- •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.
14 Предварительно оцененные запасы категории с2. Разведанные геологические запасы категории с1.
Подсчитываются:
1) В не опробованных пластах отдельных куполов многокупольных месторождений при условии, что: один из куполов опробован, по нему получен промышленный приток (С1) и доказана геологическая аналогия этих куполов (единый контур нефтеносности).
Нефтеносность этих куполов может быть подтверждена по ГИС.
2) В промежуточных и вышележащих пластах, пройденных бурением, но не опробованных на разрабатываемом или разведанном месторождении.
3) В неразведанных частях залежи, примыкающих к частям залежей с категорией С1.
Разведанные геологические запасы категории С1.
Подсчитываются:
1) В разведанной части залежи около скважины, давшей промышленный приток, на площади, ограниченной радиусом 2l, где l – расстояние между эксплуатационными скважинами, которые определяется по аналогии с рядом расположенными месторождениями (для аналогичного пласта).
2) В пределах разведанной части залежи.
15. Разведанные запасы категории b.
Подсчитываются:
1) По части залежи, разбуренной в соответствии с тех. схемой разработки. Граница мужду запасами на рассоянии 2L
2) В залежи, разбуренной в целом по тех. схеме.
НГ-носность залежи подтверждается получением пром. притоков скв экспл-го фонда с разных гипсометрических отметок пласта.
Тип, форма, размеры залежи hэф.н., характер изменения ФЕС, состав и св-ва флюидов, гидропроводность, неоднор-ть и др изучены в степени, достаточной для составления осн проектного док-та – проекта разработки.
Разведанные запасы категории А.
Подсчитываются на залежах, полностью разбуренных в соответствии с проектом разработки и по части залежи, разбуренной в соответствии с проектом разработки.
Все хар-ки залежи, коллектора и флюидов, а также параметры, обеспечивающие разработку изучены в полном объеме по результатам бурения и исследования всего фонда скв.
16. Сущность объемного метода
Объемный метод является универсальным, поскольку применим для залежей, находящихся на любой стадии изученности. Метод основан на изучения геологических условий залегания коллектора, свойств пластов и флюидов, которые могут быть определены на любой стадии ГРР.
Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа в пустотном пространстве пород коллекторов в пределах объекта исследования, приведенных к поверх. условиям. Флюиды содержатся в порах, кавернах и трещинах, занимая как правило верхнюю часть ловушки, и характеризуются физико-химическими свойствами, отличными от поверхностных условий, поэтому для ПЗ необходимо:
установить границы залежи – площадь и ее объем;
определить объем пор, занятых УВ в пластовых условиях;
ввести поправки, связанные с изменением свойств флюидов при извлечении их на поверхность.
Общая формула для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом.
Q0 = Fз · hэф.н. · kоп · kн · Θ · ρн
Q0 – балансовые запасы нефти [тыс.т];
Fз – площадь залежи [тыс. м2];
hэф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина [м];
kоп – коэффициент открытой пористости [д.ед.];
kн – коэффициент нефтенасыщенности [д.ед.];
Θ – пересчетный коэффициент [безразмерн];
ρн – плотность нефти [г/см3].
Формула для подсчета извлекаемых запасов нефти.
Qи = Q0 · η η – КИН
Qи = Fз · hэф.н. · kоп · kн · Θ · ρн · η
η = Qи / Q0
Общая формула для подсчета балансовых запасов свободного газа.
Q0г = Fз · hэф.г. · kоп · kг · kt · kp
kt – термический коэффициент;
kp – барический коэффициент.
Они отвечают за приведение объема газа к стандартным условиям.
p0 – начальное пластовое давление в залежи [МПа];
pст – давление газа при нормальных условиях (0,1 МПа);
pост – давление в залежи на текущий момент времени;
, z – коэффициент сжимаемости реального газа.
Все перечисленные в формулах параметры определяются на основании геологических исследований (керн), ГИС, ГДИ, исследование пластовых и глубинных проб нефти, газа и воды в скважинах различного назначения.
Площадь нефтеносности. Площадь залежи ограничивается внешним контуром нефтеносности, поэтому для определения данного параметра необходимо определить границы залежи, т.е. положение контура нефтеносности
Эффективная нефтенасыщенная толщина – определяется в скважинах по данным ГИС, либо по данным керна (справедливо только для поисково-оценочных скважин). В эксплуатационных скважинах определить толщину можно по данным потокометрии.
Коэффициент открытой пористости – определяется по лабораторным исследованиям керна (Метод Преображенского: определение массы образца, помещенного в жидкость, не реагирующую с минеральным скелетом породы). Геометрический метод, (если образц правильный цилиндр), по данным ГИС (КС, ГК, ПС, НГК, АК). Для расчета средних значений и подстановки в формулу нельзя использовать смесь этих данных.
Коэффициент нефтенасыщенности – определяется по керну и по ГИС.
Пересчетный коэффициент. Θ=1/b, b – объемный коэффициент – показывает усадку пластовой нефти при ее дегазации в стандартных условиях, определяется по результатам глубинных проб, отбираемых в скважинах, вскрывающих пласт на разных гипсометрических отметках.
Плотность нефти – определяется по анализу проб, отобранных на устьях скважин в стандартных условиях.
Единицы измерения подсчетных параметров.
Fз – тыс. м2
hэф.н. – м.
kоп – д.ед.
kн – д.ед.
Θ – безразмерн.
Р – МПа.
Т - °С.
КИН – д.ед.
Q0н – тыс. т
Q0г – млн. м3.
Понятие о подсчетном плане.
Подсчетный план – графический документ, служащий основой для промышленной оценки запасов. Он представляет собой структурную карту или карту толщин продуктивного пласта с нанесенными контурами нефтеносности со всеми пробуренными скважинами (если структурная карта, то на нее наносятся абсолютные отметки, если это карты толщин, то указываются hэф и hэф.н). Около каждой скважины приводятся результаты опробования и испытания (абс. отметки интервалов перфорации, диаметр штуцера, дебит нефти, жидкости, депрессия на пласт, время притока). В неопробованных скважинах приводятся результаты ГИС (толщина, метод исследования, интервал пласта). Еще на подсчетном плане приводится общая таблица с подсчетными параметрами, балансовыми и извлекаемыми запасами. На самой карте наносятся границы категорий запасов.