- •Содержание
- •1 Нефтегазопромысловая геология как наука, ее цели, задачи, средства изучения
- •Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
- •Методы получения информации
- •1.2.3 Гидродинамические методы
- •1.2.4 Наблюдение за работой добывающих и нагнетательных скважин
- •1.3 Методы анализа и обобщения исходной информации
- •2.1 Общие сведения
- •2.2 Изучение структурных поверхностей, ограничивающих залежь
- •Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии.
- •2 Изучение внешних форм залежей углеводородов
- •2.3 Изучение дизъюнктивных нарушений
- •2.4 Изучение границ залежи, связанных с литологическим или стратиграфическим выклиниванием пласта – коллектора
- •2.5 Определение границ залежи, обусловленных положением внк (гнк)
- •3 Изучение внутреннего строения залежей углеводородов и свойств пород – коллекторов
- •3.1 Понятие о внутреннем строении залежей углеводородов
- •3.2 Емкостные свойства пород – коллекторов
- •3.2.1 Пористость пород – коллекторов
- •Водо – нефте – газонасыщенность пород – коллекторов
- •3.2.3 Проницаемость пород - коллекторов
- •Детальная корреляция разрезов скважин при изучении
- •3.3.1 Задачи корреляции разрезов скважин
- •3.3.2 Методические приемы детальной корелляции
- •3.4 Геологическая неоднородность объектов разработки
- •Геологическая неоднородность объектов разработки.
- •4 Свойства пластовых флюидов
- •4.1 Физико – химические свойства нефти
- •4.1.1 Фракционный состав нефти
- •4.2 Состав и свойства углеводородных газов
- •4.2.1 Физические свойства газов
- •4.3 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •4.3.1 Химический состав пластовых вод
- •4.3.2 Физические свойства пластовых вод
- •Режим растворенного газа;
- •Гравитационный режим.
- •5.2 Режимы нефтяных залежей
- •5.2.1 Водонапорный режим нефтяной залежи
- •5.2.2 Упруговодонапорный режим нефтяной залежи
- •5.2.3 Газонапорный режим
- •5.2.4 Режим растворенного газа
- •5.2.5 Гравитационный режим
- •5.2.6 Смешанный режим
- •5.3 Режимы газовых и газоконденсатных месторождений
- •5.3.1 Газовый режим
- •5.3.2 Газоупруговодонапорный режим
- •5.4 Типы залежей углеводородов
- •5.5 Термобарическая характеристика залежей углеводородов
- •5.6 Продуктивность скважин и залежей
- •5.7 Законы фильтрации жидкости и газа в пласте
- •6.2 Категории запасов и ресурсов углеводородов
- •7 Подсчет геологических запасов нефти
- •7.1 Объемный метод
- •7.2 Методы материального баланса
- •7.3 Статистический метод.
- •8 Методы подсчета извлекаемых запасов нефти
- •8.1 Метод аналогии
- •8.2 Методы многофакторного статистического моделирования
- •8.3 Эмпирический (покоэффициентный) метод
- •8.4 Экстраполяционные методы
- •8.5 Оценка кин при режиме растворенного газа
- •8.6 Гидродинамические методы
- •9 Подсчет запасов газа
- •9.1 Подсчет запасов растворенного в нефти газа
- •9.2 Подсчет запасов свободного газа
- •9.3 Подсчет запасов газового конденсата
- •9.4 Подсчет запасов этана, пропана, бутана, сероводорода и других полезных компонентов
- •Подсчет запасов газового конденсата.
- •10 Методы оценки ресурсов углеводородов
- •10.1 Оценка перспективных ресурсов
- •10.2 Оценка прогнозных ресурсов
- •11 Экономическая оценка поисково-разведочных работ
- •11.1 Оценка продолжительности работ
- •11.2 Расчет стоимости выполненных работ
- •11.3 Геолого-экономическая эффективность и технико-экономические показатели работ
- •12 Охрана недр и окружающей среды месторождений углеводородов
- •12.1 Охрана недр
- •12.2 Охрана окружающей среды
- •13 Обязательный комплекс сведений и документов, используемый при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений углеводородов.
10.2 Оценка прогнозных ресурсов
Для количественной оценки прогнозных ресурсов категории Дл1, Д1 и Д2 применяются следующие методы:
метод количественных геологических аналогий основан на определении на эталонных участках множественных зависимостей между удельной плотностью геологических запасов и рядом наиболее информативных факторов и переносе этих зависимостей на расчетные участки, сходные по геологическому строению.
метод оценки прогнозных ресурсов на «усредненную структуру» основан на определении на эталонном участке средних геологических запасов на одну разведанную структуру и плотности этих структур с последующим переносом полученных данных на расчетный участок для определения предполагаемого числа структур и соответствующих прогнозных ресурсов.
метод оценки прогнозных ресурсов по удельным плотностям запасов основан на определении по эталонным участкам удельных плотностей геологических запасов продуктивного пласта, толщи, комплекса и т.д., приходящихся на 1 км2 площади или на 1 км3 общего объема пород или пород-коллекторов и на переносе этих соотношений на расчетные участки с учетом поправочных коэффициентов, характеризующих изменение толщины, пустотности и других параметров расчетного участка по сравнению с эталонными.
Количественной оценке прогнозных ресурсов должна предшествовать качественная оценка, которая заключается в изучении геологических комплексов благоприятных для генерации и аккумуляции углеводородов, в выделении перспективных на нефть и газ зон и участков.
11 Экономическая оценка поисково-разведочных работ
Экономическая оценка поисково-разведочных работ проводится на двух этапах: на стадии проектирования и после завершения запроектированных работ.
На стадии проектирования поисковых работ экономическая оценка проводится с использованием данных о прогнозных ресурсах С3, а также данных по базовой скважине – аналога из числа ранее пробуренных скважин на данном объекте или соседних площадях, расположенных в идентичных геологических условиях. При этом учитываются такие параметры, как назначение скважины (поисковая, разведочная), глубина проектного горизонта, способ бурения, геологических разрез, конструкция скважин и т.д.
При экономической оценке завершенных поисково-разведочных работ расчеты проводятся по фактически полученным показателям.
11.1 Оценка продолжительности работ
При оценке продолжительности общего цикла строительства скважины учитываются затраты времени на следующие виды работ (сутки):
. подготовительные работы к строительству скважины;
. монтаж, демонтаж вышки и бурового оборудования;
. продолжительность бурения скважины;
. затраты времени на крепление ствола скважины;
. продолжительность испытания.
Полученные данные служат основой для оценки таких показателей, как коммерческая и цикловая скорость процесса.
Коммерческая скорость учитывает затраты времени только на продолжительность бурения и крепление скважины:
,
где V – коммерческая скорость, м/ст.-мес.;
Н – глубина скважины, м;
Тб – продолжительность бурения скважины, сут;
Тк – затраты времени на крепление скважины, сут.
Цикловая скорость учитывает затраты времени на осуществление полного комплекса работ на бурение скважины:
,
(м/ст-мес.),
где Т – общие затраты времени на бурение скважины, сут.
При бурение на объекте нескольких скважин учитываются суммарные затраты времени на их бурение.
