- •1.Геосферы Земли
- •3.Миграция углеводородных флюидов.Первичная,вторичная миграция. Отсутствие или наличие региональной миграции.
- •1.Стадии катагенеза пород и органического вещества.
- •2.Складки, их элементы, классификации складок. Складки конседиментационные и постседиментационные.
- •3.Критерии выделения нефтегазоносных провинций в земной коре.
- •4.Контактные (скважинные) исследования скважин.
- •1.Физические поля Земли.
- •1.Тепловое поле.
- •2.Магнитное поле
- •3.Электрическое поле Земли (теллурические токи).
- •4.Гравитационное поле Земли.
- •4.Полевые геофизические методы исследований, проводимые на различных этапах геолого-разведочных работ.
- •1.Типы залегания осадочных пород (согласное, несогласное, горизонтальное, моноклинальное, складчатое)
- •2. Нефть. Состав и физико-химические свойства.
- •3.Типы сеток экспл.Скв
- •4.Корреляция геол.Разрезов и материалов сейсморазведки.
- •1. Этап промышленного освоения эксплуатационного объекта (залежи).
- •2. Этап стабилизации достигнутого максимального отбора нефти или газа.
- •3. Этап снижающейся или падающей добычей нефти или газа.
- •4. Только для нефти: Завершающий этап разработки
- •1. Фации и фациальный анализ
- •1. Палеогеография средней юры з-с нефтегазоносной провинции.
- •2. Принципы корреляции разрезов скважин.
- •3. Методы прогнозирования залежей углеводородного сырья.
- •1. Дистанционные методы:
- •2. Химические методы
- •3. Геофизические методы.
- •4. Построение геологической колонки (разреза) по скважине.
- •2. Природные газы залежей. Состав и физико-химические свойства.
- •3. Оценка неоднородности пластовых систем.
- •2. Конденсат. Состав и физико-химические свойства.
- •3. Начальный и текущие коэффициенты извлечения нефти.
- •4. Механизм современного недропользования при поисково-разведочных работах.
- •1. Тектоническое районирование России.
- •4.Требования к отбору проб подземных вод, нефтей, газов и конденсатов при поисках и разведке месторождений.
- •1. Палеогеография нижней юры Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
- •2. Рассеянное органическое вещество (ров). Компонентный состав, концентрация ров и битумоидов в осадочных породах.
- •3. Формирование залежей нефти и газа
- •4. Корреляция временных сейсмических разрезов
- •1.Палеогеография верхней юры Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
- •2.Породы-коллекторы и породы-покрышки для залежей нефти и газа. Коэффициент пористости, проницаемости. Классификации коллекторов и покрышек.
- •3.Экономика поисковых, разведочных и эксплуатационных работ.
- •4.Использование каротажей скважин при стратификации разрезов скважин.
- •1.Палеогеография неокома Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
- •1. Палеогеография нижне-аптских отложений Зап. Сибири.
- •4. Использование геохимических данных при решении нефтегазопоисковых задач.
- •3. Классификация запасов и ресурсов углеводородного сырья.
- •1. Породообразующие минералы и тяж. Фракция терригенных отложений Mz зс.
- •3. Основные показатели разработки нефтяных залежей.
- •2. Краткая хар-ка бассейнов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •3. Расчет радиуса дренажа
- •2.Определение зон с аномально высоким давлением по каротажу скважины.
- •4.Экономическая оценка запасов и ресурсов углеводородного сырья при оценочных и разведочных работах.
- •1.Карбонатные породы.
- •2.Оценка коэффициента пористости по каротажу скважины
- •3.Принципы районирования нефтегазоносных провинций.
- •1. Литология и фации.
- •4.Экономическая оценка запасов и ресурсов углеводородного сырья на стадии эксплуатационных работ.
- •1. Нефтегазоносные бассейны акваторий (Карская, Баренцовоморская, шельф Сахалина, Анадырская ) России.
- •2.Типы залежей нефти и газа.
- •1. Класс структурный:
- •2. Класс литологический:
- •3. Класс стратиграфический:
- •4. Класс рифогенный:
- •3.Принципы разделения запасов и ресурсов углеводородного сырья на категории и группы.
- •4.Сетки скважин на стадиях оценки, разведки и разработки залежей нефти и газа и последовательность ввода скважин в разработку.
- •2.Тектоническая карта фундамента Западно-Сибирской равнины.
- •3.Методы прогнозов ресурсов категории д1 (с3), д2 и д3.
- •4.Обработка временных сейсмических разрезов с априорной геологической информацией.
- •Эвапоритовые породы.
