Таблица 5
Формы контроля освоения дисциплины
Вид контроля
|
Форма контроля
|
Сроки проведения
|
Текущий
|
проверка конспектов лекций
|
7-9 недель
|
отчеты по лабораторным работам
|
3, 5, 7 недели
|
отчеты по практическим занятиям
|
каждая неделя
|
проверка домашних работ
|
на каждой лекции
|
Работа над курсовым проектом.
|
Сентябрь-декабрь
|
Рубежный
|
по результатам текущегоконтроля
|
2 контрольные точки в семестре
|
Промежуточный
|
устный экзамен
|
во время сессии
|
защита курсового проекта.
|
декабрь
|
Перечень вопросов для подготовки к экзамену
Перечень вопросов для подготовки к экзамену:
1.Подсчет запасов – основной этап изучения залежей и месторождений нефти и газа.
2.Роль подсчета запасов в укреплении топливно-энергетического комплекса.
3. История работ по подсчету запасов,
4. Сущность классификации запасов и ресурсов нефти и газа..
5. Комплексный подход к изучению нефтяных и газовых месторождений
6. Залежи нефти и газа и их основные классификационные признаки и параметры.
7. Флюиды.
8. Природные резервуары.
9. Условия залегания флюидов и типы залежей.
10. Месторождение нефти и газа и их основные классификационные признаки.
11. Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ.
12.Требование инструкции по применению классификации запасов к изученности месторождений и залежей.
13. Требования к бурению скважин.
14. Необходимый комплекс промыслово-геофизических исследований в скважинах.
15. Комплекс исследований проб нефти, газа, конденсата и подземных вод.
16. Комплексное изучение месторождений (залежей) в процессе разработки.
17. Характеристика полной изученности месторождений (залежей) нефти и газа.
18. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа и их назначение.
19. Понятие о запасах и ресурсах.
20. Выделение категорий запасов и ресурсов.
21. Назначение запасов и ресурсов.
22. Группы запасов нефти и газа и основные принципы их подсчета.
23. Подсчетные планы.
24. Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения.
25. Сопоставление с зарубежными классификациями.
26. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом.
27. Основные принципы объемного метода.
28. Нефтегазонасыщенные объемы залежей.
29. Приведение объема пластовой нефти к стандартным условиям.
30. Приведение объема свободного газа к стандартным условиям.
31. Основные этапы подсчета запасов нефти и газа объемным методом.
32. Корреляция разрезов скважин. Выделение реперов и реперных границ.
33. Выделение типов коллекторов.
34. Качественные признаки выделения поровых коллекторов.
35. Количественные признаки выделения поровых коллекторов.
36. Признаки выделения трещинных коллекторов.
37. Признаки выделения трещинно-кавернозных коллекторов.
38. Методы определение коэффициентов пористости.
39. Определение коэффициентов пористости (общей, открытой) для терригенных коллекторов (чистых глинистых).
40. Определение коэффициентов пористости (общей, межзерновой, вторичной) для карбонатных коллекторов (поровых чистых, двуминеральных, трехминеральных).
41. Определение характера насыщения по комплексу ГИС-керн-ИПТ-перфорация.
42. Методика нормализации.
43.Способ радиального градиента.
44. Определение степени нефтегазонасыщенности (ГИС-керн). Уточнение
эффективных нефтенасыщенных толщин с использованием критических значений.
45. Уточнение эффективных нефтенасыщенных толщин с использованием критических значений .
46. Достоверность определения подсчетных параметров. Взаимосвязь подсчетных параметров между собой.
47. Определение физико-химических свойств и параметров нефти и газа по пластовым и поверхностным пробам.
48. Определение плотности нефти.
49. Определение объемного коэффициента пластовой нефти.
50. Определение коэффициента сжимаемости природного газа.
51. Способы определения средних значений параметров залежей.
52. Определение среднеарифмитического и средневзвешенного значений.
