Глава 1. Сведения о районе исследования 5

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 2

Общая часть. Основные черты геологического строения, истории исследования и изученности месторождения в целом. 5

Глава 1. Сведения о районе исследования 5

Глава 2. Краткий обзор истории, этапов и методов изучения месторождения 5

Глава 3. Краткая характеристика геологического строения месторождения 8

Специальная часть. Детальное изучение геологического строения залежи углеводородов. Подсчет запасов. 9

Глава 4. Детальная корреляция продуктивной толщи и прослеживание продуктивного пласта в ее разрезе 9

Глава 5. Литолого-физическая характеристика продуктивного пласта 10

Глава 6. Выделение эффективных толщин коллекторов и определение границ распространения коллекторов по площади, оценка неоднородности продуктивных пластов и подготовка исходных данных для подсчета запасов 14

Глава 7. Изучение условий залегания нефти (газа) в продуктивном пласте 21

Глава 8. Краткая история и текущее состояние разработки залежей 23

Глава 9. Подсчет запасов нефти (газа) и сопутствующих компонентов 24

Обоснование параметров подсчета запасов залежей нефти объемным методом 27

Обоснование параметров подсчета запасов свободного газа объемным методом 38

Обоснование параметров подсчета запасов газа методом падения пластового давления 42

Обоснование параметров подсчета запасов конденсата в газоконденсатных залежах 42

Экономическая часть 45

Охрана недр и окружающей среды 45

Заключение 46

Литература 49

Приложения 50
Введение

При выполнении дипломного проекта студент должен в полном объеме использовать накопленные знания по теоретическому курсу и приобретенные навыки на учебной и производственных практиках.

Материалами для дипломного проекта являются первичные сейсмические, геолого-промысловые и промыслово-геофизические данные, сведения из фондовых и литературных источников, собранные студентом на преддипломной практике. Поскольку дипломное проектирование выполняется с использованием персональных компьютеров и различных программных продуктов геологического 2 и 3Д моделирования, информация для выполнения работы над проектом должна быть представлена в цифровом виде.

Для изучения и моделирования залежей, независимо от содержащегося в них флюида, необходимо собрать следующий материал:

1. обзор­ную карту района работ,

2. сводный геолого-геофизический разрез,

3. структурные карты по опорным горизонтам,

4. условные координаты скважин,

5. альтитуды скважин,

6. полный комплекс промыслово-геофизических исследований по всем скважинам в цифровом виде в виде las-файлов,

7. инклинометрию по скважинам или удлинение на пластопересечение,

8. пер­вичное описание керна из продуктивного пласта и прони­цаемых интервалов,

9. результаты обработки керна и интерпретации материалов ГИС: определения открытой пористости и проницаемости из проницаемых интервалов (по керну), значения α_сп, ∆ I _nγ, открытой пористости проницаемых интервалов по геофизическим данным,

10. интервалы перфорации, депрессии, дебиты, диаметры штуцера, продуктивность скважин, удельные продуктивности скважин, толщины проницаемых прослоев в перфорированном интервале.

Все эти данные сводятся в таблицу 1.

Кроме того, в зависимости от флюида, содержащегося в залежи, на практике необходимо также собрать:

по нефтяным залежам и нефтяным оторочкам: коэффициент нефтенасыщенности коллекторов по данным керна и промыслово-геофизических исследований; данные о плотности нефти в пластовых и поверхностных условиях; объемном и пересчетном коэффициентах; растворимости газа в нефти; давлении насыщения; начальном и текущих газовых факторах при добыче нефти и газа;

по газовым и газоконденсатным залежам: коэффициент газонасыщенности, данные о пластовой температуре; интервалах замера забойного давления; забойном пластовом давлении; начальном статическом давлении, составе пластового газа и конденсата и потерях газа. Все эти данные сводятся в таблицу 2.

По нефтяным залежам заполняются столбцы 1-10, по газовым - 1-6 и 11-18.

