- •1. Гипотезы происхождения месторождений нефти и газа.
- •2. Зональность нефтегазообразования. Главная фаза нефтегазообразования.
- •3. Распределение углерода и его соединения в природе.
- •4. Понятие и нефтегазоносных толщах.
- •5. Породы-коллекторы нефти и газа.
- •6. Состав и физико-химические свойства нефтей и газов.
- •7. Породы-флюидоупоры (покрышки).
- •8. Природные резервуары, их классификация.
- •9. Ловушки нефти и газа. Определение. Классификация.
- •10. Залежи нефти и газа. Определение. Классификация.
- •11. Принципиальные схемы строения пластовых и массивных залежей нефти и газа.
- •12. Классификация залежей нефти и газа по фазовому состоянию.
- •13. Классификация залежей нефти и газа по типу ловушек.
- •14. Комбинированные залежи.
- •15. Понятие критических точек в пределах залежей пластового и массивного типа.
- •16. Распределение объемов углеводородов в пределах залежей массивного типа.
- •17. Месторождения нефти и газа.
- •18. Геотектоническое положение месторождений нефти и газа.
- •19. Понятие каустобиолитов.
- •20. Влияние разломов на нефтегазоносность локальных структур.
- •21. Породы-коллекторы нефти и газа, их характеристики.
- •22. Пластовые природные резервуары.
- •23. Массивные природные резервуары.
- •24. Литологически ограниченны природные резервуары.
- •1. Сущность, значение и классификация геофизических методов при изучении разрезов скважин.
- •2. Характеристика скважины как объекта промыслово-геофизических исследований.
- •3. Определение истинного удельного сопротивления пластов горных пород по палеткам бкз.
- •4. Метод микрозондов (мз). Мгз и мпз.
- •5. Резистивиметрия скважин и определение удельного удельного сопротивления пластов горных пород по палеткам бкз
- •6. Интерпретация диаграммы экранированных зондов. Боковой каротаж бк и мбк.
- •7. Индукционный каротаж (ик).
- •9. Гамма каротаж гк
- •10. Плотностной гамма-каротаж (ггк).
- •11. Нейтронный гамма-каротаж (нгк) и его модификации (ннк-т и ннк-н).
- •14. Составление геолого-геофизического разреза по одной скважине.
- •15. Межскважинная корреляция по промыслово-геофизическим данным.
- •18. Сводная интерпретация данных гис и пз нефти и газа.
- •20. Установление внк и гжк по каротажным диаграммам.
- •25. Геофизические методы контроля разработки нефтяных залежей.
- •1. Региональный этап, его стадии, цели, задачи, оценка ресурсов.
- •6.Геохимические методы.
- •7. Геотермические методы.
- •9. Сейсмические методы подготовки структур
- •10. Применение комплекса структурного бурения и сейсморазведки
- •11. Основные предпосылки к постановке прр на нефть и газ. Критерии выбора первоочередных объектов для поискового бурения.
- •12. Основные предпосылки к постановке прр на нефть и газ. Критерии выбора первоочередных объектов для поискового бурения.
- •13. Системы размещения скважин: радиальная, продольная, диагональным профилем, на многокупольной структуре.
- •14. Принципы размещения скважин на тектонически нарушенных структурах.
- •15. Принципы размещения скважин при поисках массивных залежей и на рифогенных массивах.
- •16. Принципы размещения скважин на неантиклинальных ловушках. Метод «клина». Суть метода, применение.
- •17. Системы заложения разведочных скважин. Профильная, кольцевая, треугольная, смешанная. Особенности их применения.
- •18. Системы разведки по последовательности бурения. Их достоинства и недостатки.
- •19. Разведка многозалежного месторождения. Этаж разведки, обоснование выбора этажа. Базисный горизонт.
- •20. Системы разведки многозалежного месторождения. Достоинства и недостатки.
- •21. Комплекс исследований, применяемый при бурении скважин. Краткая характеристика. Очередность проведения.
- •1. Проектные документы, регламентирующие разработку нефтяных месторождений (последовательность принятия, назначение).
