Вопрос3:Режим газовой шапки, режим растворенного газа, гравитационный режим.

Газонапорный режим – основная энергия – напор газа, газовой шапки. При наличии огромной газовой шапки, по сравнению с залежью нефти в процессе эксплуатации залежи, дебиты и давление остаются почти постоянными. Эффективность этого режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, коллекторских св-в пласта и характера структуры. Благоприятные условия – высокая проницаемость ПК, большие углы наклона пластов и малая вязкость нефти.

Режим растворенного газа – нефть продвигается по пласту к забоем скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. В процессе эксплуатации залежи дебит и давление непрерывно снижается.

Гратационный режим – движение нефти по пласту к забоем скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. И его проявление способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок.

Билет 12

Вопрос 1: Геологическая деятельность подземных вод.

Поверхностные воды, протекающие по трещинам и порам в глубь З.К., образуют подземные воды, которые по происхождению делятся на две группы:

Вадозовые (странствующие) – образованы из атмосферных вод.

Ювенильные (юные) – образованны водяными парами магмы в недрах З.К.

Процесс просачивания атмосферных вод в глубь земли называют инфильтрация, которые зависят от густоты речной системы, от кол-ва и характера осадков, от состава г /п.

Подземные воды, заполняющие тонкие трещины и поры, и свободно

перемещающиеся в них, называются гравитационными водами. Кроме гравитационных вод имеются воды, тесно связанные с частицами породы – гигроскопическая вода, которая облепляет тонкой породой.

По условиям залегания подразделяются на :

Почвенные воды – располагаются в почвенном слое у самой поверхности земли.

Грунтовые воды – залегают на первом от поверхности в региональном водоупорном слое.

Пластовые воды – заполняют проницаемые пласты, расположенные ниже горизонта грунтовых вод, в отличии от которых подстилают и перекрываются непроницаемыми г/п.

Пласты, насыщенные водой называются водоносными.

Разрушительная деятельность подземных вод заключается в растворении и в механическом размыве г/п с ней связаны:

Карстовые явления – растворение и выщелачивание г/п и образование в них пустот, в рез –те деятельности подземных вод.

Суффозия(подкапывание) – механическое вымывание частиц в рыхлых г/п подземными водами, вызывающие оседание в выше лежащих толще с образованием на поверхности небольших воронок.

Оползни – это отрыв масс г/п от основного массива и перемещение их под действием силы тяже по склону.

Вопрос3:Режим газовой шапки, режим растворенного газа, гравитационный режим.

Газонапорный режим – основная энергия – напор газа, газовой шапки. При наличии огромной газовой шапки, по сравнению с залежью нефти в процессе эксплуатации залежи, дебиты и давление остаются почти постоянными. Эффективность этого режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, коллекторских св-в пласта и характера структуры. Благоприятные условия – высокая проницаемость ПК, большие углы наклона пластов и малая вязкость нефти.

Режим растворенного газа – нефть продвигается по пласту к забоем скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. В процессе эксплуатации залежи дебит и давление непрерывно снижается.

Гратационный режим – движение нефти по пласту к забоем скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. И его проявление способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок.

Билет 13.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ ЛЕДНЯКОВ.

Ледники – естественные массы кристаллического льда, находящиеся на поверхности Земли в результате накопления и последующего преобразования твердых атмосферных осадков(снега)

Типы ледников:

Материковые (гренландские)

Горные (альпийские)

Промежуточные (скандинавские)

Ледники выполняют большую разрушительную, переносимую, и созидательную работу. Они дробят крошат встречающиеся на пути обломки скал, истирают и полируют поверхности ГП. Морены – отложения ледника. Они делятся на долины:

Внутренние – слагаются из обломков, попавших в ледник извне и при таянии снега проникают внутрь него.

Боковые – состоят из обломков обвалов и бортов долины.

Срединные – образуются при слиянии боковых морен двух ледников.

Отложенные морены:

Конечные – это валы обломочного материала образующихся перед ледником и обращенные крупными склонами в сторону ледника.

Донные – состоят из продуктов постледникового выветривания и обломков пород ложа основания и состоит из крупных обломков пылеватых и глинистых частиц.

