- •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.
12. Классификация залежей нефти и газа по фазовому состоянию.
Эта классификация была предложена профессором Еременко в 1968 г. Он выделил 7 классов: 1. Нефтяные залежи, малонасыщенные газом. В данном случае пластовое давление значительно выше давления насыщения газом и нефтью. 2. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. Пластовое давление больше давления насыщения. Пластовая залежь будет иметь только нефтяную и водонефтяную части. 3. Нефтяные залежи, насыщенные газом. Пластовое давление близко к давлению насыщения. В процессе разработки при снижении пластового давления может образоваться искусственная газовая шапка. Для пластовых залжей будет только нефтяная и водо-нефтяная части. 4. Нефтяные залежи с газовой шапкой и конденсатом. Количество конденсата зависит от температуры, давления и физико-химических свойств НИГ. Залежь (пластовая) может иметь газовую, газо-нефтяную, нефтяную и водонефтяную части. 5. Газовые залежи с конденсатом и нефтяной оторочкой. Части – газовая, газо-нефтяная, водонефтяная. 6. Газоконденсатная залежь. Газовая и газо-водяная части. 7. Газовая залежь. Части – газовая и газо-водяная.
13. Классификация залежей нефти и газа по типу ловушек.
Классификация по типу природных резервуаров:
1.Пластовые залежи – образованы за счет изгиба пласта, вода подпирает залежь и замыкает ее со всех сторон. Различают: а) пластовые сводовые, б) пластовые экранированные. 2. Массивные залежи. образуются в выступах мощных массивных ПР и ограничиваются сверху и с боков покрышками, а снизу подпираются водой. По генезису и форме ловушки делятся: а) массивные залежи, приуроченные к выступам тектонического происхождения, б) массивные залежи, находящиеся в эрозионных выступах, в) массивные залежи, связанные с биогенными выступами. 3. Литологически ограниченные залежи. когда пласт-коллектор со всех сторон ограничен покрышками. Брод различал: а) литологически ограниченные залежи, связанные с линзами, окруженными со всех сторон непроницаемыми г.п. б) литологически ограниченные залежи в линзах и зонах повышенной пористости, заключенных в г.п., дающих притоки воды. в) литологически ограниченная залежь в выступах микрорельефа, ограниченного в кровле литологически, а со всех остальных сторон – водонасыщенными породами.
14. Комбинированные залежи.
1- пластовая тект-ки огранич
2- пластовая стратигр огранич
3- пластовая литол огранич
1 2 3
15. Понятие критических точек в пределах залежей пластового и массивного типа.
На поверхности антиклинальной ловушки имеется ряд точек, где наблюдается максимальный объем информации. Согласно исследованию непрерывной функции f(x), описывающей профильный геологический разрез простого строения с залежью пластового сводового типа, ловушка будет иметь 5 экстремальных точек: 1-я точка в своде и 4 других на пересечении длиной и короткой оси структуры с последней замкнутой стратоизогипсы. Локальная структура, осложненная 2-мя равнозначными куполами может рассматриваться как 2 самостоятельных объекта, но на смежных периклиналях вместо 2-х экстремальных точек будет 1 точка, находящаяся в центре седловины. При наличии 3-х и более равнозначных куполов количество экстремальных точек рассчитывается по каждому куполу отдельно, но в зонах сочленения куполов вместо 2-х точек в расчет принимается 1 точка. В общем виде для залежей пластового типа количество экстремальных точек можно определить по формуле: K=5·n-C+Зэ, где n – количество равнозначных куполов, С – количество седловин между ними, Зэ – зоны экранирования. В каждом случае точки экранирования определяются индивидуально.