Разработка нефтяных месторождений

Можно указать еще четыре параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин S_c, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной.
Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то S_c = S/n. Размерность [S_c] - м²/скв. В ряде случаев используют параметр S_сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А.B. Крылова N_кр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении N_кр = N/n. Размерность параметра [N_кр] =т/скв.

3. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д = n_н/n_д. Параметр - безразмерный. Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной ~1/5.

4. Параметр _р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. 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 нефти и т. д.).

Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин n_р, то _р = n_р/n. Параметр _р - безразмерный.

Параметр плотности сетки скважин S_с вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10^-3 Па*с) он может составлять 1 - 2*10⁴ м²/скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают при S_c = 10 - 20*10⁴ м²/скв. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S_c может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т. е. при высоких значениях параметра А.И.Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов S_c = 25 - 64*10⁴ м²/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S_c может быть равен 70 - 100*10⁴ м²/скв и более. Параметр N_кр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других - доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр , естественно, равен нулю, а параметр _р может составлять в принципе 0,1 - 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.

5.2 Основные условия рациональной разработки залежи нефти при заводнении

Главной задачей при выборе варианта разработки нефтяной залежи является достижение наибольшего коэффициента нефтеизвлечения пласта с наименьшими затратами.

Одним из основных показателей оценки рациональности проведения процесса заводнения залежи является отношение объема, из которого нефть будет вытеснена водой к моменту окончания разработки залежи, к первоначально нефтенасыщенному объему пласта. Это отношение, как указывалось выше, называется коэффициентом охвата залежи воздействием (заводнением) .

Чем ближе значение коэффициента охвата к единице, тем совершеннее был проведен процесс воздействия на пласт. Конечное количество добытой нефти выражается уравнением

где -- конечное количество добытой, нефти в тыс. м³; -- геологические запасы нефти в залежи в тыс. м³; -- коэффициент вытеснения нефти водой по лабораторным исследованиям в долях единицы; -- коэффициент охвата залежи воздействием в долях единицы.

Анализ накопленного материала по разработке нефтяных залежей с применением заводнения позволил рекомендовать следующие условия разработки, которых необходимо придерживаться при составлении проектов и осуществлении разработки нефтяных месторождений.

1. Основным условием рациональной разработки нефтяной залежи является поддержание пластового давления выше давления насыщения в течение всего периода эксплуатации. Это обеспечивает однофазное состояние нефти в пласте и создание жесткого водонапорного режима. Последнее обеспечивает высокую текущую добычу жидкости и высокий коэффициент нефтеизвлечения.

2. Если залежь очень крупная, надо, чтобы система разработки давала возможность охватить активным воздействием одновременно всю залежь. Это может быть достигнуто, если разработка залежи будет одновременной и ни в коем случае не многоэтапной.

3. Система воздействия должна быть такой, чтобы можно было вести разработку любого участка залежи без обязательного прекращения разработки другого участка. При разработке крупной залежи это условие соблюдаться при осуществлении внутриконтурного заводнения по блокам.

4. Разработка и доразработка каждого участка должна планироваться исходя из условий использования имеющихся на нем скважин; не следует рассчитывать, что нефть, залегающая на периферии, может быть полностью отобрана центральными скважинами.

5. Надо предусмотреть длительную и непрерывную работу скважин до полного их обводнения. С момента обводнения скважины не следует снижать темпы отбора из нее жидкости, что, к сожалению, обычно принято делать. Следует сильно обводнившиеся скважины (конечно, своей, а не чужой водой) постепенно переводить на форсированный отбор жидкости.

6. Фронт обводнения следует переносить не после частичного обводнения крайних рядов скважин, а после длительной форсированной эксплуатаций обводненной зоны, которая обеспечивает наиболее полный отбор нефти из обводненной зоны.

7. Для выполнения приведенных шести условий при разработке крупной залежи шириной 6 - 8 км и более ее необходимо разрабатывать с внутриконтурным заводнением. Для этого крупную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на самостоятельные блоки. Каждый блок при этом разрабатывается независимо от других, как самостоятельная залежь.

8. Величина отдельных блоков должна быть такой, чтобы расстояние между батареей нагнетательных скважин и наиболее удаленной батареей эксплуатационных скважин не превышало 1,5 - 2 км. Иными словами, ширина участка, который подвергается двустороннему заводнению, не должна быть более 4 км.

9. Наибольшие потери нефти наблюдаются в зоне встречи двух фронтов обводнения. Зона встречи фронтов обводнения характеризуется образованием застойных участков между эксплуатационными скважинами. При разрезании залежи на полосы потери нефти значительно больше, чем при разрезании залежи на квадратные или округленные блоки (рис. 16).

