- •1. Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока. Уникальные месторождения.
- •2.Формирование подземных вод осадочных бассейнов.
- •3. Методы подсчёта запасов газа.
- •Формула подсчета запасов растворенного газа(водонапорнвй режим)
- •4. Формы изображения химического состава вод, правила их химического наименования. Химическая классификация вод.
- •Химическая классификация вод Типы подземных вод в осадочных бассеинах по Зайцеву
- •Типы вод по Сулину
- •5. Проницаемость и пористость горных пород. Закон Дарси.
- •Пористость.
- •Закон Дарси
- •6.Структурно-картированное бурение (цели, задачи, технология).
- •7.Компонентный состав свободных и попутных газов.
- •8.Сибирская Платформа. Основные Черты Геологического Строения и Перспективы Нефтегазоносности.
- •Границы платформы
- •В строении платформы выделяются:
- •Выделяются следующие тектонические провинции:
- •9. Методика построения структурных карт.
- •10. Гидрогеологические критерии нефтегазоносности
- •Главнейших гидрогеологические показатели:
- •11. Сейсморазведка. Основные методы и их физическая сущность.
- •Основные методы
- •1. Метод отраженных волн
- •2. Метод преломленных волн
- •12. Построение профильных геологических разрезов глубокозалегающих пластов по скважинам.
- •3 Метода исследования разреза по скважине:
- •13. Зоны нефтегазонакопления и нефтегазообразования. Критерии их выделения. Примеры таких зон.
- •Структурный тип зон нефтегазоскоплений:
- •14. Наиболее распространённые осадочные породы, их происхождение, ёмкостно-фильтрационные свойства.
- •15. Природоохранные мероприятия при геолого-разведочных работах на нефть и газ.
- •1) Мероприятия по охране природной среды на поисково-разведочной стадии:
- •2) Природоохранные мероприятия при строительстве и эксплуатации скважин
- •16. Этапы и стадии поисково-разведочного процесса. Их характеристика.
- •Характеристика стадий Региональный этап
- •Поисковый этап
- •Разведочный этап
- •17. Методы определения пластовых и забойных давлений. Карты приведённых давлений.
- •18. Битумы и битумоиды. Их состав, генезис и принципиальные различия.
- •19. Элементный и компонентный состав нефти. Элементный состав нефти
- •Компонентный состав нефти
- •20. Методы испытания скважин.
- •21. Геологическая документация при разведке нефтяных и газовых месторождений c использованием буровых работ.
- •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.
- •2. Месторождения, связанные с эрозионными и рифовыми массивами
- •3. Месторождения, связанные с гомоклиналями
- •4. Месторождения, связанные с синклинальными прогибами
- •27. Методика и стадийность геохимических поисков нефтегазовых месторождений.
- •1) Газовый
- •28. Горючие полезные ископаемые. Основные группы, представления об условиях образования.
- •30. Пробная эксплуатация нефтяных и газовых залежей.
- •Методы воздействия на пласт.
- •31. Принципы классификации и типы нгб.
- •Бассеины на стыке складчатых областей и платформ
- •32. Геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской нгп. Её роль в нефтегазовом потенциале России.
- •33. Принципы классификации месторождений нефти и газа.
- •Современная классификация месторождений по Токаревой
- •Альтернативные классификации месторождений
- •34. Виды геофизических исследования в скважинах.
- •Краткий перечень методов каротажа. Электрический каротаж:
- •Радиоактивные методы:
- •1) Газовый
- •36. Основные нефтегазоносные комплексы и горизонты Восточной Сибири.
- •37. Характеристика зон внк, гвк, гнк. Методы нахождения их поверхностей.Теоретическое обоснование геохимических методов поисков нефти и газа.
- •Теоретическое обоснование геохимических методов поисков нефти и газа.
- •38. Обзор основных нефтегазоносных бассейнов Северной Америки.
- •39. Гидрогеологический цикл и его этапы. Роль этапов в формировании залежей нефти и газа.
- •40. Подготовка скважин к опробованию и его производство.
- •41. Обзор ведущих нефтегазоносных бассейнов Европы.