53. Определение средневзвешенного по эффективной нефтегазонасыщенной толщине значения.
54. Определение средневзвешенного по площади значения.
55. Определение средневзвешенного по объему значения.
56. Подсчет запасов нефти и свободного газа на разных стадиях изученности залежей в коллекторах порового типа.
57. Подсчет запасов открытых залежей по завершении стадии поисков.
58. Подсчет запасов на стадии оценки месторождений (залежей).
59. Подсчет запасов по завершении разведочного этапа.
60. Особенности подсчета запасов на разрабатываемых залежах.
61. Особенности подсчета запасов в сложнопостроенных коллекторах.
62. Особенности подсчета запасов в газонефтяных и нефтегазовых залежах.
63. Теоретические основы и условия применения методов материального баланса.
64. Формулы материального баланса для подсчета запасов нефти.
65. Определение объемных характеристик нефти, газа, воды.
66. Определение коэффициента сжимаемости пластовой нефти.
67. Определение объемного коэффициента природного газа.
68. Определение объемного коэффициента и коэффициента сжимаемости пластовой воды.
69. Учет влияния пластовой воды, внедрившейся в залежь, на подсчет запасов нефти.
70. Модификации метода материального баланса.
71. Подсчет запасов свободного газа методом падения давления.
72. Понятие о коэффициентах извлечения нефти (КИН) и способы их расчета.
73. Определение КИН на новых залежах и на стадии оценки месторождения по многомерным статистическим моделям.
74. Определение извлекаемых запасов и КИН на разведанных и разрабатываемых залежах.
75. Определение извлекаемых запасов нефти на поздней стадии разработки.
76. Методы определения извлекаемых запасов нефти, применяемые при водонапорном режиме эксплуатации.
77. Методы, применяемые при режимах эксплуатации на истощение.
78. Использование уравнения материального баланса для подсчета извлекаемых запасов нефти.
79. Взаимосвязь подсчетных параметров между собой.
80. Перевод запасов нефти и газа в более высокие категории и пересчет запасов.
81. Порядок оформления материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов.
82. Учет запасов нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них компонентов.
83. Охрана недр.
84. Охрана окружающей среды.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
Основная литература
1. Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. – М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» 2005.
2. Латышова М. Г., Мартынов В. Г., Соколова Т. Ф..Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. – М.: Недра, 2007.
Дополнительная литература
1. Вендельштейн Б. Ю., Резвонов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. -- М.: «Недра», 1978.
2. Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа. -М.: Недра, 1985.
3. Жданов М. А. Нефтеромысловая геология, подсчет запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1981.
7. Подсчет запасов нефти и газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник. Под редакцией Стасенкова В.В., Гутмана И. С. – М.: Недра, 1989.
8. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. По редакцией Добрынина В. -- М.: Недра, 1988.
9. Спутник нефтепрмыслового геолога. Справочник. Под ред. Чоловского И. П. – М.: Недра, 1989.
10. Инструкция по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. -- М.: Изд-во ГКЗ СССР, 1984.
11. Чоловский И. П., Иванова М. М., Гутман И. С., Вагин С. Б., Брагин Ю. И. Нефтепромысловая геология и гидрология залежей углеводородов. – М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ Нефти и газа, 2002.
Интернет-ресурсы: информационные базы данных (по профилю образовательных программ)
http://students.web.ru – «Все о геологии» - Неофициальный сервер геологического ф-та МГУ.