Кроме указанных таблиц, нужно снять копии эксплуатационных карточек по добывающим скважинам за двенадцатые месяцы и год в целом каждого года эксплуатации.

Данные для составления экономической части и раздела «Охрана труда, недр и природы» определяются соответствующими консультантами проекта.

Перед отъездом на 2-ю производственную практику каждый студент получает на кафедре задание на дипломный проект и согласовывает его с консультантами по геофизической и экономическим частям, а также по разделу «Охрана труда, недр и природы».

Дипломный проект на рассматриваемую тему должен содержать:

1. Введение - 2-3 с.

2. Общую часть - 30-35 с.

3. Специальную часть - 34-43 с.

4. Экономическую часть - 7-10 с.

5. Раздел «Охрана труда, недр и природы» - 5-7 с.

6. Заключение.

Таким образом, общий объем дипломного проекта не должен превышать 80 страниц в переводе на машинописный текст, включая табличный материал и иллюстрации в тексте. Текстовый материал дипломного проекта сопровождается графическими приложениями стандартного формата, которые должны иллюстрировать геологическое строение месторождения и исследуемой залежи, а также пояснять основные положения специальной части проекта.

Текст дипломного проекта, графические приложения, презентация к докладу, а также геологическая модель и исходные данные для ее создания в цифровом виде сохраняются на CD диске и прикладываются к дипломному проекту.

Таблица 1

Месторождение

Пласт (горизонт)

№ скв.

Глубина залегания продуктивного пласта, м

Общая толщина пласта, м

Глубина проницаемых интервалов пласта, м

Глубина нефтенасыщенных интервалов, м

Коэффициент открытой пористости по проницаемым интервалам пласта (по керну), доли ед.

Коэффициент проницаемости по тем же интервалам (по керну). мкм2∙10-3

Коэффициент проницаемости по тем же интервалам (по ГИС). мкм2∙10-3

Значения αсп, ∆ I nγ или коэффициента пористости проницаемых интервалов пласта по ГИС

Интервалы перфорации, м

Депрессия, 0,1 МПа

Дебит скв., т/сут, диам. штуцера, мм

Продуктивность скв. т/сут 0,1 МПа

Толщина проницаемых прослоев в интервале перфорации, м

Удельная продуктивность скважин т/сут 0,1 МПа∙м

 

Таблица 2

Месторождение

Пласт

№ скв.

Интервалы глубин проницаемых, прослоев, м

Коэффициент нефте-или газонасыщенности (по керну в пределах прониц. интервалов), доли ед.

Коэффициент нефте-или газонасыщенности (по ГИС в пределах прониц. интервалов), доли ед.

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

Пересчетный коэффициент (объемный коэффициент), доли ед.

Газосодержание или газовый фактор, м3/сут

Интервалы замеров забойного давления

Забойные пластовые давления

Начальные статические давления (по скважине), 0,1МПа

Состав пластового газа (по скважине)

Содержание конденсата в 1 м3 газа см/м3 или г/м3

Пластовая температура (по скважине), 0С

Перетоки и потери газа (по залежи), млн.м3

Коэффициент сжимаемости пластового газа

При составлении настоящего пособия учтены «Инструкция о порядке внесения, содержании и оформлении материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов, представляемых для утверждения в ГКЗ», «Временное методическое руководство по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти и газа по данным геологоразведочных работ», «Инструкция по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа».

Ниже даются подробные объяснения по составлению и содержанию основных разделов дипломного проекта.

Приводятся характеристика района работ предприятия; время и место прохождения практики; должность и обязанности, которые выполнял студент на практике; актуальность темы дипломного проекта; задачи, поставленные перед дипломным проектом геологической службой предприятия; методы, используемые при решении задач дипломного проекта; использование программных продуктов геологического моделирования при выполнении проекта; объем и содержание первичных материалов при выполнении специальной части дипломного проекта.

