- •Оглавление
- •Цель и задачи курса «Нефтепромысловая геология». Требования к студентам при изучении дисциплины
- •2. Методы получения геолого-промысловой информации
- •3. Запасы месторождений нефти и газа
- •3.1. Залежи, месторождения нефти и газа.
- •3.2. Степень изученности месторождений нефти и газа. Категоризация запасов.
- •3.3. Промышленная ценность месторождений.
- •4. Геолого-промысловые характеристики залежей нефти и газа
- •5. Геологическое моделирование
- •6. Подсчет геологических запасов месторождений нефти и газа
- •6.1. Методы подсчета запасов месторождений нефти и газа.
- •6.2. Объемный метод подсчета месторождений нефти и газа.
- •6.3. Этапы подсчета запасов нефти и газа объемным методом.
- •6.4. Обоснование положения внк, гвк.
- •6.5. Построение карт эффективных толщин.
- •6.6. Обоснование подсчетных параметров.
- •7. Оценка начальных извлекаемых запасов нефти и газа
- •7.1. Коэффициент извлечения нефти.
- •7.3. Коэффициент извлечения газа.
- •7.4. Подсчет запасов растворенного в нефти газа.
- •8. Рабочая программа изучения дисциплины «Нефтегазопромысловая геология»
- •8.1. Трудоемкость учебной дисциплины по видам учебных работ.
- •8.2. Содержание разделов учебной дисциплины
- •Тема 12. Геологические условия разработки нефтяных залежей на естественном режиме. Лк – 2 часа.
- •Тема 13. Геологическое обоснование выбора вида заводнения. Лк – 2 часа.
- •Тема 14. Геолого-промысловый контроль на разных стадиях разработки месторождений. Лк – 4 часа. Лз – 4 часа.
- •Тема 15. Охрана недр и окружающей среды. Лк - 2 час.
- •8.3. Перечень тем лабораторных занятий
- •8.4. Содержание контрольных и курсовой работы
- •График выполнения курсовой работы
- •8.5. Порядок выполнения контрольной работы «Подсчет запасов нефтяной залежи объемным методом».
- •8.6. Перечень вопросов для подготовки к экзамену
- •1. Исходные данные:
- •Содержание пояснительной записки:
- •Перечень построения графических приложений:
- •Исходные данные для построения двумерной модели нефтяной залежи
7.3. Коэффициент извлечения газа.
В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа в РФ подсчитываются только геологические запасы, неявно подразумевая что коэффициент извлечения газа КИГ равен единице. Однако опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений как у нас в стране, так и за рубежом показывает, что в среднем полного извлечения газа из недр, как правило, не достигается. По данным обобщения сведений по отечественным залежам, законченным разработкой, КИГ для залежей с газовым режимом составляет 0,92. для залежей, работавших на упруговодонапорном режиме - 0,87.
В целом вопросы, связанные с обоснованием коэффициента извлечения газа, представляют одну из серьезных проблем. Если на залежах с газовым режимом КИГ может определяться в зависимости от конечного пластового давления, то на залежах с упруговодонапорным режимом его величину следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь в процессе разработки. Поскольку каждой залежи присущи свои особенности разработки, то при подсчете начальных геологических запасов газа должен быть правильно определен режим залежи, что для залежей, еще не введенных в разработку, не всегда удается сделать.
Ожидаемые коэффициенты извлечения на залежах газоконденсатных месторождений РФ, работающих на упруговодонапорном режиме, варьируют от 0,60 до 0,85.
7.4. Подсчет запасов растворенного в нефти газа.
В настоящее время одной из важных задач развития нефтегазовой отрасли России ставится обеспечение наиболее полной утилизации (использования) попутно добываемого с нефтью газа. Потери добываемого газа в настоящее время чрезвычайно высоки для России (порядка 35% от потенциально возможной добычи попутного и свободного газа). Если в США ежегодно добывается около 80 млрд куб.м попутного газа, то в России – лишь 20 млрд куб.м, при значительном превышении добычи нефти в России. С учетом этого достоверный подсчет запасов попутного газа является обязательным при проектировании разработки современных нефтяных месторождений.
Начальные геологические запасы газа Qгеол-р.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным геологическим запасам нефти Qгеол-н и начальному газосодержанию rо, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:
Qгеол-р.г = Qгеол-н rо
На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Qизв-р.г оказывает влияние режим залежи. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газосодержанием:
Qизв-р.г = Qизв-н rо
При водонапорном и упруго-водонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная.
8. Рабочая программа изучения дисциплины «Нефтегазопромысловая геология»
8.1. Трудоемкость учебной дисциплины по видам учебных работ.
№ п.п. |
Виды учебной работы |
Всего кол-во час. |
1 2
|
Аудиторная работа |
51 |
Лекции (ЛК) |
34 |
|
Лабораторные занятия (ЛЗ) |
17 |
|
2 |
Самостоятельная работа |
49 |
Работа с периодической литературой по геологии нефти и газа, нефтегазопромысловой геологии |
20 |
|
Изучение компьютерной программы «Surfer-8.04» для построения геологических карт |
12 |
|
Курсовая работа |
17 |
|
3 |
Вид промежуточного контроля - отчет по практическим работам |
|
4 |
Трудоемкость дисциплины |
100 |