- •1) Среднеевропейской и Восточно-Европейской древних платформ
- •2) Западно-Европейской молодой платформы:
- •3) Предгорных прогибов альпийских горноскладчатых сооружений Южной Европы;
- •4) Межгорных впадин альпийской складчатости Южной Европы и Средиземноморья
- •42. Электроразведка. Физическая сущность и основные методы. Возможности применения метода.
- •Электрокаротаж (скважинная электроразведка)
- •43. Основные обстановки осадконакопления. Условия накопления и сохранения органического вещества.
- •3. Нивальный (ледниковый. Образуются Морены в результате схода ледников.
- •4. Вулканогенно-осадочный
- •44. Типы нгб, особенности их строения и характеристика условий генерации нефти и газа, аккумуляция и сохранность залежей.
- •Бассеины на стыке складчатых областей и платформ
- •Формирование проходит в несколько стадий:
- •Условия сохранения:
- •45. Радиометрия. Сущность метода и основные модификации. Принцип устройства аппаратуры и круг решаемых задач.
- •Радиоактивные методы и что замеряют:
- •46. Вертикальная зональность нефтегазообразования.
- •47. Принцип районирования и выделения нефтегазоносных территорий.
- •48. Природные горючие газы. Формы их нахождения (свободные, попутные, водорастворённые, рассеяные, газогидраты) и разнообразие их состава.
- •49. Схема дифференциального улавливания ув при латеральной миграции.
- •50. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа. Ресурсы
- •Дополнение
- •51. Обзор ведущих нефтегазоносных бассейнов Азии.
- •-Нгб Центральной и Восточной Азии
- •- Нгб Индостанской платформы
- •52. Причины и признаки разрушения залежей нефти и газа.
- •Факторы разрушения залежей нефти и газа.
- •53.Литолого-стратиграфические залежи нефти и газа. Условия их возникновения и морфологическое разнообразие.
- •Дополнительная классификация
- •55. Виды и формы миграции углеводородов (стадийность, фазовое состояние ув и характер миграции).
- •Факторы миграции
- •56. Поглощения промывочной жидкости. Причины их возникновения и способы борьбы с ними.
- •Причины возникновения поглощений:
- •Методы борьбы с поглощениями (по б.Б. Кудряшову и а.М. Яковлеву)
- •57. Нефтегазоносные бассейны рифтовых систем.
- •58. Буровые установки и сооружения. Классификация буровых установок.
- •Классификация буровых установок
- •Формирование проходит в несколько стадий:
- •Условия сохранения:
- •Разрушение залежи:
- •61. Каустобиолиты. Принципы классификации.
- •Дополнение
- •62. Оценка экологического риска и степени техногенного воздействия на окружающую природную среду при разработке нефтегазовых месторождений.
- •1.Мероприятия при эксплуатации скважины
- •64. Структурные залежи. Их классификация (по а. Н. Бакирову).
- •Структурный класс
- •1. Антиклинальная группа
- •2. Моноклинальная группа
- •65. Общие сведения о скважине. Конструкция скважины.
- •Основные элементы скважины:
- •Категории скважин на нефть и газ:
- •66. Роль нефтегазоносности стран Персидского залива в мировой экономики.
- •67. Пробная эксплуатация нефтяных и газовых залежей. Методы воздействия на пласт.
- •68. Современное состояние и развитие нефтегазового комплекса
- •69. Инновационная деятельность предприятия в нефтегазовом производстве. Оценка эффективности инновационной деятельности.
- •70. Цены на нефть, состав, виды и функции цен. Опек и его влияние на цену нефти.
- •Опек и его влияние цену на нефть.
Компонентный состав нефти
Главными компонентами нефти, как это уже упоминалось,являются углеводороды. Эту часть нефти условно называют маслами. Кроме масел в нефти присутствуют сложные высокомолекулярные кислородсодержащие вещества – смолы и асфальты, определяющие окраску нефти и сильно влияющие на ее удельный вес. Масла, смолы и асфальтены присутствуют в нефтях в различных соотношениях, но обычно масел больше, чем смол, а смол больше, чем асфальтенов. Существует несколько методов компонентного анализа нефтей, наиболее употребительным и точным в настоящее время считается адсорбционный метод разделения нефти на хроматографической колонке.
Компонентный анализ применяется для суждения о количестве асфальтово-смолистых веществ в нефти и для их раздельно го изучения: определения молекулярного веса, элементного состава и т. д.
