- •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. Зональность нефтегазообразования. Главная фаза нефтегазообразования.
Схема интенсивности нефтегазообразования - вертикальная зональность нефтегазообразования была предложена Соколовым в 1948г.
0-50м в этой зоне происходит активные биохимические реакции.
50м-1км органическое вещество претерпевает слабые изменения.
1-6км образуются нефти ,главная зона нефтеобразования.
Глубже 6км ,главная зона газообразования.
В 1967 г. Н. Б. Вассоевичем было введено понятие о главной фазе нефтеобразования – этапе в геохимической истории погружающейся осадочной толщи, находящихся в условиях температур и давлений, при которых в составе РОВ пород наиболее энергично происходит новообразование битумоидов, в том числе УВ.
3. Распределение углерода и его соединения в природе.
Неорганические соединения «С» - графит, алмаз, карбонаты.
Органический «С» в осад. Г.П. находится в 2х состояния:
1) в дисперсно рассеянной форме в природе 33600 триллионов тонн, извлекаемых около 60 трл.т.
2) в концентрированной форме (мест-ия Н. Г. угля, гор. сланцев) около 8 трл.т., из них на Н. приходится 0,6 трл.т.
По данным академика Виноградова кол-во «С» в организмах суши 3·1011т., в атмосфере 6,3·1011т., в океане 3,6·1011т., в залежах каустобиолитов 6,4·1015т.
4. Понятие и нефтегазоносных толщах.
Под нефтегазоносной толщей понимается совокупность г.п., часть из которых содержит нефть и газ (нефтегазоносный комплекс). По А. А. Бакирову под нефтегазоносным комплексом понимается ассоциация пород, включающая в себя пористые тела, так и экранирующие отложения. По масштабу нефтегазоносности нефтегазоносные комплексы обычно делят на региональные (в пределах нефтегазоносной провинции), более низкая ступень – субрегиональные (в пределах нефтегазоносной области), локальные (в пределах месторождения).
По типу коллекторов и покрышек выделяют:
терригенные, карбонатные, терригенно-карбонатные, карбонатно-терригенные.
5. Породы-коллекторы нефти и газа.
Горные породы обладающие способностью вмещать Н, Г и воду и отдавать их при разработке называются - коллекторами. Породы коллектора в основном имеют осадочное происхождение. Коллекторами могут быть терригенные породы-пески, песчаники, алевролиты, а также карбонатные породы - известняк, доломит, мел и некоторые глинистые разности.
Коллекторские свойства горных пород обусловлены наличием в них пустот пор, каверн, микро и макро трещин.
Различают следующие виды пустот
1.Поры между зернами обломочных и некоторых карбонатных пород обусловлены их текстурными особенностями.
2.Поры растворения образуются в результате циркуляции подземных вод.
3.Поры и трещины возникающие в рез-те химических процессов(доломитизация).
4. Поры и трещины возникающие в рез-те выветривания.
5. Трещины тектонического происхождения возникающие в процессе складкообразования.
Пористость-свойство горной породы заключающееся в наличии в ней всякого рода пустот.
Различают общую, открытую и эффективную.
Общая - объем всех пор в породе. Открытая- объем сообщающихся между собой пор, каверн, трещин.
Эффективная - определяется наличием таких пор из которых нефть и газ могут быть извлечены при разработке.
Пористость-17%-24% наиболее распространенная.
Деление пор по размерам
1.Сверхкапилярные БОЛЕЕ 0,5мм В этих порах движение флюидов подчинено законам гидромеханики(действие гравитационных сил)
2.Капилярные 0,5-0,0002 Движение жидкости затруднено в следствии сил молекулярного сцепления.
3.Субкапилярные менее 0,0002мм Характерен для глинистых пор. Возможна лишь диффузия.
По происхождению поры могут быть
1.Первичные образ-тся при образ-нии горной породы.
2.Вторичные образ-тся при вторичных процессах.(растворение, выветривание и т.д.)
Кавернозность.Кверны поры которые более 2мм.Трещиноватость наличие трещин.
По характеру зерен пустоты делятся на
1.Гранулярные характерны для обломочных горных пород 2.Трещинные для любого типа горных пород. 3.Каверновые для карбонатных горных пород.
Проницаемость способность горной породы пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. За единицу проницаемости принята Дарси. Один Дарси примерно равен одному микрометру квадратному. Принимается такая проницаемость при которой через поперечное сечение в 1см кв. при перепаде давления 0,1 Мпа за 1 сек проходит 1 смі вязкостью 0,001 Па*с.
Многие поры, обладающие высокой пористостью не обладают проницаемостью.
Для оценки пород коллекторов необходимы сведения не только о пористости но и о проницаемости. Проницаемость горных пород зависит от:
1.Плотности укладки и взаимного расположения зерен
2.От степени отсортированности, цементации и трещиноватости
3.От взаимосообщаемости пор, каверн и трещин.
V – скорость фильтрации [м/с], μ – динамическая вязкость [Па·с], ΔР - перепад давления [Па] на отрезке L [м]. Кпр=[м2].
Классификация пород коллекторов
По величине эффективной пористости: А – 20% и коллектора большой емкости, В – 20- 15 % большой, С – 15 – 10% средней, D – 10-5 % средней, E - 5 % малой.
По коэффициенту проницаемости: I – 1 мкмІ и , II – 0,1- 1 мкмІ, III – 0,01-0,1 мкмІ, IV – 0,001 – 0,01, V - 0,001. Промышленное значение первые четыре класса.
Каждый из 5 классов разбивается на три группы по гидравлической характеристике диаметра:
1.при диаметре больше 0.25 скорость движения значительная
2.при диаметре 0,10-0,20 скорость движения средняя
3.менее 0,10 скорость движения незначительная