10. Залежь удобнее всего разбуривать на равномерной сетке, а не батареями скважин. Как правило, всякую крупную залежь при упруго-водонапорном режиме начинают разрабатывать с применением только законтурного заводнения.

На первом этапе разработки крупной залежи одновременно с разбуриванием залежи по периферии бурят скважины в центральной ее части по очень разреженной сетке с расстояниями между скважинами 1200--1500 м.

Сплошное планомерное эксплуатационное бурение в центральной части залежи начинается только после выяснения в общих чертах геологического строения коллекторов, которое позволяет наметить разрезающие ряды нагнетательных скважин сообразно с геологическим строением залежи.

Рис. 16. Схема образования застойных зон: а - образование застойных зон при встрече фронтов заводнения, б - образование полособразной застойной зоны при разрезании залежи на полосы, в - образование застойных зон при разрезании залежи на блоки. Скважины: 1 - нагнетательные, 2 - добывающие, 3 - застойная зона

Опыт показал, что батарейное расположение скважин очень ограничивает рациональное размещение разрезающих рядов и эксплуатационных скважин. Поэтому наиболее целесообразной является расстановка скважин по равномерной треугольной сетке. Она позволяет наиболее рационально размещать разрезающие ряды скважин по площади с учетом геологического строения коллекторов.

11. Наилучшим агентом при заводнении является минерализованная пластовая вода. Благодаря своей высокой вязкости она полнее вымывает нефть из песчаников и вследствие большой солености не вызывает набухания глин и затухания фильтрации. Поэтому рационально пластовую воду очищать и закачивать обратно в пласт, а не загрязнять ею водоемы.

12. Темпы отбора жидкости должны быть такими, чтобы скорость фильтрации составляла около 15 м в год и ни в коем случае не ниже 7--8 м в год. Скорость фильтрации на каждом участке вычисляется путем деления всего объема добытой жидкости в год на поперечное сечение пласта, через которое должен профильтроваться весь объем жидкости.

13. Вытеснение следует производить из области маловязкой нефти по направлению зон с повышенной вязкостью, а также из зон высокой проницаемости коллекторов по направлению уменьшения проницаемости. Это осуществляется при разрезании залежи по более мощным участкам пласта и при осевом заводнении залежей.

5.3 Интенсификация добычи нефти из малодебитных скважин

Основная цель интенсификации добычи заключается в получении более высоких дебитов нефти. Интенсификация добычи осуществляется посредством увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне скважин. Применяется пять видов интенсификации добычи:

1) кислотная обработка забоя;

2) гидравлический разрыв пласта;

3) торпедирование скважин;

4) термические методы воздействия на призабойную зону;

5) термогазохимический метод обработки призабойной зоны.

Кислотная обработка скважин применяется, в том случае, когда коллектор состоит из известняков, доломитов или известковистых трещиноватых песчаников. Кислотная обработка заключается в закачке в пласт разбавленной соляной кислоты, которая, проходя по порам и трещинам пласта, растворяет карбонатные соединения и тем самым расширяет поры и трещины в пласте. Это приводит к увеличению проницаемости пласта в зоне забоя скважины, в которой имеются наибольшие сопротивления движению нефти.

Эффект кислотной обработки тем выше, чем раньше произведена кислотная обработка забоя и чем больше кислоты закачано в пласт на одну операцию. Особенно хорошие результаты дали опытные внутрипластовые кислотные обработки, проведенные в нескольких скважинах Ишимбайских рифогенных месторождений; здесь за одну операцию в пласт закачивалось до 200--500 м³ кислотного раствора.

Термокислотная обработка забоя скважины осуществляется путем прокачки кислоты через наконечник с магнием, которым оканчивается колонна нагнетательных труб. Кислота, реагируя с магнием, нагревается до 150° С. Горячая кислота плавит парафин и значительно эффективнее растворяет карбонатные породы. Поэтому ее применяют в пластах, сложенных доломитами, и в скважинах с осадками парафина на стенках.

Гидравлический разрыв пласта заключается в том, что в пласт через скважину закачивают жидкость разрыва, которая представляет собой вязкую жидкость - гель на водной основе или на нефтяной основе при высоком давлении превышающем горное или боковое давление обеспечивающее разрыв пласта. Под давлением в пласте образуются трещины. В образовавшиеся в пласте трещины закачивают жидкость смешанную с грубозернистым песком или шариками из керамики или пластмассы. После того, как трещины в пласте будут забиты песком, скважину начинают эксплуатировать. Нефть вымывает из песка жидкость песконоситель, и дебит скважины резко повышается, потому что трещины, заполненные песком, являются хорошей дренажной системой ввиду их хорошей проницаемости.

