- •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.
2. Характеристика скважины как объекта промыслово-геофизических исследований.
Характеристика объекта исследования
D – диаметр зоны проникновения, dскв – диаметр скважины, hгк – толщина глинистой корки, ρгк – сопротивление глинистой корки, ρс – сопротивление бурового раствора, h – толщина пласта, ρпп – удельное сопротивление в промытой части коллектора, ρзп – удельное сопротивление зоны проникновения, ρп – неизмененное удельное сопротивление пласта-коллектора, А – стенка скважины, Б – граница между зоной проникновения и неизмененной частью пласта, ρвп – удельное сопротивление вмещающей породы.
При проходке скважины различные горные породы, находящиеся в контакте с буровым раствором удельным сопротивлением ρс изменяются неодинаково. Плотные монолитные породы с минимальной пористостью не претерпевают изменения, глинистые породы на контакте с буровым раствором, как правило, разбухают, размываются и выносятся буровым раствором. Наибольшими изменениями характеризуются пласты-коллекторы, обладающие значительными пористостью и проницаемостью. На стенке скважины образуется глинистая корка (hгк и ρгк), а фильтрат бурового раствора попадает в пласт, создавая зону проникновения с диаметром D и ρзп. Между промытой зоной и стенкой скважины выделяется зона промытого пласта с удельным сопротивлением ρпп.
3. Определение истинного удельного сопротивления пластов горных пород по палеткам бкз.
Величина кажущегося удельного сопротивления ρк, определяющая форму кривой КС, зависит от мощности пласта, типа и размера зонда и его положения относительно границ пластов. Условно принято считать пласт мощным, если его размер превышает размеры зонда (А2,0М0,5N – h > 2 м, А1,0М0,1N – h > 1 м). Если удельное сопротивление пласта соответственно больше или меньше удельного сопротивления вмещающей среды, то пласт квалифицируется как пласт высокого или низкого сопротивления.
Результаты расчета кажущегося удельного сопротивления для пласта неограниченной мощности представлены в виде кривых, выражающих зависимость ρк от определяющих его параметров:
для непроницаемого пласта – от удельного сопротивления пласта ρп, удельного сопротивления бурового раствора ρс, диаметра скважины dскв и длины зонда lз;
для проницаемого пласта при наличии зоны проникновения – добавляется еще два параметра – удельное сопротивление зоны проникновения ρзп и диаметр зоны проникновения D.
Расчеты теоретических обоснований производили Альпин, Комаров. Для расчета ρк эти кривые называются кривыми бокового каротажного зондирования БКЗ. Такие кривые, сгруппированные по определенному признаку, называются палетками БКЗ. Различают БКЗ двух основных типов: двухслойные и трехслойные. Двухслойные рассчитаны для условий, когда проникновение промывочной жидкости в пласт отсутствует – при этом возможны два случая: 1) сопротивление промывочной жидкости, заполняющей скважину меньше сопротивление пласта – соответствует палетка БКЗ-1А; 2) сопротивление промывочной жидкости больше сопротивления пласта – БКЗ-1Б.
Трехслойные кривые БКЗ рассчитаны для случая проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, при этом в примыкающей к скважине части пласта образуется зона проникновения, условно принимаемая за цилиндрическую с диаметром D и удельным сопротивлением ρзп – промежуточное значение между ρс и ρп неизмененной части пласта. Трехслойные кривые БКЗ определяются пятью параметрами: ρп, ρзп, ρс, D, dскв. При проникновении фильтрата промывочной жидкости в пласт возможны два случая: снижение удельного сопротивления (понижающее проникновение) и увеличение удельного сопротивления (повышающее проникновение).
БКЗ проводят для определения истинного удельного сопротивления пластов. Для этого используют подошвенные или кровельные градиент-зонды различной длины 0,65, 1,05, 2,25, 4,25, 8 м. Выделение пластов и уточнение их границ производят по совокупности всех кривых КС, полученных зондами различной длины с использованием диаграмм ПС, микрозондов, кавернограммы и кривых ГК и НГК. Кривая зондирования, построенная по средним значениям ρк, называется средним...
Различают теоретические (расчетные) и фактические кривые БКЗ. Полученную фактическую кривую БКЗ сопоставляют вначале с кривыми с двухслойной палетки БКЗ-1А, при этом бланк с фактической кривой БКЗ накладывают на палетку так, чтобы начало координат осей кривой и палетки совпадали. Если при этом фактическая кривая совмещается с одной из палеточных кривых или укладывается между ними, повторяя их форму, то в пласте нет проникновение промывочной жидкости и фактическая кривая БКЗ является двухслойной. В случае проникающего проникновения используются трехслойные кривые БКЗ.