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo - Журнал «Геология нефти и газа». Неофициальный архив.
http://geo-science.ru/ - Международный научно-технический и производственный электронный журнал «Науки о Земле». Международный научно-технический и производственный электронный журнал «Науки о Земле» является периодическим электронным изданием.
http://www.samaranedra.ru/norm.html. – Сайт управления по недропользованию Самарской области.
http://www.sibran.ru/geolw.htm - журнал «Геология и геофизика»
http://www.elibrary.ru – Научная электронная библиотека
http://www.spmi.ru/skeleton/1/936 – Записки Горного института – Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова
http://www.minsoc.ru/zrmo/ - Журнал «Записки Российского минералогического общества»
. http://students.web.ru - "Все о геологии" - Неофициальный сервер геологического ф-та МГУ .
http://geo-science.ru/ - Международный научно-технический и производственный электронный журнал "Науки о Земле" Международный научно-технический и производственный электронный журнал Науки о Земле является периодическим электронным изданием.
http://www.samaranedra.ru/norm.html - Сайт управления по недропользованию Самарской области.
http://ngpedia.ru/ Большая энциклопедия нефти и газа
http://vestnik.oilgaslaw.ru Вестник ТЭК
http://www.geoinform.ru/neft.html журнал " Геология нефти и газа "
http://www.neftelib.ru/ Нефтегазовая промышленность
http://www.oglibrary.ru/ электронная библиотека "Нефть и газ"
Приложение
Требования к оформлению курсового пректа
-
Цели и задачи курсового проекта
Программа обучения дисциплины «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа» предусматривает составление курсового проекта. Это самостоятельная научно-исследовательская работа по изучению залежи.
В процессе работы студенты должны показать навыки определения классификационных признаков и параметров залежи:
- формы, размеров, типа;
- внутреннего строения, макро и микро неоднородности, литологической неоднородности, пористости, нефтенасыщенности;
- свойства пластовых флюидов;
- энергетику залежи, природные режимы, давление, температуру.
Необходимо проанализировать этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ. Показать необходимость подсчета (пересчета) запасов залежи на определенной стадии изученности. Обосновать границы залежи, ВНК, эффективные толщины, коэффициенты пористости, нефтенасыщенности.
По выполненному курсовому проекту студенты отчитываются перед преподавателем или комиссией, и только после того, как данная работа оценена, студент допускается к сдаче экзамена по курсу.
Подготовка курсового проекта
Работа студента над курсовым проектом проходит следующие основные этапы:
- выбор темы исследования и ее регистрация у преподавателя;
- составление библиографии по исследуемой проблеме;
- изучение учебной и специальной литературы;
- составление плана работы;
- написание работы и ее оформление с последующим представлением для рецензирования научному руководителю.
Выбор темы. Тема курсового проекта выбирается студентом самостоятельно из общего перечня тем, рекомендуемых преподавателем дисциплины. При выборе темы нужно руководствоваться:
- актуальностью;
- степенью практической и теоретической важности экономической проблемы;
- реальностью темы, т.е. непосредственной связью темы с практической потребностью предприятий или учебным процессом.
Для этого необходимо проконсультироваться с преподавателем данной дисциплины. Студент вправе с разрешения преподавателя выбрать для исследования иную интересующую его проблему.
Выбранная тема регистрируется в «Задании на курсовой проект». Научным руководителем студента по написанию курсового проекта является преподаватель соответствующей дисциплины. Последующее самовольное изменение темы КП не разрешается. Замена темы КП возможна лишь с разрешения научного руководителя при наличии заслуживающих внимания обстоятельств.
Подбор литературы по теме и работа с ней. Для того чтобы иметь общее представление о выбранной теме, необходимо обратиться к конспекту лекций и рекомендуемой литературе по данному курсу. При подготовке курсового проекта (КП) необходимо обязательно изучить нормативные документы по исследуемой проблеме, которые могут быть опубликованы в экономических журналах и газетах, а также изданы отдельными брошюрами.
Разработка плана курсового проекта. Качество выполненной работы во многом зависит от правильного построения плана. В процессе изучения литературы студент должен составить укрупненный план работы, который согласовывается с руководителем курсового проекта. После одобрения его руководителем, студент составляет более развернутый план с изложением основных вопросов и частных задач решаемой проблемы.
Исходные данные для выполнения курсового проекта. Для выполнения курсовых проектов по дисциплине обязательно использование данных, содержащихся в материалах внешней и внутренней отчетности конкретных предприятий.