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ Н/Г МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Под пластовым понимается давлениепри котором в продуктивном пласте нефт, газ и вода, а в водоносном находится в пустотах пластов коллекторов. Есле вскрыть скважины водоносный пласт коллектор и изменить в её стволе уровень промывочной жидкости то под действием пластового давления в эту скважину начнет поступать вода, ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.

Аналогичный процесс поступления в скважину нефти, газа — протекает при вскрытии нефтенасыщенного пласта. Значит пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости, в скважине при установлении статического равновесия пластовой жидкости.

КАРТОИЗОБАР

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в процессе разработки залежи проводят с помощью картизобар. Картизобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий с равными значениями пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи. Картоизобар составляют обычно на каждый конец квартала.

ТЕМПЕРАТУРА В Н/Г ПЛАСТАХ

В недрах месторождений температура с глубиной повышается. Продуктивные пласты имеют природную температуру, которая оказывает большое влияние на фазовое состаяние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых флюидов и на условия их фильтрации. В процессе разработки залежи природные термические условия испытывают устойчивые или временные изменения из-за нагнетания в больших объемах в пласты различных сеенитов имеющего большую температуру или меньшую начальной пластовой. Замеры температуры в скважинах проводят максимальным термометром или электрометром.

классификация запасов нефти и газа.

Категория запасов	Разведанность и изученность запасов
А	Запасы, детально разведанные, подсчитанные на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа.
В	Запасы на площади, промышленная нефтеносность или газоносность которой доказана наличием на ней скважин с благоприятными показателями каротажа и промышленного притока нефти или газа из м-ния не менее чем в двух скважинах, вскрывших продуктивную залежь на различных гипсометрических отметках.
С1	Запасы м-ний, для которых условия залегания нефти и газа выявлены по данным геологопоисковых или геофиз. работ или по аналогии с соседними разведанными м-ниями при получении на оцениваемой площади хотя бы в одной скважине промышленного притока нефти или газа. К этой же категории относятся запасы залежей на площадях, непосредственно примыкающих к залежам с запасами более высоких категорий, а также запасы в пластах, положительно охарактеризованных каротажем и находящихся в пределах м-ния между залежами, из которых получены промышленные притоки нефти и газа.
С2	Запасы нефти и газа новых структур в пределах р-на с доказанной промышленной нефтегазоносностью по пластам, продуктивность которых установлена на других м-ниях, а также запасы нефти или газа известных м-ний в отдельных неразведанных тект. блоках и пластах, продуктивность которых предполагается.

Запасы категории C3являются потенциальными запасами, подготовленными для разбуривания ловушек в нефтегазоносной области, определенной методами геологической и геофизической разведки, опробованными для такой области, и (ii) пласта разведанных месторождений, которые обнаружились в результате разбуривания. Форма, размер и условия стратификации принятой залежи оцениваются по результатам геолого-геофизических исследований. Предполагается , что мощность, коллекторные характеристики пластов, состав и характеристики углеводородов аналогичны тем, что имеются на разведанных месторождениях. Запасы категории C3 используются при планировании поисково-разведочных работ в районах, известных как содержащие другие имеющие запасы месторождения.

Запасы категории D1рассчитываются по результатам геологических, геофизических и геохимических исследований региона, а также по аналогии с разведанными месторождениями в оцениваемом регионе. Запасы категории D1 являются запасами литологического и стратиграфического комплексов, которые оцениваются в границах крупных региональных структур, которые, как подтверждено, содержат промышленные запасы нефти и природного газа.

Запасы категории D2рассчитываются с применением принятых параметров на основании общей геологической концепции и по аналогии с другими в лучшей степени изученными регионами, имеющими разведанные месторождения нефти и природного газа. Запасы категории D2 являются запасами литологического и стратиграфического комплексов, которые оцениваются в границах крупных региональных структур, которые, по неподтвержденным данным, содержат промышленные запасы нефти и природного газа. Перспективы нефте- и газоносности этих комплексов оцениваются по результатам геологического, геофизического и геохимического изучения.

Билет 14

геологическая деятельность морей и океанов. Диагенез осадков.

Разрушение , перенос и накопление осадков. Различают несколько зон:

Зона 1 – прибрежная (литоральная) – она охватывает части морей и океанов, находящиеся в сфере действия приливно-отливных волн. (0 — 20 м)

Зона 2 – мелководная (пиритовая) – прибрежная часть — литоральная и перитовая зоны совпадают с областью располажения материковой отмели или шельфа (20 — 200 м).

