- •1. Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока. Уникальные месторождения.
- •2. Формирование подземных вод. Гипотезы происхождения подземных рассолов.
- •3. Методы подсчёта запасов газа. Объёмный метод, метод по падению давления, методика оценки ресурсов ув по водорастворённым газам.
- •4. Формы изображения химического состава вод, правила их химического наименования. Химическая классификация вод по в.А.Суслину.
- •5.2. Пористость горных пород, методы её определения.
- •6. Структурно-картированное бурение (цел, задачи, технология).
- •7. Компонентный состав свободных и попутных газов.
- •8. Сибирская платформа. Основные черты геологического строения и перспективы нефтегазоносности.
- •9. Методика построения структурных карт.
- •10. Поисковые гидрогеологические критерии нефтегазоносности. ?
- •11. Сейсморазведка. Основные методы и их физическая сущность. Способы возбуждения и регистрации упругих колебаний. Возможности применения метода.
- •12. Построение профильных геологических разрезов глубокозалегающих пластов по скважинам.
- •13. Зоны нефтегазонакопления и нефтегазообразования. Критерии их выделения. Примеры таких зон. ?
- •14. Наиболее распространённые осадочные породы, их происхождение, ёмкостно-филътрационные свойства.
- •15. Природоохранные мероприятия при геолого-разведочных работах на нефть и газ.
- •16. Стадии поисково-разведочного процесса. Их характеристика.
- •17.Методы определения пластовых и забойных давлений. Карты приведённых давлений.
- •18. Битумы и битумоиды. Их состав, генезис и принципиальные различия.
- •19. Элементарный и компонентный состав нефти.
- •20. Методы испытания скважин.
- •22. Шкала катагенеза органического вещества осадочных пород. ?
- •23. Виды режимов пластов. Условия проявления различных режимов. Особенности режимов газовых пластов.
- •24. Гравиразведка. Методика исследований при поисках нефти и газа.
- •25. Углеводородный состав нефти.
- •26. Структурно-тектонические месторождения платформ. Принципы систематики. Характерные типы залежи. ?
- •27. Методика и стадийность геохимических поисков нефтегазовых месторождений.
- •28. Горючие полезные ископаемые. Основные группы, представления об условиях образования.
- •29. Пьезопроводность. Методы ее определения.
- •30. Пробная эксплуатация нефтяных и газовых залежей. Методы воздействия на пласт.
- •32. Классификация нгб: внутриплатформенные бассейны; бассейны эпиплатформенных орегенов; Бассейны, расположенные на стыке складчатых областей и платформ.
- •33. Глубина скважины, конструкция скважины. Порядок опробования нефтегазоносных горизонтов.
- •34. Геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской нгп. Её роль в нефтегазовом потенциале России.
- •37. Теоретическое обоснование геохимичиских методов поисков нефти и газа.
- •39. Характеристика зон внк, гвк,гнк. Методы нахождения поверхностей внк,гвк,гнк.
- •38. Основные нефтегазоносные комплексы и горизонты Восточной Сибири.
- •40. Обзор основных нефтегазоносных бассейнов Северной Америки.
- •41. Гидрогеологический цикл и его этапы. Роль этапов в формировании залежей нефти и газа.
- •42. Подготовка скважин к опробованию и его производство.
- •45. Электроразведка. Физическая сущность и основные методы. Возможности применения метода.
- •43. 56. Обзор ведущих нефтегазоносных бассейнов Европы и зарубежной Азии.
- •46. Основные обстановки осадконакопления. Условия накопления и сохранения органического вещества.
- •47. Типы нгб, особенности их строения и характеристика условий генерации нефти и газа, аккумуляция и сохранность залежей.
- •48. Радиометрия. Сущность метода и основные модификации. Принцип устройства аппаратуры и круг решаемых задач.
- •49. Вертикальная зональность нефтегазообразования.
- •50. Принцип районирования и выделения нефтегазоносных территорий.
- •51. Определение удельного электрического сопротивления пластов по диаграммам индукционного каротажа.
- •52. Природные горючие газы. Формы их нахождения (свободные, попутные, водорастворённые, рассеяные, газогидраты) и разнообразие их состава.
- •53. Схема дифференциального улавливания ув при латеральной миграции.
- •54. Подсчёт прогнозных ресурсов нефти и газа. ?
- •55. Осадочно-породные бассейны, их роль в образовании скоплений ув.
- •57. Причины и признаки разрушения залежей нефти и газа.
- •58. Литолого-стратиграфические залежи нефти и газа. Условия их возникновения и морфологическое разнообразие.
- •59. Аргументация сторонников органического и неорганического происхождения нефти.
- •60. Основные нгб Южной Америки.
- •61. Виды и формы миграции углеводородов (стадийность, фазовое состояние ув и характер миграции).
- •62. Крупнейшие месторождения нефти и газа в России.
- •65.Нефтегазоносные бассейны рифтовых систем.
- •66. Буровые установки и сооружения. Классификация буровых установок, краткая характеристика современных буровых установок, буровые вышки.
- •69. Механизмы формирования, условия сохранения и разрушения залежей нефти и газа.
- •70. Каустобиолиты. Принципы классификации.
- •76.Роль нефтегазоносности стран Персидского залива в мировой экономики.
- •77. Силы препятствующие движению жидкости в пористой среде.
41. Гидрогеологический цикл и его этапы. Роль этапов в формировании залежей нефти и газа.