Гидравлический разрыв пласта сгущенной кислотой является комбинацией гидравлического разрыва с кислотной обработкой пласта. Он применяется только в карбонатных коллекторах. В трещину загоняется не песок, а сгущенная кислота. Войдя в трещину, она выедает неровности в ее стенках, и после того как давление снимается, стенки трещины плотно уже не замыкаются. Образовавшаяся трещина является хорошей дренажной системой.

При гидравлическом разрыве нагнетательных скважин в пласт закачивается водный раствор сульфитцеллюлозной барды (отход бумажной промышленности). Это очень вязкая жидкость, хорошо растворяется в воде, при этом снижает свою вязкость. Последнее свойство позволяет приготовлять водный раствор сульфитцеллюлозной барды любой вязкости.

Торпедирование скважин осуществлялось путем взрыва торпеды против пласта. Его рекомендовалось производить в крепких песчаниках, известняках и доломитах.

Довольно хорошие результаты давали взрывы шнурковых торпед, которые представляли собой трубки длиной, равной мощности пласта. Развитие трещиноватости достигалось многократными взрывами шнурковых торпед против одного и того же интервала. Большой эффект достигался применением стеклянных торпед кумулятивного направленного действия. Торпеды собирались в гирлянды длиной, равной мощности пласта или заданному интервалу вскрытия пласта. Каждая торпеда делала в пласте канал длиной до 30 см. При тонком переслаивании песчаников с глинами рекомендовалось делать каналы не горизонтальными, а наклонными с тем, чтобы ими вскрыть за колонной все тонкие прослои песчаников.

В настоящее время торпедирование скважин не производится, поскольку разработаны более совершенные методы обработки забоев скважин и, кроме того, при торпедировании скважин наблюдались порывы колонн на сотни метров выше места торпедирования и нарушение цементного кольца за колонной. Нарушение колонн выше места торпедирования объясняется встречей отраженных волн от забоя скважины с отраженной волной от поверхности волны в скважине.

Термические методы воздействия на призабойную зону пласта применяются для плавления парафина и смол, которыми засоряются поровые каналы в призабойной части пласта. Для этого используются термокислотная обработка забоя скважины, прогрев забоя прокачкой через насосные трубы горячего мазута или водяного пара и прогрев его специальными газовыми горелками или электрическими нагревателями.

Термогазохимический метод обработки забоев скважин

Н.А. Мальцев предложил при торпедировании скважин бризантное взрывчатое вещество, которое сгорает в одну тысячную долю секунды, заменить порохом (перхлорат аммония), горение которого на забое скважины продолжается от 10 до 30 с в зависимости от формы и величины заряда, который называется аккумулятором давления скважин (АДС).

При горении пороха в скважине давление повышается до 30 - 100 МПа и более, в результате чего образуются трещины. Температура от горения пороха достигает 1000° С и выше. Скорость теплоносителя по трещинам колеблется от 0,2 до 1,2 м/с.

При сгорании 50 кг пороха зона прогрева трещин до изотермы 60° С достигает 8,5 м от стенок скважины, а при сжигании 100 кг пороха - 20 м. В первую очередь в трещинах нагреваются пристенные сольватные слои.

В газообразных продуктах горения пороха содержится НСl и СО₂, которые с водой образуют кислоты и химически воздействуют на породы коллектора.

Доставка зарядов АДС на забой производится на кабель-тросе через обсадные или насосно-компрессорные трубы.

В комплексе с солянокислотной обработкой призабойной зоны пласта термогазохимический способ дает в 18 - 28 раз больший эффект по сравнению с обработкой забоя только соляной кислотой. Оптимальное количество пороха - 40 - 150 кг, время горения - 10 - 30 с. Скорость движения теплоносителя по трещинам - 0,4 - 0,8 м/с. Особый эффект этот способ дает в малодебитных скважинах, обработка которых другими методами эффекта не давала. Эффект от обработки эксплуатационных скважин сохраняется от 2 до 21 месяца, в нагнетательных скважинах -- до 25 месяцев.

Этот метод в последнее время получает широкое распространение.

6. Показатели геологической неоднородности пластов

Неоднородность пластов можно охарактеризовать и оценить посредством ряда показателей, отображающих особенности геологического строения залежи. В настоящее время предложены различные показатели, характеризующие степень геологической неоднородности и изменчивости параметров продуктивных пластов. Причем существуют показатели, характеризующие не только макро, но и микронеоднородность пластов.