Структура и содержание курсового проекта
Курсовой проект выполняется на основе углубленного изучения литературы и фактического состояния учета по исследуемому вопросу. Тема раскрывается на примере конкретного предприятия. Каждый курсовой проект должна включать следующие элементы:
титульный лист;
содержание;
введение;
разделы проекта;
заключение;
список использованной литературы;
приложения.
Во Введении приводятся общие сведения о месторождении, обосновывается необходимость подсчета (пересчета) запасов углеводородов.
Разделы проекта могут быть следующими:
-
Геологическое строение района исследований:
Стратиграфия;
Дается общепринятая для данного района стратиграфическая схема и краткая литологическая характеристика выделенных стратиграфических единиц, начиная с кристаллического фундамента до четвертичных. При этом желательно придерживаться единого плана описания этих отложений: распространенность свиты (яруса и др.) в районе, краткая характеристика пород, толщины отложений. Особое внимание надо уделить продуктивной части разреза. Порядок описания: система, отдел, ярус, подъярус, подгоризонт, горизонт, пласт.
Анализ тектоники дается с учетом выделенных структурных этажей или различных геолого-структурных участков. Дается краткая их характеристика. Производится описание структур первого порядка (сводов), второго порядка, внутриформационных образований.
Этапы и стадии геологоразведочных работ.
В краткой форме в хронологическом порядке приводятся основные сведения и итоги проведения различных геологических и геофизических работ на площади. При этом привлекается как опубликованный, так и открытый фондовый материал. Здесь кратко можно охарактеризовать методику и технику работ, масштаб съемок, точность наблюдений и применяемую аппаратуру, результаты работ. При исследованиях на месторождениях дается характеристика геофизических методов оценки запасов нефти и газа.
Проанализировать изменение представления о залежи на разных этапах и стадиях геологоразведочных работ, связь изученности месторождения с категорией запасов УВ.
-
Геофизические исследования скважин:
Объем и методы ГИС.
Оценить возможности комплекса ГИС. Достаточен ли для решения поставленных задач. Рекомендации по дальнейшему применению комплекса ГИС.
Детальная корреляция разрезов.
Выделить основные региональные реперы, нефтегазоносные горизонты. Проследить изменение толщин горизонтов и пластов. Определить тип залежи.
Выделение коллекторов провести по качественным и количественным признакам (прямым и косвенным).
Определение коэффициентов пористости.
Определение коэффициентов пористости по методам ГИС: ИГК – АК – ГГКП. Обосновать опорные пласты для НГК. Интервалы время для твердой части и жидкости для АК.
Определение нефтенасыщенности. Оценка характера насыщения на основе комплекса геолого-геофизичесой изученности: керн – шлам – ГИС – ИПТ – перфорация. Обосновать a, b, m, n, ρb для определения степени насыщения.
Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов.
Достоверность определения подсчетных параметров.
Обоснование отметок ВНК. Положение ВНК по каждой залежи обосновывается с помощью построения специальной схемы. Для построения схемы обоснования ВНК подбирают скважины, несущие информацию о положении ВНК. Сюда относятся в первую очередь скважины, расположенные в водонефтяной зоне, в которых положение ВНК можно определить по данным ГИС. Кроме того, могут быть использованы скважины из чисто нефтяной и водяной зон, в которых, соответственно, подошва и кровля пласта находятся в непосредственной близости от ВНК. На схему наносятся колонки разрезов выбранных скважин в соответствии с их гипсометрическим положением и указанием характера насыщенности пластов (нефть, газ или вода) по данным ГИС, интервалы перфорации и результаты опробования скважин. На основании этой информации выбирают и проводят линию, наиболее полно отвечающую принятому положению ВНК. Выше этой линии пласт по ГИС в подавляющем большинстве скважин должен быть проинтерпретирован как нефтенасыщенный, и при опробовании из него должен быть получен приток чистой нефти, а ниже — водонасыщенный с притоком воды. Если интервал перфорации охватывает и нефтяную, и водяную части пласта, обычно получают приток воды и нефти в разном соотношении.