Общая часть. Основные черты геологического строения, истории исследования и изученности месторождения в целом.

Этот раздел составляется по фондовым и литературным источникам.

Таблица 3

Виды работ (сейсмические исследования, структурное бурение и т.п.)	Время начала и окончания работ	Объем и проведение работ	Основные результаты работ

 

Таблица 4

Объект разведки

Расстояние между скв., км от – до

Число пробуренных скважин по пластам (горизонтам)

Число пробуренных скважин по пластам (горизонтам)

Число скважин, находящихся в бурении

Примечание

всего

В том числе

в том числе

ликвидированных (в том числе по техническим причинам)

неопробованных

опробованных и давших

нефть

нефть с водой

нефть с газом

газ

газ с конденсатом

газ с водой

вода

Таблица 5

№ скв.

Пласт (горизонт)

Абс.отм. кровли с учетом искривления

Толщина пласта нефтегазонасыщенная, м

Интервал опробования, глубина, м

Способ вскрытия пласта

Диаметр (мм) и глубина (м) фонтанных труб

Диаметр штуцера, мм (способ вызова притока)

Фактическое время непрерывной работы в часах (сутках)

Давление, приведенное к середине интервала опробования забойное, МПа

Депрессия, МПа

Дебит нефти, м3/сут

Газовый фактор, м3/сут

Дебит воды

Дебит газа, тыс.м3/сут

Коэффициент продуктивности

Положение ВНК, ГНК, ГВК, абс.отметки

Количество нефти, добытое за время опробования., т

м3/сут

при динамическом уровне

конденсата, м3/сут

по опробованию

принятое

воды, м3 газа, тыс.м3 конденсата, т

по ГИС

Таблица 6

Возраст продуктивных отложений	Индекс пласта	Литология пласта	Глубина залегания пласта в своде, м	Абсолютная отметка ВНК, ГНК, ГВК, м	Размеры залежи	Тип залежи	Пределы и средняя толщина продуктивных отложений, м
Длина, км	Ширина, км	Высота, м

 

Оценка перспектив нефтегазоносности невскрытой части разреза дается по аналогии с соседними площадями, где эти отложения изучены.

Гидрогеологическая характеристика месторождения. Объем, содержание и методы гидрогеологических исследо­ваний и наблюдений, выполненных при разведке. Краткое описание водоносных горизонтов, вещественный состав и эффективные мощности водовмещающих пород, дебиты скважин и соответствующие им депрессии или уровни: ха­рактеристика гидродинамической системы - напоры вод в отдельных водоносных горизонтах, гидродинамическая связь горизонтов и их положение в гидродинамической системе района. Характеристика физических свойств и химического состава подземных вод (содержание йода, брома, окиси бора и других компонентов, оценка возможности их промышленного использования). Данные о пластовом давлении в законтурной части залежи. Характеристика естественных режимов работы залежи. Предварительные соображения о возможностях промышленного использования пластовых вод для заводнения и других хозяйственных нужд (использование термальных вод, минеральных вод для бальнеологических нужд и т.п.).

Специальная часть. Детальное изучение геологического строения залежи углеводородов. Подсчет запасов.

Этот раздел является результатом самостоятельного изучения залежи углеводородов на основе фактических, фондовых и литературных материалов.

В зависимости от объекта исследования предметом детального изучения может быть:

· нефтяная залежь;

· газовая залежь;

· нефтегазовая залежь;

· газоконденсатная залежь;

· нефтегазоконденсатная залежь.

Последовательно, по главам излагаются методические приемы, связанные с решением задачи, поставленной в специальной части дипломного проекта применительно для нефтяной залежи. Вместе с тем, обращается внимание на специфические особенности при детальном изучении и подсчете запасов по другим типам залежей.