Уменьшение содержания асфальтово-смолистых компонентов в нефти по продуктивному пласту указывает направление миграции.
20. Методы испытания скважин.
Испытание - заключительный этап выполнения работ по строительству скважин. От их результативности во многом зависит выполнение планов прироста запасов и, как следствие, возможность увеличения объемов добычи нефти и газа. Метод испытания скважины выбирают исходя из конкретных условий, к которым относятся: глубина скважины, ее техническое состояние, геолого-геофизические характеристики пласта, наличие оборудования и материалов. Основным фактором, влияющим на выбор метода испытания, является величина ожидаемого пластового давления. По этому показателю скважины делят на две группы: с давлением меньше гидростатического и больше гидростатического. Для вызова притока из пласта можно применять как методы плавного увеличения депрессии, так и большие знакопеременные нагрузки на пласт, способствующие улучшению условий притока флюидов. Работы по испытанию скважин начинают после проверки эксплуатационной колонны на герметичность. Особое место в испытании скважины занимают исследовательские работы. По результатам исследований определяют добывшую способность, а также гидродинамические характеристики скважины и пласта. Таким образом в процессе испытания скважины выполняют комплекс работ, обеспечивающих установление оптимальных условий ее эксплуатации.
В современных условиях пласты, вскрытые скважиной, испытывают на различных этапах строительства скважины. В процессе бурения, например, с помощью испытателей пластов производят опробование пласта. При этом определяют, чем насыщен пласт, его давление и температуру, а также проводят ограниченный комплекс исследовательских работ. Испытание скважины проводят после окончания бурения.
Под испытанием понимается комплекс мероприятий по вызову и интенсификации притока флюида и определению дебита, физико-химических свойств жидкостей и газа, давления и температуры. На основе этих показателей можно найти некоторые фильтрационные характеристики пласта.
В промысловой практике еще нередки случаи, когда скважину, из которой получен приток нефти или газа, закрывают вследствие отсутствия или несвоевременной установки эксплуатационного оборудования и монтажа нефтесборных трубопроводов. После обустройства приходится производить повторный вызов притока. Законченную испытанием продуктивную скважину осваивают. Освоению подлежат как эксплуатационные, так и разведочные скважины, давшие промышленный приток нефти и газа, а также нагнетательные скважины. Таким образом, в промысловой практике выполняют три качественно отличающейся друг от друга процесса: опробование пласта, испытание и освоение скважины. Поскольку при выполнении этих процессов есть одинаковые технологические операции, в практике часто разные процессы называют одинаково - освоением, испытанием, опробованием. Чтобы избежать терминологической путаницы в оценке отличающемся по характеру и назначению процессов получения притока из пластов, предлагаются следующие определения. Опробование пласта - процесс, связанный с вызовом притока и исследованием пласта с помощью испытателей пластов различного типа при бурении скважины. Использование испытателей пластов для получения притока флюидов после окончания бурения относится к испытанию скважины. Испытание скважины - процесс вызова и интенсификации притока из обсаженной или не обсаженной скважины, его исследования с целью определения добычных возможностей скважины и физико-химических свойств пласта и пластового флюида.
Освоение скважины - процесс, связанный с выполнением работ по вводу эксплуатацию скважины, законченной испытанием.
На успешность и продолжительность работ по испытанию скважин влияет ряд факторов, среди которых ведущее место занимают физические характеристики пласта и насыщающих его жидкостей, состояние геолого-геофизической изученности разреза, качество вскрытия пласта бурением, качество крепления пласта, способ вскрытия пласта перфорацией, продолжительность между вскрытием пласта бурением и началом испытания, техническое состояние скважины, уровень организации работ. По числу применяемых методов испытания и способов их осуществления, числу проводимых операций, а следовательно, и времени испытания скважины могут быть подразделены на три группы сложности. В скважинах первой группы приток из пласта получают после осуществления одного из способов снижения давления на забой, что достигается заменой бурового раствора водой, поршневанием, снижением уровня в скважине с применением компрессора.
В скважинах второй группы после использования двух-трех методов испытания удается получить приток, удовлетворяющий заданным условиям.
В скважинах третьей группы приток из пласта незначительный или отсутствует вообще. Вызвать приток или увеличить его не удается даже после неоднократного применения различных методов испытания скважин.