Зона 3 — Средних глубин — охватывает толщу воды на глубинах от 200 — 300 м. И совпадают с материковым (континентальным ) склоном.

Зона 4 — больших глубин (абиссальная) — охватывает толщу воды от 2000 — 3000м до максимальных глубин (ложе мирового океана и глубоководных впадин)

Зона 5 — открытого моря (пелагическая) — занимает приповерхностные толщи воды в открытом море или океане (на некоторых удалениях от моря) Разрушительная деятельность моря называется — образией. Она обусловлена действием ветровых волн, морских течений, приливов и отливов разрушающих берега и отложений в зоне шельфа. При отступлении моря (регрессия) образуется морская терраса. При наступлении моря (трансгрессии) — образуется абразионная терраса. Созидательная деятельность моря выражается в процессе осадканакопления или седиментации. В зоне шельфа происходит процесс образования:

обломочных осадков — образуются при разрушении ранее существовавших ГП под влиянием выветривания, эррозии во время переноса к бассейну осадка накопления.

хемогенных осадков — образуются в шельфовой зоне в результате химических процессов происходящих в водной среде.

органогенных осадков — состоят из остатков животных и растительных организмов.

ДИАГЕНЕЗ ОСАДКОВ

Отложения делятся на две большие группы:

1. морские

2. континентальные

рыхлые осадки под действием физико и био — химических факторов в течение длительного времени видоизменяются и постепенно превращаются в осадочные породы — диагенез.

Диагенез осадков сводится:

1. уплотнению

2. уменьшение влажности (дигидратация)

3. выщелачивание

перекристализация

преобразование одних минералов в другие

цементирование.

2. понятие о нефтегазоносных провинциях, областях и районов.

В настоящее время при классификации крупных нефтегазоносных территорий выделяют в качестве основных из подразделений понятие о нефтегазоносных провинциях, областях и районов.

Нефтегазоносная провинция — это значительная по размерам и осадочному выполнению обособленная территория, приуроченная к крупнейшему или крупному тектоническому элементу или к их группе, обладающая сходными чертами геологического строения и развития, единым характерным стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности, а также большими возможностями генерации и аккумуляции УВ. Нефтегазоносная провинция, как правило, ограничивается бесперспективными залежами.

Нефтегазоносная область может быть частью нефтегазоносной провинцииили выделяться самостоятельно. Как правило, она приурочена к крупным тектоническим элементам обладающим сходными геотектоническим строением, региональным распространением основных нефтегазоносных комплексов получивших прогнозную оценку и имеющим разведанные запасы нефти и газа. Самостоятельные нефтегазоносне области ограничиваются бесперспективными или малоперспективными землями.

Нефтегазоносный район — является частью нефтегазоносной области. Это территория расположенная, как правило, в пределах одного или нескольких средних тектонических элементов или их частей, характеризующихся расположением одноместных продуктивных горизонтов, близких глубинами их залеганий, сходными типами месторождений нефти и газа. В отдельных случаях при достаночно убедительном обосновании можно выделить самостоятельные нефтегазоносные район (все области)

методы подсчета запасов нефти и газа.

Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильного объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Для подсчета запасов нефти и газа применяют следующие методы:

объемный метод - наиболее точный и распространенный, применяется на всех стадиях изучения геологического строения месторождения;

метод материального баланса - используется в основном при подсчете запасов газа, а также запасов нефти в случае трещиноватых коллекторов, когда невозможно определить объем пор;

метод натурного моделирования - применяется для определения оставшихся запасов нефти при разработке месторождения.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

Q = Vm kн ηпδ / b, где Q-промышленные запасы, т; V - объем нефтенасыщенных пород, м3; kн - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы; ηп - коэффициент извлечения нефти, доли единицы; δ - плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м3;

b – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарной нефти занимает в пластовых условиях. Значения величин m, kн, ηп , δ и b определяются путем лабораторных исследований. Объем нефтенасыщенных пород V при подсчете запасов категории А определяют по картам мощности нефтенасыщенных пород, а категорий В и С1 - по формуле V = S ∙ h ∙ cos α', где S – нефтеносная площадь на поверхности, м2; h - средняя эффективная мощность пласта, м; α'- угол падения пласта. Методы материального баланса и натурального моделирования применяются для подсчета оставшихся запасов газа и нефти при разработке месторождений.

