Учет переменных дебитов скважин по истории разработки месторождения.

Тема 7. Границы пласта. Определение и виды границ. Единичный непроницаемый разлом. Канал. Ограниченный канал. Две пересекающиеся линейные границы. Граница пстоянного давления. Замкнутый пласт.

Тема 8. Сложные коллектора. Трещиноватый коллектор. Коллектора с двойной проницаемостью. Многопластовые системы.

Тема 9. Влияние скважины на интерпретацию гидродинамических исследований скважин. Скважина, вскрывающая пласт с гидравлическим разрывом. Горизонтальная скважна. Нагнетательная скважина.

Тема 10. Газовые скважины. Отклонения от закона Дарси. Интерпретация данных гидродинамического исследования газовых скважин. Гидродинамические исследования газовых скважин методом противодавления. Изохорный метод исследования газовых скважин. Модифицированный изохорный метод исследования газовых скважин. Определение максимального теоретического дебита: эмпирический метод.

Тема 11. Исследования КВУ. Определение КВУ. Метод типовых кривых. Традиционный метод.

Тема 12. Гидродинамические исследования на нескольких скважинах. Гидропрослушивание. Интерпретация данных гидропрослушивания. Влияние истории работы скважины при гидропрослушивании. Эффект влияния объема ствола скважины и скин фактор при гидропрослушивании. Импульсные методы гидродинамического исследования скважин. Интерпретация данных импульсных методов гидродинамического исследования скважин.

Тема 13. Программный комплекс Tempest More (ROXAR). Обзор программ, включенных в оболочку Tempest. Для чего предназначен программный комплекс Tempest More. Возможности программ PVTx, Economics, Lift, Unit Converter, Eclipse Exporter.

Тема 14. Возможности программы TempestView (визуализация входной и выходной информации). Построение и редактирование графиков, таблиц. Визуализация кубов параметров, разрезов, скважин. Определение средних значений параметров. Установка фильтров по свойствам, по скважинам, по ячейкам. Редактирование входного файла. Задание физико-химических свойств флюидов с помощью корреляций.

Тема 15. Программа Tempest More. Входной файл для моделирования. Секция Input. Структура ключевого слова. Глобальные ключевые слова. Определение типа модели. Задание схемы расчета, точки начала моделирования.

Тема 16. Программа Tempest More. Входной файл для моделирования. Секция Fluid. Задание физико - химических свойств флюидов. Основные ключевые слова. Задание зависимости проницаемости и порового объема от пластового давления.

Тема 17. Программа Tempest More. Входной файл для моделирования. Секция Relative-Permeability. Задание кривых относительных фазовых проницаемостей и капиллярной кривой. Опция фиксации капиллярных давлений. Опция масштабирования фазовых проницаемостей и капиллярной кривой. Задание направленных относительных фазовых проницаемостей.

Тема 18. Программа Tempest More. Входной файл для моделирования. Секция Grid. Задание сетки и работа с петрофизическими параметрами. Изменение параметров, интерполяция, построение с помощью зависимостей. Создание новых параметров. Работа с разломами.

Тема 19. Программа Tempest More. Входной файл для моделирования. Секция Initialization. Задание начальных условий. Равновесное и неравновесное распределение начальной насыщенности. Определение водоносного горизонта.

Тема 20. Программа Tempest More. Входной файл для моделирования. Секция Reccurent. Задание промысловой информации по скважинам. Ключевые слова для старого и нового формата загрузки промысловой информации. Задание шага выгрузки полученной информации для графиков и кубов. Выгрузка дополнительных параметров. Динамическое изменение параметров проницаемости и порового объема.

Тема 21. Моделирование в программе Tempest More. Анализ имеющейся информации. Создание входного файла для моделирования. Подготовка имеющейся информации для загрузки в программу More.

Тема 22. Адаптация модели на историю разработки. Способы проведения адаптации. Способы воспроизведения энергетического состояния залежи. Способы воспроизведения динамики добычи и обводненности по скважинам.

Тема 23. Расчеты прогнозных вариантов разработки. Задание граничных условий на скважинах для проведения прогнозных расчетов. Задание экономических ограничений по скважинам, группам скважин и в целом по месторождению. Обеспечение условий компенсации закачки отбором и, наоборот, в процессе проведения прогнозных расчетов.