Таблица 7

k=n-1	t5, %	k=n-1	t5, %
	12,706 4,303 3,182 2,776 2,571 2,447 2,365 2,306 2,262 2,228		2,179 2,145 2,120 2,101 2,086 2,074 2,064 2,056 2,048 2,042 1,960

Если исследуются средние значения случайных величин, распределяющихся логнормально (например, проницаемости), то значение t вычисляется по формуле

, (2)

где и - средние арифметические логарифмов значений проницаемости;

и - несмещенные оценки дисперсий логарифмов.

Графические материалы к главе:

· гистограммы и полигоны распределения всех значений открытой пористости и проницаемости по керну.

Глава 6. Выделение эффективных толщин коллекторов и определение границ распространения коллекторов по площади, оценка неоднородности продуктивных пластов и подготовка исходных данных для подсчета запасов.

Выделение коллекторов в продуктивном разрезе в силу ограниченности отбора керна основывается на геофизических методах исследования скважин и осуществляется при этом по прямым качественным признакам.

В терригенных породах, среди которых обычно преобладает межзерновой тип коллектора, при вскрытии продуктивных пластов на глинистом растворе, менее минерализованном, чем пластовая вода, и при создании репрессии на пласт к основным прямым качественным признакам относят следующие (по Б. Ю. Вендельштейну, 1989):

· сужение диаметра скважины по сравнению с номинальным, фиксируемое на кавернограмме; присутствие глинистой корки, фиксируемое на коркограмме;

· положительное приращение на диаграмме микрозондов; при этом на общем фоне невысоких значений показания микропотенциал-зонда выше показаний микроградиент-зонда;

· наличие радиального градиента удельного сопротивления на диаграммах бокового электрического зондирования (БЭЗ), отражающего проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт;

· изменение показаний различных геофизических методов во времени, отражающее преобразование во времени зоны проникновения в коллектор фильтрата глинистого раствора.

Для выделения коллекторов межзернового типа в карбонатном разрезе применимы вышеупомянутые прямые качественные признаки. Однако в связи с тем, что на значение межзерновой пористости в карбонатных породах существенное влияние оказывает содержание нерастворимого остатка, выделение коллекторов осуществляют путем сравнения кривой r_эф БК (экранированного зонда) с кривой НГМ, имеющими одинаковый масштаб пористости (т.е. нормализованными по шкале пористости). При бурении на пресном глинистом растворе или на воде (если r_р > r_в) коллекторы выделяют по расхождению этих кривых. При равенстве минерализации раствора и пластовой воды кривые r_эф БК и НГМ в водоносных коллекторах совпадают, а в продуктивных различаются. Нужно учитывать, что расхождение кривых r_эф БК и НГМ в межзерновом карбонатном коллекторе может быть связано с непроницаемыми глинистыми загипсованными карбонатными породами, содержащими битум. Такие породы должны исключаться из продуктивной части разреза на основании комплексного его изучения по данным промысловых исследований скважин, керна и других геофизических методов.

Выделение межзерновых коллекторов в разрезе терригенных и карбонатных пород по прямым качественным признакам очень широко практикуется в настоящее время. Однако в силу ряда факторов, связанных с качеством раствора и др. причин, геофизические методы не всегда надежны. Пласты, выделенные по геофизическим данным как коллекторы, нередко при опробовании не дают притоков. По этой причине возникла необходимость дополнительного обоснования принадлежности пород к коллекторам, определения кондиционных пределов параметров продуктивных пластов (количественных критериев).

Таблица 7

Горизонт

Число проб

Плотность нефти, г/см3

Вязкость, МПа с

Содержание, % вес.

Выход легких фракций при нагреве до 300 °С. % вес.

Давление насыщения, МПа

Газонасыщение пластовой нефти, м3/т

Отобранных на поверхности

Глубинных

на поверхности

в пластовых условиях

на поверхности

в пластовых условиях

Асфальтенов

смол

парафина

серы

масел

 

Состав пластового газа

Таблица 8

Горизонт

Число проб

Удельный вес газа по воздуху

Содержание, % объемн.