1 цикл: 2 этапа – элизионный; инфельтрационный. 3 этап – магматогенный. Элизионный этап накопления осадков в пласты и он заканчивается, когда начинаются трещины, затем вода просачивается и получается инфильтрационная. Периоды выделяют на основании сводного геологического разреза. Инфильтрационные воды – фильтрация с поверхности, метеоусловия, болота, роса. Элизионные воды – (седиментогенная) отжатая при давлении и температуре в смежных прослоях с изменением состава воды в пласте, тёплая, минерализованная вода. Магматогенная – подземная вода из паров магмы, при разгрузки мантии. В формировании нефти газа роль: вода в порах, растворённая в нефти по инфильтрационной гипотезе (просачивание из атмосферы) вода набирает минерализацию из пород с глубиной, меняется химический состав. По гипотезе органического происхождения нефти и вод нефтяного месторождения – вода нефтяных месторождений считается основным сопутствующим признаком процесса нефтеобразования. Вода, эта богата организмами, то есть в планктоне 99% воды (от его состава) планктон в процессе превращения в органические вещества и далее в нефть, заключённую в нём воду, которая является составляющей вод нефтеместорождений ( то есть планктон «отжимается») в этих водах много K, J, Br. В илах и песке остаётся морская вода и с накоплением осадков, часть воды отжимается ↑ а часть с илом и песком перемещается в пласты. Погребённая вода часто перемешивается меняется минерализация и далее новые этапы миграции вод – в складках и в сторону меньшего давления, влияет и температура. Минерализация вод нефтяных месторождений выше минерализации морской воды и возможно, что воды нефтегазовых месторождений могут быть ювенильными. Типы вод нефтегазовых месторождений: хлоркальциевые или щелочные, они не содержатся в морской воде, но это сближает воды с магматогенными по химическому характеру. Учёный Милс предполагает, что концентрирование подземных вод нефтяных месторождений происходит не только в процессе эксплуатации , но и длительное геологическое время под действием расширяющегося и перемещающегося по месторождению газа. Роль могли играть древние эрозионные поверхности, благоприятные для миграции газа нижезалегающих горизонтов в период эрозии – в эрозиях концентрировалась вода некоторых горизонтов нефтяных месторождений. В гидродинамических системах существует 2 потока воды – инфильтраций (с поверхности) и элизионный (от глубинных слоёв вверх). Эти воды (их потоки) направлены противоположно. Седиментационные (элизион) воды с Р горн. выдавливаемые из глин, в которых действует Р гидростатическое = Р горному. Все залежи нефти и газа образуются в зоне встречи подземных вод. Все углеводороды приблизительно на глубине 1,5 км (но не всегда), вот по палеокартам давлений найти зоны встречи вод и там должны быть углеводороды.
42. Подготовка скважин к опробованию и его производство.
При бурении и перфорации скважина заполнена буровым раствором. Для вызова притока необходимо выполнить условия pз < pпл, т.е. создание депрессии давления на пласт ∆p = pпл – pз, где pпл – пластовое давление; pз – забойное давление. Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать: h*ρ*g < pпл, где h – высота столба жидкости в скважине; ρ – плотность жидкости; g – ускорение свободного падения. Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо h, либо ρ, поскольку пластовое давление остаётся неизменным в процессе освоения данной скважины. Перед освоением скважину оборудуют в соответствии с её назначением, способом эксплуатации и методом вызова притока. Выбор метода вызова притока зависит от назначения скважины, её способа эксплуатации, пластового давления, глубины и расположения скважины на структуре, степени устойчивости коллектора и др. освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким давлением, обычно не вызывает затруднений. В данном случае можно создать большую депрессию давления и при этом происходит интенсивная самоочистка забоя и призабойной зоны то грязи за счёт большой скорости движения жидкости и газа. Однако при наличии неустойчивых пластов, газовой шапки (верхнего газа) или подошвенной воды возможны осложнения. Чрезмерные депрессии могут привести к разрушению пласта, цементного кольца и даже нарушению обсадной колоны, образованию конусов верхнего газа и подошвенной воды и прорыву их в скважину, поэтому такие скважины следует пускать в работу плавно с медленным снижением забойного давления на небольшую величину. В промысловой практике нашли применения следующие основные методы вызова притока (пуска в работу): замена жидкости, аэрация, продавка и свабирование.
Чтобы иметь полное представление о коллекторских свойствах пласта, оценить характер насыщенности и определить ориентировочный дебит, отбирают прямые и косвенные геологические данные, а также исследуют вскрытые продуктивные пласты путем взятия проб флюида и пробных откачек. Прямыми геологическими данными являются отбор керна, шлама и проб со стенок скважины, к косвенным данным относятся каротаж, фотографирование и визуальные наблюдения с помощью телевидения стенок скважины, а также получение отпечатков со стенок скважины.
Испытания пластов на приток производятся как в открытом (необсаженном) стволе скважины при ее бурении, так и в трубах после обсадки, цементирования, перфорации.
Испытания пластов в открытом стволе скважины производят по мере вскрытия пластов. Такие испытания имеют целый ряд преимуществ. Пласты до испытания подвергаются менее продолжительному воздействию бурового раствора и, естественно, бывают менее кольматированы. Если при бурении разведочных скважин они оказываются непродуктивными, нет необходимости их обсадки и цементирования.
Испытания обсаженных скважин, наоборот, производят снизу вверх (вначале испытывают нижний пласт).
Для испытания пластов используют комплект испытательных инструментов, который применяют для скважин. С помощью этих испытателей вызывают приток флюида, производят отбор флюида, определяют пластовое давление, продуктивность и среднюю эффективную проницаемость пласта. Кроме этого можно испытывать герметичность цементных мостов, определять место утечки в обсадных колоннах, осваивать малопродуктивные пласты и решать другие задачи.