- •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.
18. Сводная интерпретация данных гис и пз нефти и газа.
Сводная интерпретация проводится для отдельных продуктивных пластов на заключительном этапе разведки нефтегазовых месторождений. Она включает в себя обобщение всех геологических, геофизических и гидродинамических материалов. Цель сводной интерпретации заключается в определении исчерпывающих данных для ПЗ и составления проекта разработки месторождения.
Для определение запасов нефти в пласте необходимо знать следующие параметры:
площадь Sн нефтенасыщенной части коллектора;
эффективная мощность нефтенасыщенного коллектора в каждой скважине hэф и ее среднее значение hэф.ср по всей залежи;
пористость Кп по отдельным коллекторам и Кп.ср;
коэффициент нефтенасыщенности Кн и Кн.ср;
плотность нефти в стандартных условиях σн;
объемный коэффициент ;
βн – вероятное значение коэффициента вытеснения нефти из коллектора и βн.ср.
Коэффициент вытеснения зависит от нефтеотдачи коллекторов, определяемый разностью коэффициентов Кн и Кн0 (начальная и остаточная нефтенасыщенности), от охвата пласта эксплуатационными скважинами, от темпов отбора.
По перечисленным параметрам определяются геологические запасы нефти Qгеол: и извлекаемые запасы Qизвл: .
Геологические запасы газа подсчитываются по следующей формуле: , где Sг – площадь газоносной части коллектора, Кг.ср – среднее значение газонасыщенности, Кп.ср – среднее значение пористости, hэф.ср – среднее значение эффективной толщины, αt=293/T – поправка за приведение объема газа от пластовой температуры к температуре 293°К, P, Pк – пластовые давления в начальный и конечный период разработки, Zг, Zгк – коэффициенты сжимаемости газов в начальный и конечный периоды разработки, βг – коэффициент газоотдачи, изменятся от 0,8 до 0,99 в зависимости от литологического состава и структуры пор коллектора и от давления.
Большинство параметров, необходимых для ПЗ определяют непосредственно по данным ГИС: hэф, Кп, Кн, Кг. По комплексу ГИС и результатам испытаний: ГЖК, а при построении структурных карт используются Sн и Sг. Остальные параметры: σн, βн, P, Pк, Zг, Zгк – находят по результатам испытаний отобранных проб нефти и газа. При сводной интерпретации обосновываются определяемые параметры.
19. Определение эффективной мощности и оценка характера насыщения коллекторов.
Она сводится к разделению коллекторов на продуктивные, из которых при испытании получают промышленный приток нефти и газа, и водоносные, дающие чистую воду или воду с пленкой нефти или признаками газа.
Оценка характера насыщения коллекторов основана на определении удельного сопротивления ρп породы и вычислении критических величин ρп*, Pп*. В наиболее простом случае водоносные коллекторы имеют низкое удельное сопротивление, а нефтеносные – высокое. Надежное определение удельного сопротивления пласта ρп возможно лишь для достаточно мощных и однородных пластов. Используются диаграммы БКЗ, диаграммы экранированных зондов БК, МБК.
Определение эффективной мощности продуктивных коллекторов. Величина hэф определяется как мощность этого пласта, границы которого установлены по диаграммам ГИС в однородном пласте-коллекторе. В неоднородном пласте-коллекторе, содержащем прослой неколлектора для расчета hэф из общей мощности пласта исключают мощность прослоев неколлекторов. Наиболее эффективным является метод микрокаротажа.