метана

этана

пропана

бутана

изобутана

пентана + высшие

Сероводорода

гелия

Углекислого газа

азота

 

При различной обводненности

Таблица 9

Пласт	Запасы, тыс.т	КИН утвержденный	Текущая накопленная добыча на ____ 200_г.
Геологи-ческие	Извлекае-мые	Всего	При разной обводненности
тыс.т	КИН	<5%	5-50%	50-90%	>90%
тыс.т	%	тыс.т	%	тыс.т	%	тыс.т	%
Поднятие 1
А01			0,370	1174,2	0,492	159,2	13,6	815,5	69,4	188,2	16,0	11,3	1,0
А0			0,419	1286,9	0,401	92,8	7,2	631,0	49,0	490,1	38,1	73,0	5,7
А2			0,275		0,070
А3			0,425		0,391		14,9		52,1		27,7		5,3
А4			0,475	1956,7	0,468	119,1	6,1	573,5	29,3	717,9	36,7	546,2	27,9
Поднятие 2
А4			0,476		0,462	105,5	6,0	467,5	26,0	874,7	50,0	316,1	18,0

 

 

пластового давления.

Независимо от выбранного метода, прежде чем приступить к подсчету, необходимо на основании установленной ранее степени изученности залежи обосновать категории запасов и составить подсчетный план (Приложение 11).Категории запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов устанавливаются действующей Временной классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утверждена приказом МПР России от 07.02.2001г.№126) или Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утверждена приказом МПР России от 01.11.2005г.№0298). Переход на новую классификацию запасов и ресурсов нефти и горючих газов, согласно постановлению, необходимо выполнить с 2009г.

При подсчете запасов объемным методом на залежи может быть выделено несколько категорий запасов, при подсчете другими методами - только одна.

Границы категорий запасов проводятся на подсчетном плане, составляющемся на основе карты по кровле (поверхности) продуктивного пласта.

На подсчетном плане должны быть показаны:

· положение устьев скважин и точек пересечения ими кровли проницаемой части пласта;

· внешний и внутренний контуры нефтегазоносности;

· зоны отсутствия коллекторов;

· границы категорий запасов;

· скважины: разведочные; добывающие; законсервированные; нагнетательные; наблюдательные; давшие безводную нефть, газ, нефть с газом; нефть с водой; газ с водой; воду; находящиеся в опробовании, неопробованные с указанием нефте-, газо-, водонасыщенности пластов - коллекторов по промыслово-геофизическим данным; вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами; ликвидированные;

· испытанные скважины с указанием в специальных таблицах на подсчетном плане интервалов глубин и отметок кровли и подошвы проницаемых прослоев пласта и интервалов перфорации, начальных и текущих дебитов нефти, свободного газа и воды, диаметров штуцера, депрессий, добычи и процента воды, количества учтенных при подсчете запасов определений пористости и проницаемости, индексов совместно опробованных пластов (дебиты должны указываться рабочие и при одинаковых штуцерах);

· добывающие скважины с указанием даты вступления в эксплуатацию, начальных и текущих дебитов и пластовых давлений; добытого количества нефти, газа и воды; даты начала обводнения и текущего процента обводнения (в случае большого числа скважин эти данные сводятся в отдельную таблицу).

Ниже даются рекомендации к обоснованию параметров подсчета запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих, компонентов различными методами.

 

Площадь нефтяной залежи

Площадь залежи F контролируется уровнем водонефтяного контакта и границами распространения коллекторов по площади залежи. Она определяется суммой выделенных зон, в пределах которых устанавливаются все остальные параметры залежи.