- •2. Цели и задачи геолого-промыслового контроля в период подготовки к разработке нефтяного месторождения. Состояние геологической модели залежи по окончанию данного периода.
- •3. Цели и задачи геолого-промыслового контроля на I и п стадиях разработки нефтяного месторождения. Состояние геологической модели залежи по окончанию данного периода.
- •4. Цели и задачи геолого-промыслового контроля на III и IV стадиях разработки нефтяного месторождения. Состояние геологической модели залежи по окончанию данного периода.
- •5. Регулирование процесса разработки месторождений в рамках ранее принятой системы (необходимость регулирования, регламентирующие документы, варианты мероприятий).
- •6. Потокодебитометрия. Назгачение метода. Способ проведения исследований. Интерпритация результатов. Методы термометрии скважин. Назначение, проведение, интерпретация.
- •7. Фотоколориметрия. Закачка меченных веществ. Назначение, проведение, интерпретация.
- •8. Метод трассирующих индикаторов. Назначение, проведение, интерпретация. Гидрохимические методы исследованийю Назначение, проведение, интерпретация.
- •11. Геолого-технические мероприятия, проводимые при коренном-изменении системы разработки (повсеместное уплотнение сетки скважин, разукрупнение продуктивных объектов, изменение вида заводнения).
- •12. Прогнозные ресурсы d2. D1
- •13. Прогнозные ресурсы d1л Перспективные ресурсы с3.
- •14 Предварительно оцененные запасы категории с2. Разведанные геологические запасы категории с1.
- •15. Разведанные запасы категории b.
- •16. Сущность объемного метода
- •17. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию поисково-оценочного этапа для пластово-сводовой залежи (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •18. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию разведочного этапа (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •19. Подсчет запасов нефти и газа на разрабатываемых площадях (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •20. Пз растворенного газа
- •21. Пз конденсата
- •22. Пз запасов нефти и свободного газа
- •23. Способы определения площади залежи на пОц, разведочном этапах и на стадии разработки.
- •24. Особенности определения Коп и Кн на пОц и разведочном этапах и на стадии разработки.
- •25. Понятие о запасах и ресурсах. Схема соподчинения. Классификация категорий запасов и ресурсов по степени изученности.
- •1. Необх-сть изучения физ-хим св-в флюидов. Глуб. И пов. Пробы. Использование рез-тов при проект-ии сист. Разр-ки мест-ий.
- •2. Методы получ. Геол-пром. Инф-ции. Геол. Изучение разрезов скв. Методика и техника отбора керна.
- •3. Понятие об остаточ.Воде.
- •4. Понятие о внк.
- •5. Корреляция.
- •6.Понятие о кондиционных значениях фес.
- •7. Понятие о неоднородности.
- •10. Пластовая т.
- •12. Проектирование разр-ки.
- •17. Состав и св-ва газоконд. Систем.
- •19. Понятие об э.О.
1. Сущность, значение и классификация геофизических методов при изучении разрезов скважин.
Геофизические методы служат для получения геологической информации (документация разрезов скважин), выявления и промышленной оценки ПИ, осуществления контроля за разработкой месторождения, изучения технического состояния скважин. По данным ГИС изучают в скважинных условиях физические свойства горных пород.
Методы ГИС подразделяются на: электрические, радиоактивные, магнитные, термические и др.
Основным документом для геологической службы является литолого-стратиграфическая колонка, полученная по результатам интерпретации материалов ГИС и содержащая сведения об положении границ пластов и их толщинах, литологической характеристики каждого пласта, сведения о наличии коллекторов, о характере флюида, заполняющего поровое пространство продуктивных пластов и др.
Окончательный результат ГИС представляется не теми физическими свойствами, которые изучаются методами ГИС, а такими параметрами, как пористость, проницаемость, глинистость пород, коэффициент нефтегазонасыщения порового пространства. Электрометоды. Основы теории потенциала электрического поля.