Билет № 15

Виды тектонических движений. Колебательные движения. Трансгрессия и регрессия моря.

Тектонические движения - движения земной коры, вызванные процессами проходящими в ее недрах.

Пликативные дислокации – под действием пластических деформаций возникает нарушенное залегание пластов ЗК без разрыва их сплошности. Различают следующие формы:

Моноклинали – представляют собой толщу пластов ГП, равномерно накопленных в одну сторону на значительном протяжении.

Складчатые деформации или складки – это волнообразные изгибы пластов без разрыва сплошности пород. Этот тип дислокаций проявлен более широко.

Флексура – называются уступообразные нарушения горизонтально лежащих пластов.

Трансгрессия(наступление) моря, начавшаяся вследствие погружения суши, приводит к накоплению морских осадков на эрозионной поверхности Земли. Регрессия(отступление) отражается в смене морского осадконакопления континентальным или же просто прекращением морского осадконакопления с последующей эрозией.

Поднятия. Морские отложения часто можно обнаружить высоко в горах. Они накапливались первоначально ниже уровня моря, но позже были подняты на большую высоту. Амплитуда подъема в ряде случаев может достигать 10 км. Поднятия могут происходить с деформацией или без деформации слоев.

Сжатие. Такое уменьшение предполагает сжатие. Объяснение сжатия основывалось на наблюдающейся потере Землей тепла и возможным ее остыванием, что должно обусловливать сокращение ее объема.

Растяжение. Под растяжением понимают такой тип тектонических деформаций, преимущественно связанный со взбросами.

Складчатые тектонические нарушения. Различают два основных типа складок: антиклинальные, в которых изгиб слоев горных пород обращен выпуклостью вверх, и синклинальные, в которых слои изогнуты выпуклостью вниз.

Пластовые воды, их промысловая классификация.

Все пластовые воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы. Под химическим составом вод понимают состав растворенных в них веществ.  Суммарное содержание в воде растворенных ионов солей и коллоидов называют общей минерализацией воды. Воды с минерализацией менее 1 г/л пресные; 1—50 л/г — соленые, минерализованные (минеральные); свыше 50 г/л — рассолы.  Важнейшие газы, растворенные в водах, — N2, CO2 и СН4.  Плотность воды зависит от минерализации: чем выше минерализация воды, тем больше ее плотность.  Удельный объем воды — это объем, который занимает 1 кг воды. В стандартных условиях удельный объем неминерализованной воды равен 0,9972 дм3. С ростом давления объем воды уменьшается, а при повышении температуры увеличивается.  Объемный коэффициент воды зависит от давления, температуры, степени минерализации воды и количества растворенного в ней газа.  Коэффициент сжимаемости для воды колеблется от 0,004 до 0,005 %.  Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,03 до 0,18 Па. С повышением температуры она уменьшается.  При разработке нефтяных месторождений необходимо знать величину отношения вязкости нефти к вязкости воды. Чем меньше это отношение, тем легче осуществляется вытеснение нефти водой и достигается больший процент извлечения нефти.  Поверхностное натяжение пластовой минерализованной воды на границе с воздухом равно 0,07—0,08 Н/м.  В промысловой практике пластовой водой принято называть только ту воду, которая залегает в одном и том же пласте с нефтью или газом. Воды, принадлежащие водоносным пластам, не содержащим нефть, или другим нефтегазоносным пластам, называют чуждыми, или посторонними, по отношению к данному нефтяному или газовому пласту.  Связанная вода содержится в нефтяной или газовой части всякого пласта.  Подвижная вода — это вода в углах пор, вода капиллярноудержанная и капельная.  Законтурная (краевая) вода подпирает пластовые нефтяную или газовую залежь. Подошвенная вода подпирает массивные нефтяную или газовую залежь.  Конденсационная вода образуется за счет конденсации водных паров.  Верхняя вода залегает в пластах, расположенных выше данного продуктивного пласта. Нижняя вода залегает в пластах, расположенных ниже данного продуктивного пласта.  Тектоническая вода проникает в нефтяной пласт по тектоническим трещинам.  Технологическая вода закачивается в пласт при искусственном заводнении, согласно технологическому процессу разработки залежей.  Техническая вода — фильтрат промывочной жидкости, проникшей в пласт в процессе вскрытия его добывающими или разведочными скважинами.