- •2.Время проявления альпийских фаз складчатости и ее примеры на планете Земля.
- •3.Районирование мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской провинции на нефтегазоносные пояса, области, районы и зоны.
- •1.Типы, структура и состав цемента обломочных пород.
- •2. Принципы тектонического районирования чехлов седиментационных бассейнов.
- •3.Примеры нефтегазоносных бассейнов расположенных в пределах межгорных впадин.
- •4.Особенности разведки газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками.
- •1. Земная кора и ее геосферы включая техносферу, тектоносферу, магнитосферу, гидросферу и др.
- •2. Залежи нефти и газа, их классификация.
- •3. Начальный и текущие коэффициенты извлечения конденсата.
- •1. Классификация осадочных пород.
- •2. Аномально высокие пластовые давления и их генезис и влияние на коллекторы и фазовое состояние залежей.
- •4. Принципы разведки залежей углеводородов в битуминозных глинистых породах.
- •1. Схема и порядок описания осадочных горных пород.
- •2. Современная теория нефтегазообразования. Главные факторы, контролирующие процессы генерации, аккумуляции и разрушения скоплений ув сырья.
- •3. Системы поддержания пластового давления в залежах ув сырья.
- •4. Общие показатели эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ.
- •1. Классификация магматических и метаморфических пород.
- •3. Распределение залежей ув сырья по глубинам, нефтегазоносным комплексам, крупным геотектоническим структурам и по размерам запасов.
- •4. Обоснование количества скважин и способы их размещения при поисках и разведке углеводородного сырья.
- •1. Формирование тектонических структур в осадочных чехлах седиментационных бассейнов.
- •2.Классификации органического вещества. Битумоиды и битумоидный коэффициент. (По Мясниковой).
- •3. Критерии нефтегазоносности: региональные, зональные, локальные, структурно-тектонические, термобарические и энергетические факторы, влияющие на формирование залежей.
- •4.Примеры нефтегазоносных бассейнов расположенных на древних платформах. (По Соколовскому)
- •1. Глинистые породы, их уплотнение.
- •2. Опэ залежей ув сырья
- •3. Примеры н/г- носных бассейнов, располож. В пределах грабенов
- •4. Контакт. И дистанционные методы прогнозов н/г-носности
- •1.Геологич.:
1. Палеогеография нижне-аптских отложений Зап. Сибири.
Первая половина апта хар-ся новой трансгрессией и значит. расширением морского бассейна. Относительно глубоководная обл.по сравн. с предыдущ. веками немного сдвинута на востока и подчеркивается глинистыми осадками с линзочками и прослоями алевритового материала, содержащего редкие членики криноидей, единич. фораминиферы, радиолярии, остатки водорослей, по которым развит пирит(кот указывает на восстановительный хар-р среды).Вокруг глубоководной части бассейна на значит. территории сущест-ли мелководно-морские усл. Образов.нормальный фациальный ряд, начинающийся песчанисто-глинистыми и заканчивающийся на юге и СЗ песчанистыми, а на В глинисто-песчанистыми осадками глауконитом и оолитами, с редкими фораминиферами, с единич. двухстворками. На востоке и юге отмечаются окатыши подстилающих и вмещающих глин, свидетельствующие о том что наряду с частичным размывом субстрата происх. неоднократный перемыв уже отложившихся осадков (этим и объясн обогащение пород пласта АВ1 кварцем). Воды морского бассейна имели непостоянный солевой режим были опреснены, к концу века установился застойный режим придонных вод что привело к обогащению осадков битумидами. Но такой режим просуществовал недолго, так как вскоре наступило резкое обмеление и сокращение площади морской седиментации. Вдоль Полярного и Приполярного Урала и на юге Ямала продолжали накапливаться в континет. условиях песчанистые сероцветные угленосные осадки с многочислен. остатками растений, углистого детрита. На ЮЗ существ. разветвленная речная сеть, несущая большое количество пресной воды в морской бассейн. Области развития континент-го осадконакопления по сравнению с барремским веком сокращаются, но хар-р образовавшихся осадков сохраняется. На юге формир-ся слабокарбонатные пестроцветные образования, которые к северу сменяются зеленоцветными , а еще севернее-сероцветными , песчанистыми и с песчаными каолинизированными осадками с многочислен. растительными остатками и редкими линзами глинистых углей. На З и ЮЗ Зап.Сибири к низменной аккумулятивной равнине примыкала деннудационно-аккумулятивная равнина где участками возникают условия для формирования слабокарбонатных и пестроцветных плохо отсортированных каолиновых глин с обломками окременелых известняков и железных руд.
