- •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.
1. Необх-сть изучения физ-хим св-в флюидов. Глуб. И пов. Пробы. Использование рез-тов при проект-ии сист. Разр-ки мест-ий.
Осущ-ие рац. разработки невозможно без детального изучения св-в флюидов в пласт. условиях. Нефтеотдача пласта сопровожд-ся сложным комплексом физ-хим процессов, происх-х при вытеснении нефти на пов-сть. Пласт. флюиды даже в пределах одного мест-ия имеют различные физ-хим св-ва и состав. Это обусловлено перераспределением Р и Т в пласте, а также глубиной залегания. В процессе разбуривания мест-я и дальнейшей его эксплуатации, термодинамический баланс в залежи нарушается, что ведет к изменению состава и свойств флюидов(дегазация нефти, выпадение парафина, образ-е серы и др.).Для контроля за изменениями свойств флюидов на месторождениях отбираются глубинные пробы, отобранные из интевалов перфорации в скважинах герметичными проботборниками (с сохранением пластовых условий) и поверхностные (приведенные к н.у. P=0.1 Mпа, t= 20 оС) пробы от устья скважины. Изучение свойств пластовых флюидов на любых месторождениях необходимо для: определения товарных качеств нефти, газа или конденсата; подсчета запасов; составления рационального проекта разработки; соблюдения условий хранения и транспортировки УВ-го сырья; обеспечения
2. Методы получ. Геол-пром. Инф-ции. Геол. Изучение разрезов скв. Методика и техника отбора керна.
Сущ-ют 3 осн. метода получения инф-ии: геол-ские (отбор керна, шлама, проб пласт. флюидов); геофизические (иссл-ние скважин всех категорий методами промысловой – скважинной геофизики); гидродинамические (исследования пластов и скважин в динамическом состоянии, т.е., процессе разведки и разработки). С помощью геол. исслед-ий можно определить: возраст пород, лит-й состав, ФЕС, состав и св-тва флюидов. Эти методы относятся к прямым методам. Освещенность данными исследованиями небольшая (исследуется лишь небольшой интервал в разрезе скважины). Геофиз. методы – также определяют лит. состав, основные коллекторские св-ва, вдоль всего ствола скважины. С помощью ГИС также можно определить положение ВНК, хар-р насыщения пластов, технич. состояние скважины, в процессе разработки можно определять перераспределение закачиваемой тех. воды, передвижение ВНК во времени, и др. Т.е., степень освещенности методами ГИС значительно шире, число решаемых задач больше, но и «помех» в определении «истинности» параметров существенно больше. Достоверность инф-ции ниже, эти методы относятся к косвенным методам получения информации, но степень их использования очень большая. Гидродинамические методы исследований – это спец. промысловые исследования, проводящиеся в «работающих» скважинах для определения комплексных характеристик околоскважинного пространства и в целом пластов. Отбор и изучения керна. КЕРН - цилиндрические куски породы, выбуриваемые и отбираемые из скважин с помощью колонковых долот. Длина образца составляет до 10-12 см, диаметр - 5-6 см. Из долот керн собирается в пробоотборник и поднимается на поверхность (бурение с отбором керна очень длительный процесс). На поверхности керн укладывается в спец. ящики в строго определенной последовательности: слева-направо, в порядке возрастания глубин. Разбитый керн или рыхлая порода заворачивается в бумагу и укладывается в соответствии с залеганием. Отобранный керн сопровождается этикеткой, содержащей: название площади работ; номер скважины, дата отбора керна; интервал отбора; выход керна (в % или в метрах); номер образца; литологическое описание. Выход керна (возможность его отбора) определяется типом горной породы: для рыхлых - 5-10%, для сцементированных - 60-80%. Для терригенных г.п. (чаще более рыхлые) могут использоваться боковые грунтоносы, которые отбирают керн не по стволу, а из стенки скважины в любом интервале разреза. Для проверки образца на наличие в нем нефти применяют бензиновую вытяжку: измельченный образец помещают в пробирку и заливают бензином. При наличии в нем нефти, бензин через несколько минут окрашивается в желтовато-коричневый цвет (растворение нефти); еще один признак наличия в образце нефти - он не смачивается соляной кислотой; применение люминесцентного анализа, который способен распознать даже минимальное содержание УВ в образцах г.п.(на образец наносят каплю органического растворителя и наблюдают характер свечения битумоидов).
Керн опорных и параметрических скважин хранится в кернохранилищах постоянно; керн поисковых и разведочных скважин сохраняется до момента подсчета и утверждения запасов в ГКЗ (государственном комитете по запасам).