Понятие о системе разработки. Разработка многопластовых месторождений.

Под системой разработки понимается комплекс мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс эксплуатации залежи и управлять им — определять расположение, число, порядок ввода и режим работы добывающих скважин, необходимость нагнетания рабочего агента в пласт, условия нагнетания. Системы разработки должны быть рациональными, т. е. должны отвечать следующим основным требованиям: достижению максимально возможного извлечения запасов нефти и газа из недр достаточно высокими темпами, удовлетворяющими потребности народного хозяйства в топливе и химическом сырье, экономному расходованию средств на освоение и эксплуатацию месторождений. К важнейшим геологическим факторам, определяющим выбор рациональной системы разработки нефтяных залежей, относятся следующие: размеры и форма залежей и водонефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллекторов, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти, начальное пластовое давление и разница между этим давлением и давлением насыщения. Проницаемость и геологическая неоднородность коллекторов, вязкость пластовой нефти определяют вид заводнения и плотность сетки добывающих скважин. Чем ниже проницаемость, сложнее неоднородность и выше вязкость пластовой нефти, тем более активным должен быть вид заводнения и большей должна быть плотность сетки скважин. В зависимости от разницы в величинах начального пластового давления и давления насыщения определяется время начала освоения заводнения. При небольшом их различии заводнение следует осуществлять с самого начала разработки залежи.

Существуют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения: - система разработки «снизу вверх», при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно: каждый вышележащий после разработки нижележащего, причем тот пласт, с которого начинают разработку, носит название базисного, или опорного горизонта (пласта). Базисный горизонт выбирается по признаку высокой его продуктивности и сортности нефти, причем пласт должен быть хорошо изучен на значительной площади и залегать в условиях, благоприятных для его быстрого разбуривания - система разработки «сверху вниз», при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего. Эта система широко применялась в период, когда преобладал ударный способ бурения. В настоящее время система разработки «сверху вниз» допускается как исключение при разработке неглубоко залегающих нефтяных пластов, разбуриваемых легкими передвижными станками, при условии, что верхние пласты являются слабо проницаемыми и при прохождении их последующими скважинами на нижележащие пласты исключается поглощение глинистого раствора и сама пачка верхних пластов разрабатывается по системе «снизу вверх». - система одновременной разработки двух и более пластов (залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин. Эта система применяется при условии, что нефтяные пласты являются высокопродуктивными с хорошо выраженным напорным режимом, разбуриваются быстрыми темпами и эксплуатируются при поддержании пластового давления.

Билет №19. Вопрос 1. Магматические процессы.

Магматизм – геологические процессы, связанные с образованием магмы, перемещением ее в земной коре и излиянием ее на поверхность. Вещество земной коры и верхней мантии находятся в твердом состоянии, хотя породы на глубине 80 – 130км., где температура достигает 15000, должны были бы расплавиться. Сохранению вещества в твердом состоянии способствует высокое давление на этих глубинах. Нарушение термодинамического равновесия, снижение давления или повышение температуры приводит к переходу в локальных участках вещества из твердого состояния в огенно-жидкое (магма). В результате в верхней мантии образуется очаг. Понижение давления может быть вызвано тектоническими движениями по разломам, проникающим глубоко в недра Земли. Увеличение температуры возможно за счет теплового тока, связанного с некоторыми глубинными процессами (радиоактивный распад). Переход из твердого вещества в магму сопровождается резким возрастанием давления за счет энергии газов и перегретых паров, содержащихся в магме. Магма перемещается из магматических очагов в участки земной коры, ослабленные тектоническими подвижками. Так как давление в земной коре значительно меньше, чем в верхней мантии, то происходит резкое, часто взрывное выделение газов из магмы. Взрывы газа приводят к образованию в земной коре каналов, по которым магма устремляется к поверхности Земли. Поднимаясь по этим каналам, магма или внедряется в земную кору, не достигая поверхности, или извергается на поверхность в виде лавы.