Электрические и магнитные методы исследования разрезов скважин включают модификации, основанные на изучении электромагнитных полей различной природы в горных породах. Электромагнитные поля делятся на естественные и искусственные. Естественные поля в земной коре обусловлены электрохимическими процессами, магнитно-теллурическими токами и другими явлениями. Искусственные электромагнитные поля создаются в горных породах генераторами постоянного и переменного тока различной мощности и представляют собой непосредственный результат деятельности человека.
Классификация электрических методов основана на характере происхождения изучаемого электромагнитного поля и его изменений во времени. По происхождению методы электрометрии делятся на методы естественного электромагнитного поля и методы искусственного электромагнитного поля. По частоте – на методы постоянного поля, квазипостоянного поля, переменного поля. Среди методов переменного поля различают низкочастотные и высокочастотные.
Для изучения стационарных естественных электрических полей применяют метод потенциалов собственной поляризации (ПС).
Искусственные стационарные и квазистационарные электрические поля исследуются методами кажущегося сопротивления (КС), микрозондирования (МЗ), сопротивления заземления (БК и МБК), методами регистрации тока (ТМ) и потенциалов вызванной поляризации (ВП).
Искусственные переменные электромагнитные поля изучаются индукционным (ИК), диэлектрическим (ДМ) и радиоволновыми методами.
Для определения удельного сопротивления горных пород в скважине используется источник тока, создающий в окружающей среде электрическое поле. Оно характеризуется напряженностью Е, которое является вектором, имеющим величину и направление. Работа, совершаемая силами электромагнитного поля при перемещении единичного положительного заряда из некоторой токи в бесконечно удаленную, численно равна электрическому потенциалу данной точки. За единицу принимается Вольт – разность потенциалов между двумя точками при постоянном токе 1 А, в котором затрачивается мощность 1 Вт. Геометрическое место точки постоянного потенциала называют эквипотенциальной поверхностью.
Распределение электрического поля в пространстве удовлетворяет 2 основным законам: закону Ома и закону Кирхгофа. Закон Ома: плотность тока в каждой точке проводника равна напряженности электрического поля в этой точке, деленной на удельное сопротивление вещества. Физическая сущность I закона Кирхгофа заключается в том, что какой-либо элемент объема не содержит источников, то сила тока, втекающего в этот объем равна силе тока, вытекающего из него.
Электропроводность и удельное электрическое сопротивление пластов горных пород.
Электропроводность горных пород зависит от их минерального состава и изменяется от 108 до 1015 Ом·м, что соответствует первоклассным изоляторам. Проводимость основной группы осадочных пород определяется лишь присутствием природной воды в порах породы и удельное электрическое сопротивление изменяется от 10-2 до 10 Ом·м.
Проводящая фаза – поровая вода – распределяется в породе по-разному. В большинстве случаев она заполняет целиком все поровое пространство породы, такие породы являются полностью водонасыщенными (Кв=100%). Встречаются породы, поры которых лишь частично заполнены водой – нефтеносные и газоносные пласты. Пластовые или поровые воды представляют собой сложные растворы электролитов, концентрация солей в этих растворов разнообразна и изменяется от единиц до 300 г/л. Удельное электрическое сопротивление таких растворов тем ниже, чем выше концентрация солей С и температура t. Для определения ρв – удельного сопротивления пластовой воды – используются экспериментальные графики ρв=f(C, t), полученными для растворов NaCl (см. номограмму в разделе «петрофизика горных пород»).
Если все поровое пространство насыщено водой, удельное электрическое сопротивление породы ρвп будет пропорционально удельному электрическому сопротивлению проводящей компоненты ρв, в то же время оно (ρвп) будет зависеть от объема воды, т.е. от Кп. ρвп=Рп·ρв, Рп – параметр пористости породы, зависящий от пористости Кп и типа порового пространства. Удельное электрическое сопротивление породы, поровое пространство которой частично заполнено нефтью, отличается от сопротивления той же породы, насыщенной пластовой водой в Рн раз. . Рн – параметр насыщения, он зависит от Кв.