Тема 24. Оформление результатов расчетов. Понятия об основных показателях разработки. Сопоставление различных вариантов прогнозных расчетов. Вывод результатов по адаптации модели на историю разработки и лучшего прогнозного расчета.

6. Планы семинарских занятий.

1. MBH метод.

2. Особенности проведения гидродинамических исследований газовых скважин по сравнению с нефтяными.

3. Причины возникновения дополнительного скин эффекта у газовых скважин.

4. Основной недостаток проведения исследований газовых скважин методом противодавления.

5. Отличия между изохорным методом исследования газовых скважин и модифицированным изохорным.

6. Определение максимального теоретического дебита.

7. Определения эмпирического максимального теоретического дебита.

8. Типовые кривые для интерпретации данных гидропрослушивания.

9. Типовые кривые при анализе данных гидропрослушивания (график в полулогарифмических координатах).

10. Основные преимущества импульсных методов исследования.

11. Влияние расстояния между активной и наблюдательной скважиной на проведение исследований.

12. Моделирование горизонтальной скважины.

13. Upscaling фазовых проницаемостей

14. Моделирование физико-химических свойств флюидов с помощью корреляционных зависимостей.

15. Построение поля начальной нефтенасыщенности с помощью функции Леверетта.

16. Моделирование водоносного горизонта.

17. Моделирование закачки полимеров.

18. Моделирование водогазового воздействия.

19. Моделирование закачки пара.

7. Темы лабораторных работ (Лабораторный практикум).

1. Отличия между изохорным методом исследования газовых скважин и модифицированным изохорным.

2. Определение максимального теоретического дебита.

3. Определения эмпирического максимального теоретического дебита.

4. Типовые кривые для интерпретации данных гидропрослушивания.

5. Типовые кривые при анализе данных гидропрослушивания (график в полулогарифмических координатах).

6. Основные преимущества импульсных методов исследования.

7. Влияние расстояния между активной и наблюдательной скважиной на проведение исследований.

8. Моделирование горизонтальной скважины.

9. Upscaling фазовых проницаемостей

10. Моделирование физико-химических свойств флюидов с помощью корреляционных зависимостей.

11. Построение поля начальной нефтенасыщенности с помощью функции Леверетта.

12. Моделирование водоносного горизонта.

13. Моделирование закачки полимеров.

14. Моделирование водогазового воздействия.

15. Моделирование закачки пара.

8. Примерная тематика курсовых работ

1. Влияние расстояния между активной и наблюдательной скважиной на проведение исследований.

2. Моделирование горизонтальной скважины.

3. Upscaling фазовых проницаемостей

4. Моделирование физико-химических свойств флюидов с помощью корреляционных зависимостей.

5. Построение поля начальной нефтенасыщенности с помощью функции Леверетта.

6. Моделирование водоносного горизонта.

7. Моделирование закачки полимеров.

8. Моделирование водогазового воздействия.

9. Моделирование закачки пара.

9. Учебно - методическое обеспечение самостоятельной работы студентов. Оценочные средства для текущего контроля успеваемости, промежуточной аттестации по итогам освоения дисциплины (модуля).

Работа над курсовой работой (по профессиональным научным публикациям). Работа с каротажными диаграммами. Интерпретация результатов методов: потенциал собственной поляризации; кажущегося сопротивления.

Контрольные вопросы к экзамену.

1. Каковы основные элементы типовой схемы для проведения гидродинамических исследований скважин.

2. Каковы основные цели проведения гидродинамических исследований скважин на стадии промышленной разведки месторождения.

3. Почему при проведении гидродинамических исследований по взаимодействию скважин необходимо использовать более точные датчики?

4. Каково основное преимущество испытателя пласта, спускаемого на трубах перед традиционными гидродинамическими исследованиями скважин на неустановившихся режимах фильтрации?

5. Как приближенно оценить сжимаемость газа в газовых скважинах?

6. Какие режимы течения наблюдаются на различных периодах исследования в горизонтальных скважинах?

7. У каких типов гидродинамических тестов скважин максимальный радиус исследований?

8. Причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта.

9. В каких ситуациях скин фактор является отрицательной величиной?

10. Почему в скважинах с частичным проникновением или вскрытием очень важна вертикальная составляющая проницаемости ?

