- •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.
17. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию поисково-оценочного этапа для пластово-сводовой залежи (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
Исходная геологическая информация: открытое месторождение или залежь, ПЗ по кат. С1, С2 в различном процентном соотношении. Работы: бурятся и опробуются поисково-оценочные скважины, проводятся ГДИ и ГИС, отбор керна, шлама, отбор проб пластовых флюидов.
Определение основных подсчетных параметров:
1. Площадь залежи Отметка ВНК определяется по величине среднего значения коэффициента заполнения ловушки (с учетом всех разбуренных месторождений, находящихся в данной СФЗ). Кроме того, после проведения в поисково-оценочных скважинах опробования строят схему обоснования ВНК и определение абсолютной отметки контакта. Полученные отметки наносят на карту кровли и подошвы и получают скорректированную границу залежи.
2. Толщина. Определяется по данным ГИС, проведенным в первой скв, давшей промышленный приток; при необходимости толщина может определяться по аналогии с соседними м/р.
3. Коэффициент открытой пористости и нефтенасыщенности. 1) Определяются по данным ГИС, как средневзвешенное по толщине всех проницаемых пропластков. 2) По керну, как средневзвешенное (ср арифм) из всех наблюдаемых значений, сделанных в проницаемой части пласта.
Оба коэффициента определяются по данным берения первой скв либо по аналогии с соседними м/р.
5. Пересчетный коэффициент и плотность нефти определяются по данным анализа пластовых и поверхностных проб в пробуренной скв либо по аналогии с соседними м/р.
6. Пластовое давление и пластовая температура (для газовых залежей) по данным замеров в пробуренной скв рассчитываются с учетом глубины залегания центра тяжести залежи. Для пл-св залежи как ½ высоты, для массивной как 2/3 от свода или 1/3 от ВНК.
7. Z – сжимаемость – определяется по пробам газа.
Формула для ПЗ нефти и свободного газа по окончанию поисково-оценочного этапа.
18. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию разведочного этапа (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
Исходная информация: промышленно значимые месторождения и залежи кат. С1, С2, подсчитанные в соотношении 80% к 20%; поисково-оценочные скважины, переведенные в разведочные; разведочные скважины; разведочные, переведенные в опережающие эксплуатационные (либо пробурены специально); по полному комплексу исследований скважин определяются основные геолого-промышленные и подсчетные параметры, необходимые для составления технологической схемы разработки.
Определение основных параметров:
1. Площадь залежи. На разведочном этапе эта задача рашаеться с помощью построения схемы обоснования ВНК с учетом всех пробуренных скв. Определяется как внешний, так и внутренний контуры нефтеносности, выделяется ВНЗ. Основой для ПЗ служит подсчетный план (стркутурная карта кровли пласта, карта hэфн. Уточняется положение зон замещения, выклинивания, нарушений.
В связи с увеличением степени изученности залежи появляются две особенности ПЗ: 1) раздельно подсчитываются запасы в нефтяной и водонефтяной зонах, разделенных внутренним контуром нефтеносности; 2) при определении hэфн, подставляемой в формулу, используется не вся толщина, а только та, в которой Коп и Кн имеют кондиционные значения.
2. Толщина hэф.н определяется поинтервально с учетом кондиционных значений пористости и нефтенасыщенности. В формулу hэф.н подставляется как средневзвешенное по площади залежи. Строится карта изопахит.
3. Коэффициент открытой пористости. При определении кондиционных значений используются аналитические зависимости между пористостью и проницаемостью (поскольку проницаемость первоначально определять проще; существуют зависимости между Кп и Кпр). Для определения кондиционных значений используются два геофизических метода: ПС и ГК (оба определяют относительную глинистость разреза). В случае применения ПС – αсп, ГК использует параметр ΔJγ.
Определение кондиционных значений пористости с использованием параметра αсп. Величина αсп кондиционная определяется на основе статистической зависимости между αсп и удельной продуктивностью скважины qуд (определяется для каждой скважины). .
Определяется минимально рентабельный дебит
Строится зависимость между αсп.гран и Кпр.
Пласт вступит в работу, если в нем есть толщина с кондиционными значениями Коп и Кн.
Зависимость между Кпр и Коп
Метод ΔJγ может быть применен в случае, если скважина бурится на глинистом растворе, либо в обсаженных скважинах. Кондиционные значения определяются также, как и αсп. Коп определяется как средневзвешенное по толщине пласта.
При расчете Коп по керну: 1) если установлено, что коллектор однородный и по отобранным образцам получены близкие значения пор-ти, то при подстановке в формулу Коп рассчитывается как ср арифм. 2) если в залежи установлено изменение Коп от скв к скв, то Коп определяется как средневзвешенное по площади залежи.
4. Коэффициент нефтенасыщенности. Определяется по ГИС или по керну. Методика подсчета аналогична определению Коп.
5. Пересчетный параметр и плотность нефти определяются как среднее арифметическое при количестве скважин не более 20 или как средневзвешенное по площади при количестве скважин более 20.
6. Пластовое давление и пластовая температура (для газовых залежей) рассчитываются с учетом глубины залегания центра тяжести залежи, либо как ср арифм, либо, как средневзвешенное по площади. Z – сжимаемость – определяется по пробам газа.
Особенности ПЗ:
Кроме суммирования запасов нефтяной и водонефтяной зон подсчет ведется по отдельным пластам. - для однородного коллектора.
Однородный коллектор и закономерное изменение по площади залежи свойств нефти:
Неоднородный коллектор и изменение ФЕС по площади
Неоднородный коллектор и закономерное изменение по площади ФЕС и свойств нефти
Неоднородный коллектор и наличие корреляционных связей различной степени направленности между ФЕС и толщиной пласта
Неоднородный коллектор и наличие корреляционных связей между толщиной и ФЕС + закономерное изменение параметров по площади
Для газовых залежей формулы аналогичны, но нет разделения на пласты.