Расчет объемов коллекторов

Таблица 10

Залежь (пласт)	Категория запасов	Зона насыщения	№ подсчетной области	Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина расчетной области, м	Площадь подсчетной области, тыс.м2	Объем коллекторов подсчетной области, тыс. м3

Таблица 10

Залежь (пласт)	Категория запасов	Зона насыщения	№ подсчетной области	Средняя величина Коп подсчетной области, доли ед.	Площадь подсчетной области, тыс.м2	Объем порового пространства коллекторов подсчетной области, тыс. м3

 

Таблица 11

Залежь (пласт)	Категория запасов	Зона насыщения	№ подсчетной области	Средняя величина Кн подсчетной области, доли ед.	Площадь подсчетной области, тыс.м2	Нефтенасыщенный объем порового пространства коллекторов подсчетной области, тыс. м3

 

Таблица 12

 

Горизонт, пласт

Категория запасов

Зона насыщения

Площадь нефтеносности, м3

Средняя нефтенасыщенная толшина, м

Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3

Коэффициенты

Плотность нефти, г/см3

Геологические запасы нефти, тыс.т

КИН

Извлекаемые запасы нефти, тыс.т

Газосодержание, м3/т

Запасы растворенного газа, млн.м3

Извлекаемые запасы растворенного газа, млн.м3

открытой пористости

нефтенасыщенности

пересчетный

 

 

Таблица подсчета геологических запасов нефти по картам удельных запасов.

Залежь (пласт)	Категория запасов	Зона насыщения	№ подсчетной области	Средняя величина qуд. подсчетной области, т*м2.	Площадь подсчетной области, тыс.м2	Геологические запасы подсчетной области, тыс. т

Таблица 13

 

Геологические запасы залежи или ее участка на основе карт удельных запасов определяют как сумму произведений площади элементарного участка между соседними изолиниями удельных запасов на их среднюю величину на элементарном участке. Каждый элементарный участок нумеруется, и номер указывается на карте удельных запасов [9]. По результатам заполняется таблицаподсчета геологических запасов нефти по картам удельных запасов (табл.13). В соответствии с инструкцией ГКЗ замеры осуществляются раздельно по зонам насыщения залежи и категориям запасов.

Графический материал к разделу:

• таблица подсчета геологических запасов нефти по картам удельных запасов (табл.13);
• карта удельных запасов (Приложение 14).

Таблица 14

 

Пласт

Категория запасов

Зона насыщения

Площадь газоносности, м2

Средняя газонасыщ. толшина, м

Объем газонасьпц. пород, тыс. м3

Коэффициент открытой пористости, доли ед.

Коэффициент газонасыщенности, доли ед.

Начальное пластовое давление, 0,1 МПа

Поправка на сжимаемость

Термический коэффициент

Барический коэффициент

Начальные запасы свободного газа, млн. м3

aо

aост

 

Коэффициент извлечения газа К_и.г принимается пока равным 1. Данные о параметрах и подсчет запасов свободного газа объемным методом сводятся в таблице 14.

 

Таблица 15

 

Компоненты	Газ сепарации	Газ дегазации	Газ дебутанизации	г-моль	С5+ дебутаниза-ции в конденсате, г-моль	Суммарное содержание каждого компонента г-моль	Состав пластового газа, % мол.
% мол.	г- моль	% мол.	г- моль	% мол.
С1 С2 С3 С4 С5+ N2 СО2

Итог 100 100 100

В соответствии с этим графиком величина hс₅₊, характеризуется следующими значениями:

	0,30	0,51	0,77	0,89	0,91	0,93	0,94	0,95

 

Извлекаемые запасы стабильного конденсата определяются по формуле

(27)

- коэффициент извлечения конденсата,

К_и.г - коэффициент извлечения газа, принимаемый пока равным 1.

При содержании С₅₊ в пластовом газе менее 30 г/м³ величина определяется по графику в зависимости от соотношения , вычисляемого по данным состава пластового газа.

Если содержание С₅₊ превышает 30 г/м³, предварительно экспериментальным путем определяются его пластовые потери q_п.п на аппаратуре УГК-3. Затем определяют коэффициент извлечения конденсата

(28)

Извлекаемые запасы конденсата в этом случае будут
равны

(29)

Данные о величине потерь конденсата получают в лаборатории предприятия, на котором студент проходит практику.