В раннеаптское время основным источником сноса, как и в барреме продолжал оставаться север Сибирской платформы, Туруханский выступ и резко увелич-ся поток обломочного материала с Таймыра, но уменьшается роль юго-восточного обрамления; снос с Урала был приблизительно таким же как и в барремском веке.
?2. Построение структурных карт по геофизическим данным и скважинам
?3. Формулы подсчета запасов газа.
При подсчете запасов газа различают свободный газ, т. е. из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых (газонефтяных) залежей, и газ, растворенный в нефти (попутный газ).
Подсчет запасов свободного газа
Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти:
Qг=F h kп f kп βг (Pα-Pкαк)
где Qг —начальные запасы газа (в стандартных условиях, pст=0,1 МПа, Тст=293 К);
F—площадь в пределах контура газоносности, М2, h—эффективная газонасыщенная мощность, м;
kп—коэффициент открытой пористости;
p—начальное пластовое давление в залежи, МПа;
pк —среднее остаточное давление, МПа, в залежи после извлечения промышленных запасов газа и установления на устье скважины давления, равного 0,1 МПа;
и к —поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля— Мариотта соответственно для давлений p0 и. pст, равные 1/z, где z=pV/(RT)—коэффициент сжимаемости газа, определяемый по пластовым пробам;
f—поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре: Tст/Tпл=293К/(273K+tпл);
kг—коэффициент газонасыщенности с учетом содержания связанной воды;
tпл—пластовая температура.
Метод подсчета запасов газа по падению давления основан на связи количества извлекаемого газа с величиной падения давления в процессе разработки газовой залежи. Если на первую дату подсчета в начале разработки залежи добыто Q1 объемов газа, при этом давление в залежи составило p1, а на вторую более позднюю дату отобрано Q2 объемов газа и давление равнялось р2, то добыча газа за этот период (от первого до второго подсчета) на единицу падения давления составит:
Q==(Q2-Q1)/(p1-p2).
Исходя из того, что и в дальнейшем при падении пластового давления в залежи до некоторой его конечной величины будут добываться одинаковые количества газа на единицу падения давления, получают следующую формулу для подсчета запасов газа:
Qг=(Q2 — Q1)(22 — 11) / (11 — 22),
где Qг —промышленные запасы газа на дату, когда уже было отобрано газа Q2, м3.
Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления неприменим, так как при подсчете запасов газа этим методом предполагается, что первоначальный объем пор пласта, занятый газом, не меняется в процессе эксплуатации. При газо-водонапорном режиме в формулу необходимо вводить поправку на количество газа, вытесненного за определенный период времени напором воды (Q'). Тогда формула для подсчета запасов примет следующий вид:
Qг=(Q2 — Q1 — Q') 22 / (11 — 22).
Остаточное давление в этом случае учитывать нет необходимости.
Если количество газа, вытесненного напором воды, определить невозможно, запасы газа следует подсчитывать объемным методом.
Если месторождение газоконденсатное, то после определения запасов газа подсчитывают запасы газоконденсата:
Qк=Qг П,
где П—потенциальное содержание конденсата.
Объемный метод подсчета запасов газа можно применять на любой стадии разведанности залежи. Для использования метода по падению давления необходимо иметь данные эксплуатации скважин.
Объемный метод применяется при любом режиме работы пласта. Метод по падению давления эффективен лишь при газовом режиме, при водонапорном (газо-водонапорном) режиме точность расчета этим методом резко снижается.
Для проверки возможности применения метода подсчета по падению давления рассчитывают количества добытого из залежи газа на единицу падения давления в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, можно применить метод по падению давления. Увеличение количества добытого газа на единицу снижения давления в более поздние периоды разработки указывает на наличие напора вод и вытеснение ими части объема газа.
Подсчет запасов газа, растворенного в нефти
Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, рассчитывают по формуле
Qг.бал =Qн.бал r0,
где Qг.бал, Qн.бал —балансовые запасы газа, м3 и нефти, т; r0—содержание газа в нефти при начальном пластовом давлении, м3/т. Величина извлекаемых запасов газа, растворенного в нефть, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов.
При водонапорном режиме (при котором разрабатывается подавляющее большинство месторождений) газовый фактор в процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени и извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по упрощенной формуле
Qг.изв =Qн.изв r,
где r—газовый фактор, м3/т, замеренный на поверхности при давлении 0,1 МПа; Qн.изв —извлекаемые запасы нефти, т; Qг.изв —извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, м3.