6.1 Макронеоднородность

Если каждый прослой коллектора рассматривать как единое нерасчленимое целое, т. е. выделять в разрезах скважин только коллекторы и неколлекторы и прослеживать распространение тех и других по площади залежи, то можно изучить макроструктуру нефтегазоносного пласта (горизонта) и его макронеоднородность.

Макроструктура может быть отражена как графическими, так и количественными методами.

Макроструктура пласта или горизонта в плане отображается с помощью карт распространения коллекторов, профилей, схем сопоставления разрезов скважин, на которых происходит слияние пластов (для горизонта) или пропластков (для пласта) с ниже- и вышележащими пластами или пропластками.

Существует ряд количественных показателей, характеризующих макронеоднородность пласта по разрезу и по площади. Для характеристики разреза используются:

Коэффициент относительной песчанистости К_п представляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины, т. е.

Коэффициент расчлененности К_р определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор

,

где - число прослоев коллектора в каждой скважине; N - общее число скважин, вскрывших коллектор.

Для залежей, продуктивные пласты которых представлены частым переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в качестве параметра расчлененности используется число прослоев коллекторов n в сочетании с эффективной мощностью. Это достигается путем совмещения карт двух указанных параметров, которое позволяет судить о степени монолитности продуктивного пласта в любой его точке.

Под коэффициентом литологической связанности или слияния К_с понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности:

,

где - площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; - общая площадь залежи; - число песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе данного пласта (горизонта).

В последнее время все больше применяют коэффициент распространения К_S*, который характеризует зональную неоднородность продуктивности пластов. Его определяют после проведения детальной корреляции разрезов скважин и выделения зональных интервалов (пластов) путем отношения площади присутствия коллекторов данного зонального интервала к общей площади пласта в пределах контура нефтеносности.

Вообще этот коэффициент определяют для пород коллекторов в целом. Однако, для пластов, в строении которых участвуют породы_коллекторы двух литологических разностей, следует вычислять коэффициенты распространения для пород каждого вида, в данном примере - для песчаников К_SП и алевролитов К_SA.

Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой мощности предложено определять коэффициент выклинивания К_выкл, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев_коллекторов h_выкл от эффективной мощности h_эф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т. е.

.

При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев .

Для практических целей целесообразно применять коэффициент выдержанности К_в, представляющий собой долю непрерывной мощности пласта по площади. Он определяется, исходя из равенства:

.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи:

1) выявлять форму сложного геологического тела, служащего вместилищем нефти или газа в пределах пласта;

2) выявлять участки отсутствия коллекторов и участки повышенной их мощности, возникающей в результате слияния прослоев;

3) обосновывать местоположение рядов добывающих и нагнетательных скважин при проектировании разработки;

4) выявлять участки затрудненного и активного подъема ВНК;

5) выявлять места перетока нефти и газа из одного пласта в другой при разработке залежей;

6) прогнозировать степень охвата залежи разработкой.

6.2 Микронеоднородность

При изучении структуры нефтегазоносного пласта на данном уровне в качестве элементов рассматривают образцы породы, по которым определяются ее коллекторские свойства.

Характеристикой отдельного образца будет определенное по нему единственное значение литологии, пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и т. п., изучение которых необходимо для решения стоящей перед геологом задачи.

Из всего объема изучаемых пород может быть изготовлено огромное количество образцов, определить положение их всех в геологическом пространстве невозможно. Следовательно, в данном случае геометрические методы представления структуры неприменимы. Ее описание оказывается возможным, только вероятностно-статистическими методами, основным из которых является метод распределений.

Изучение микронеоднородности, и в частности статистических распределений свойств нефтегазоносных пластов, позволяет решать ряд практических задач разведки и разработки нефтяных и газовых залежей:

1) оценивать погрешность определения средних значений геолого_физических свойств;

2) определять предельные значения параметров продуктивных пород (предел коллектор - неколлектор);

3) прогнозировать темп обводнения скважин и возможный коэффициент охвата пластов.

Изучение геологического строения продуктивных горизонтов приобретает особое значение, так как для решения практически важных задач по определению числа разведочных, добывающих и нагнетательных скважин, расположению их по площади месторождения, для определения эффективности заводнения и охвата пластов воздействием по толщине необходимо иметь правильное представление о формах и типе пластов, их коллекторских свойствах, слоистой и зональной неоднородности, о связи продуктивных пластов с законтурной областью питания. Проектирование разработки с учетом этих основных особенностей дает возможность достигнуть максимальной нефтеотдачи при оптимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

Контрольные вопросы

1. Что понимается под залежью нефти, какие типы выделяются по начальному фазовому состоянию?