11. Почему наклонная скважина, вскрывающая пласт по всей продуктивной толщине, дает отрицательный скин фактор?

12. Какие факторы влияют на совокупный скин эффект?

13. Какова суть эффекта влияния объема ствола скважины?

14. Какая величина характеризует эффект влияния объема ствола скважины?

15. В каких скважинах (фонтанирующих или скважинах, оборудованных насосом) эффект влияния объема ствола скважина наиболее значителен? Почему?

16. Какой характер носит зависимость давления от времени в начальный период влияния объема ствола скважины?

17. Каковы основные параметры системы, влияющие на длительность влияния объема ствола скважины?

18. Что такое типовая кривая?

19. Для чего нужны безразмерные переменные для использования типовых кривых?

20. Почему в билогарифмических координатах типовая кривая (конечно, в случае, когда модель системы выбрана верно) и кривая размерного давления имеют одинаковый вид?

21. Какой параметр системы определяется из величины смещения по вертикальной оси типовой кривой?

22. Какой параметр системы определяется из величины смещения по горизонтальной оси типовой кривой?

23. Какой параметр системы определяется из параметра типовой кривой ?

24. Как обрабатывать данные кривых восстановления давления с помощью метода типовых кривых, если они построены для данных кривых падения давления?

25. Каковы основные преимущества и недостатки метода типовых кривых?

26. Какая производная используется в гидродинамических исследованиях скважин для диагностики модели?

27. Как выглядит производная давления для радиального режима течения на графике в билогарифмических координатах?

28. Как выглядит производная в период доминирования влияния объема ствола скважины на графике в билогарифмических координатах?

29. Почему процесс совмещения реальных данных с типовой кривой упрощается при наличии производной давления?

30. Что определяет средний период исследований при анализе кривых падения/восстановления давления?

31. Как определяется проницаемость с помощью типовых кривых?

32. Как определяется скин фактор при использовании типовых кривых?

33. В чем отличие метода Хорнера и MDH метода?

34. Когда можно проводить гидродинамические исследования падения давления на неустановившихся режимах фильтрации?

35. Когда можно проводить гидродинамические исследования восстановления давления на неустановившихся режимах фильтрации?

36. Каким образом непроницаемая линейная граница отражается в данных давления?

37. Какие два подхода существуют для определения расстояния до границы?

38. Какие режимы течения можно наблюдать при исследовании скважины, находящейся в канале?

39. График в каких координатах используется в традиционном методе анализа данных гидродинамического исследования скважин в скважине, находящейся в канале, для анализа линейного режима течения?

40. Какие параметры позволяют определить традиционный метод анализа в случае линейного режима течения?

41. Какой характеристический признак производной соответствует линейному режиму течения?

42. Каким образом две непроницаемые границы отражаются в данных давления? Какую информацию можно получить из анализа данных гидродинамического метода исследования скважин в данной ситуации?

43. Как ведет себя давление в случае присутствия в пласте границы постоянного давления? Как это отражается в производной давления?

44. Какой график используется для анализа данных гидродинамического исследования скважин в случае псевдоустановившегося режима течения, характерного для случая замкнутого пласта? Какую информацию можно получить из анализа этого графика?

45. Какой характеристический признак производной соответствует псевдоустановившемуся режиму течения для случая гидродинамических исследований скважин по кривым падения давления? Как ведет себя производная при исследовании по кривым восстановления давления?

10. Учебно-методическое и информационное обеспечение дисциплины (модуля).

Основная литература:

1. Гиматудинов нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971.

2. , Ширковский нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.

3. , , Ягафаров нефтегазового пласта. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006.

4. Carson L. F. Practical reservoir Simulation. Tulsa, PennWell, 2003.

5. Физические основы технологии добычи нефти. М.-Л. Гостоптехиздат, 1953.

Дополнительная литература:

Фазовые равновесия в химической технологии. М.: Мир, 1989. Dake L. F. Fundamentals of reservoir engineering. Amsterdam, ELSEVIER, 1978. Желтов нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. Технический справочник MORE 6, ROXAR, 2003.

Рабочая программа пересмотрена и одобрена на заседании кафедры ____________________ « »_______________201 г.

Заведующий кафедрой ___________________/_______/

О.