Результаты интерпретации геофизических материалов проверяют следующими способами:
правильность определения характера насыщения коллектора – испытанием пласта опробователями на кабеле, пластоиспытателями на трубах в необсаженном стволе и перфораций колонны в обсаженной скважине;
надежность определения коэффициентов пористости и нефтегазонасыщения – по данным керна.
Критерием надежности определения характера насыщения по геофизическим данным являются результатом испытания, опробования в открытом стволе и перфорации в колонне.
Характер насыщения подтвердившихся заключений принимается без изменений. Характер насыщения не подтвердившихся заключений корректируется на основе всей накопленной геолого-геофизической информации.
Характер насыщения коллекторов, по которым данные перфорации подтверждают заключения геофизиков, принимаются без изменения. В интервалах, по которым наблюдается несоответствие, в зависимости от имеющейся дополнительной информации дается заключение о характере насыщения.
Достоверность определения по геофизическим данным коэффициента пористости проверяется с помощью результатов исследования керна.
Значения КП геоф.и КП керн сравнивают:
сопоставляя графики зависимости их от глубины в пределах наследуемого интервала
по кросс-плотам в системе координат КП геоф.-- КП керн для каждого пласта и оценивая отход точек от биссектрисы.
Для межзерновых коллекторов расхождение между КП геоф.и КП керн, обусловленное случайными погрешностями не должно превышать ± 10%.
Для сложных карбонатных трещинно-кавернозных коллекторов с полостями выщелачивания значительных размеров при сопоставлении значений КП геоф.и КП керн с интервалами разреза, где они будут совпадать, выделяются другие интервалы КП геоф. > КП керн, соответствующие кавернозно-межзерновым коллекторам.
По подсчетным объектам:
построить кернограммы,
сопоставить кернограммы и КП геоф в пределах исследуемого интервала,
построить кросс-плоты КП геоф.и КП керн.
Подсчет геологических запасов.
Формулы подсчета запасов имеют следующий вид для нефтяных залежей всех типов:
 ,
Для газовых залежей:
 ,
где Кпо – коэффициент открытой пористости,
КН (КГ) – коэффициент нефте- (газо) насыщенности предварительно взвешиванием по толщине проницаемых прослоев определяются средние значения по скважинам.
Пересчетный коэффициент Ѳ и плотность нефти в поверхностных условиях для нефтяных залежей рассчитывается как среднеарифмитические из имеющихся определений, полученных в результате анализов глубинных проб при дифференциальном разгазировании.
Среднее начальное пластовое давление и пластовая температура tпл газовых залежей вычисляются с учетом глубины центров тяжести залежей. Коэффициент сжимаемости реальных газов Z определяется на основе состава пластового газа из исследуемой залежи.
Подсчетный план – основной геофизический документ при подсчете запасов.
В работе представить структурную карту по кровле продуктивных пластов. На карту нанести внешний и внутренний контуры нефте(газо)носности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов скважины с точным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта: поисковые, разведочные, добывающие, законсервированные в ожидании промысла, давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду.
Представить таблицу опробования пласта N и сводную таблицу. Дать рекомендации по дальнейшему изучению и освоению залежи.
Таблица опробования пласта N
№ скв.
|
пла
ст
|
дата опробования
|
граница пласта
глубина
абс. отм.
|
интервал опро-бования глубина абс. отм.
|
способ вскрытия (тип перфор., кол-во отверст.)
|
диаметр штуцера, мм дин. ур., м
|
давление Мпа пла-стовое забойное
|
дебит нефти, м3/сут
|
газосодержание нефти м3/т
|
дебит воды, м3/cут
|
Т пл. °С
|
коэф. продуктивности м3.cут*МПа
|
примечание
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