2. В чем различие нефтяной залежи с газовой или газоконденсатной шапкой от газоконденсатной с нефтяной оторочкой, газоконденсатнонефтяной от нефтегазоконденсатной?

3. Охарактеризовать залежь простого, сложного и очень сложного строения?

4. Что называется месторождением, классификация месторождений по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяных и нефтегазовых месторождений?

5. С какой целью бурятся поисковые и разведочные скважины в чем отличие?

6. Перечислить группы эксплуатационных скважин?

7. Цели бурения добывающих и нагнетательных скважин и их классификация?

8. Классификация контрольных скважин и их назначение?

9. Назначение оценочных скважин, скважин-дублеров, резервного фонда?

10. Классификация специальных скважин и их назначение?

11. Охарактеризовать скважины законсервированного фонда?

12. Охарактеризовать скважины бездействующего фонда?

13. Цели и задачи разведки нефтяного месторождения или отдельной залежи?

14. Посредствам проведения каких работ (исследований) осуществляется разведка месторождения, на основании какого документа ведутся работы?

15. Что обосновывается в проекте разведки (доразведки)?

16. Какая информация должна быть получена по реализации проекта разведки?

17. На основании какого документа ведется пробная эксплуатация разведочных скважин, с какой целью, какие виды исследовательских работ проводятся?

18. Цели и задачи проведения пробной эксплуатации залежи, что служит исходной информацией для его составления?

19. Какие виды и объемы работ обосновываются в проектах пробной эксплуатации?

20. Кем осуществляется утверждение проектного документа, порядок согласования, какими органами государственной власти осуществляется контроль за выполнением проектных решений?

21. Что понимают под опытно-промышленной разработкой нефтяных месторождений, залежей или участков залежей, на основании, какого документа она проводится, какой срок может быть отведен на ее проведение, что обосновывается в данном документе?

22. В каких государственных комиссиях утверждаются объемы запасов нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них компонентов. Что такое коэффициент нефтеизвлечения, его классификация с учетом фактора времени и экономики, в каком документе дается его обоснование?

23. Классификация запасов по степени изученности, охарактеризовать категории запасов А, В, С1 и С2?

24. Классификация ресурсов нефти и газа C3 , Д1 и Д2?

25. Что понимается под системой разработки, под объектом разработки. Критерии, руководствуясь которыми выделяют объекты разработки?

26. Факторы, определяющие конечную нефтеотдачу пластов (организационные, геологические и технологические)

27. Перечислите все проектные документы, на основании которых можно осуществлять разработку и эксплуатацию месторождений. Что должно быть предусмотрено и обосновано в каждом проектном документе?

28. Какие параметры являются ключевыми при разработке газонефтяных месторождений?

29. Цели и задачи авторского надзора по реализации проектных решений?

30. Цели и задачи анализа разработки (проектный документ)?

31. Какие позиции включает в себя техническое задание на проектирование разработки?

32. Что такое залежь нефти, типы залежей (по форме ловушек, типу экрана)?

33. Охарактеризуйте залежь пластово-сводового типа?

34. Охарактеризуйте залежь стратиграфического типа?

35. Охарактеризуйте залежь тектонически экранированную?

36. Охарактеризуйте залежь массивного типа?

37. Охарактеризуйте залежь литологического типа?

38. Естественные режимы работы нефтяных залежей, условия их проявления?

39. Упруго-водонапорный режим, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

40. Режим растворенного газа, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

41. Гравитационный режим, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

42. Газоводонапорный режим, газонапорный или режим газовой шапки, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

43. Упруго-замкнутый режим при аномально высоком пластовом давлении, источник энергии, условия проявления, характеристика поведения основных показателей разработки при данном режиме?

44. Классификация систем разработки по признаку воздействия, факторы, влияющие на выбор оптимального типа воздействия?

45. Классификация систем разработки по геометрии расположения скважин, факторы, влияющие на выбор оптимального размещения скважин?

46. Основные параметры систем разработки позволяющие производить сравнительную характеристику?

47. Основные условия рациональной разработки?

48. Показатели геологической макронеоднородности пластов?

49. Какие задачи позволяет решить изучение макронеоднородности пласта?

50. Какие задачи позволяет решить изучение микронеоднородности пласта?

Размещено на Allbest.ru