- •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.
Причины возникновения поглощений:
Поглощение промывочной жидкости обусловлено такими факторами, как пористость и проницаемость горной породы, прочность коллектора, пластовое давление, объем и качество закачиваемого раствора. Избыточное давление (Р«изб»), это превышение гидростатического или гидродинамического давления (Р«гидр») над пластовым (Р«пласт»).
Р«изб» = Р«гидр» – Р«пласт»
Один пласт может быть как поглощающим, так и проявляющим. При превышении гидростатического давления столба жидкости над пластовым, промывочная жидкость в скважине будет проникать в трещины, поры и каналы горных пород. Снижение гидростатического давления относительно пластового будет приводить к возврату жидкости в скважину из пласта, т.е. вызывать газонефтеводопрояление.
Поглощение промывочной жидкости может быть обусловлено механическим воздействием, таким как вибрация или удары инструмента о стенки скважины, либо большим избыточным давлением. В этом случае, может открыться поглощение в ранее не проявившие себя, либо ранее изолированные горизонты. Разрушение участка породы, зависит от цикличности и значения воздействующих на него нагрузок, и может произойти в различные моменты: в процессе бурения; при СПО; при прекращении, либо восстановлении циркуляции; при спуске или тампонировании колонны и т.д. Еще одним технико-технологическим фактором, который способствует возникновению поглощения промывочной жидкости, является рост давления в затрубном пространстве, во время промывки скважины.
Поглощение промывочной жидкости может начаться при условии обладания вскрытым пластом высокой гидропроводности. В случае, если прочность горной породы недостаточная, происходит гидроразрыв пласта.
Методы борьбы с поглощениями (по б.Б. Кудряшову и а.М. Яковлеву)
1 группа - умеренное поглощение ( Удельные потери раствора меньше 0,1 м3/ч и процент потерь от подачи насоса меньше 5%)
Способ борьбы: замена воды глинистым раствором, закачивание воды(раствора) в скважину до восстановления циркуляции.
2 группа - частичное поглощение ( Удельные потери раствора 0,1-0,2 м3/ч и процент потерь от подачи насоса 5-30%)
Способ борьбы: Регулирование свойств раствора (снижение плотности,повышение динамической вязкости, увеличение водоотдачи); ограничение скорости спуска бурового ин-струмента, плавное восстановление циркуляции послеостановки промывки; ограничение предельного СНС;применение растворов с недиспергированной твёрдойфазой, отверждаемых растворов; аэрация растворов,применение сжатого воздуха, пен
3 группа - частичное поглощение ( Удельные потери раствора 0,2-0,3 м3/ч и процент потерь от подачи насоса 30-60%)
Способ борьбы: применение растворов с повышенными структурнымисвойствами, высокой водоотдачей, недиспергирован-ной твёрдой фазой, аэрированных с наполнителями;задавливание СБС; применение сжатого воздуха, пен,эжекторных и эрлифтных снарядов.
4 группа - частичное поглощение ( Удельные потери раствора 0,1-0,2 м3/ч и процент потерь от подачи насоса 60-100%)
Способ борьбы: применение растворов с наполнителями, закачиваниегипсовых и цементно-гипсовых растворов, использо-вание различных паст, БСС, затирка БСС в стенкискважины
5 группа - частичное поглощение ( Удельные потери раствора 0,1-0,2 м3/ч и процент потерь от подачи насоса больше 100%)
Способ борьбы: задавливание различных паст, БСС с наполнителями ибез них; тампонирование, задавливание и затирка смесей различных вяжущих материалов, доставляемых взону поглощения в разрушаемых капсулах; смолиза-ция; битумизация, торпедирование; замораживание;намывание песка; установка в скважине специальныхэластичных оболочек (сетчатых или тканевых) с последующим цементированием; установка труб «впотай», обход осложнённой зоны новым стволомскважины; бурение скважины без выхода промывоч-ной жидкости на поверхность и др.