Графические приложения к главе:

· подсчетный план;

для залежей нефти:

· карты и профили с текущим положением контуров нефтеносности и водонефтяных контактов; карты и график разработки залежи;

для газовой залежи:

· карты приведенных изобар на разные даты;

· карты разработки залежи;

· график зависимости средневзвешенного приведенного давления от накопленного отбора.

 

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Проводится оценка эффективности разведочных работ на исследуемой залежи и мероприятий, предлагаемых в технической части дипломного проекта.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводятся основные итоги проведенных исследований, формулируются выводы и рекомендации.

 

Требования к техническому оформлению дипломного проекта

1. Текст дипломного проекта и графические приложения к нему выполняются с использованием персонального компьютера.

2. Титульный лист оформляется с использованием персонального компьютера.

3. В начале проекта после титульного листа помещается проектное задание, краткая аннотация (0,5 с.), оглавление и список творческих и табличных приложений.

4. Текстовые приложения, рисунки, чертежи, графики, таблицы имеют последовательную (сквозную) нумерацию.

5. Рисунки в тексте должны быть оформлены так, как это требуется для издания, т.е. под рисунком проводится линейный масштаб, условные обозначения, название чертежа и пояснительный подрисуночный текст.

6. При составлении списка литературы в алфавитном порядке приводится перечень опубликованных и фондовых работ, использованных или принятых во внимание при подготовке проекта. При количестве авторов менее трех работа занимает алфавитное положение по фамилии первого автора. При количестве авторов более трех работа занимает алфавитное положение по первым буквам ее названия. В первом случае авторы (все) перечисляются перед названием работы, во втором - после названия (перечисляются первые три автора и затем пишется «... и др.»). Кроме сказанного, указывают год и место издания, название издательства. При ссылке на статью, помещенную в сборнике или журнале, указывается их название и страницы, на которых статья помещена (например, с, 105-120).

В данном методическом руководстве при рассмотрении рекомендации к составлению различных глав дипломного проекта были названы возможные графические приложения, являющиеся демонстрационным материалом дипломного проекта. Число графических приложений обычно не превышает 12.

К числу обязательных графических приложений относятся:

1) схематическая карта района исследований с указанием соседних месторождений и нефтегазопроводов;

2) сводный геолого-геофизический разрез; который охватывает всю, вскрытую бурением, толщу отложений месторождения, масштаб глубин выбирается в зависимости от толщины вскрытого разреза и может быть принят от 1:1000 до 1:2500;

3) схемы детальной корреляции составляются по 4-5 скважинам в масштабе 1:200, а при большой толщине продуктивной толщи - дополнительно и в масштабе 1:500; на схемах должны быть показаны интервалы глубин скважин, интервалы отбора керна и его привязка, литология пород по керну и промыслово-геофизическим данным, интервалы опробования и их результаты; кривые наиболее информативных методов промыслово-геофизических исследований (стандартный или радиоактивный каротаж), на схемах детальной корреляции должны быть четко выделены корреляционные (реперные) границы; кривые методов ГИС должны быть достаточно дифференцированы для того, чтобы отразить результаты корреляции;

4) схема обоснования ВНК, ГНК и ГВК. На ней помещаются все скважины, привязанные к абсолютным глубинам; по каждой скважине указываются интервалы пласта, интервалы проницаемых и непроницаемых прослоев; у проницаемости прослоев показывается характер их насыщения по данным керна и промысловой геофизики, интервалы опробования их результаты; по этим данным проводится линия начального положения ВНК (ГНК, ГВК); если залежь в разработке, то наряду с начальным положением на схеме показывается текущее положение контактов;

5) структурные карты (карты поверхности) по кровле и подошве проницаемой части продуктивного пласта в масштабе от 1:10000 до 1:50000 с указанием соответственно внешнего и внутреннего контур