- •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.
6. Состав и физико-химические свойства нефтей и газов.
Н. Представляет собой вязкую жидкость темно – коричневого, чаще черного цвета. Жирную на ощупь, состоящую из различных смесей углеводородов.
Элементный состав нефти
Н. состоит из углерода – 82-87 %, водорода – 11-14 %, кислорода – 0,7-0,2 %, азота – 0,1-0,3% и серы -0,09-0,5%. В небольшом количестве встречаются гетероэлементы (фосфор, вандий, никель, железо, алюминий). Установлено что в нефти присутствуют три основные группы углеводородов: Метановая, нафтеновая и ароматическая.
Метановые (парафиновые): СН4 – метан, С2Н6 – этан, С3Н8 – пропан, С4Н10 – бутан, --- газы. С5Н12 – С16Н34 – жидкие углеводороды. С17Н36 и выше – твердые парафиновые вещества.
Нафтеновые. Для этих углеводородов характерно циклическое строение. Они состоят из нескольких групп СН2.
Ароматические – имеют также циклическое строение но при этом углеводородные атомы связаны друг с другом простыми и двойными связями.
Чем тяжелее нефть тем больше она содержит асфальто – смолистых веществ.
1.Малосмолистые 1-10%, 2.Смолистая 10-20%, 3.Высокосмолистая 30-40 %.
По содержанию серы:
1.Малосернистая до 0,5%, 2.Сернистая 0,5-2%, 3.Высокосернистая 2-4 %.
Физические св–ва нефтей
1.Плотность нефти – отношение массы к объему. На практике используется относительная плотность, которая представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20 С. к плотности воды при температуре 4 С. По плотности нефти классифицируются:
1.Легкие до 0,81 г/см3, 2.Средние 0,81 – 0,87 г/см3, 3.Тяжелые 0,87-0,92 г/см3, 4.Очень тяжелые – когда выше 0,92 г/см3.
Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление при перемещении ее частиц при движении. Различают динамическую, кинематическую и относительную вязкость.
Динамическая вязкость – выражает величину сопротивления в Динах взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 смІ отстоящих друг от друга на 1см при скорости перемещения 1 см/с.
Кинематическая вязкость – отношение абсолютной вязкости к вязкости воды.
Поверхностное натяжение – сила с которой жидкость сопротивляется в увеличение своей поверхности (Джоуль/мІ).
Температура застывания и плавления нефтей зависит от химического состава – чем больше парафинов- тем выше температура застывания. Чем больше смол – тем ниже температура застывания.
Температура кипения углеводородов зависит от их строения: чем больше атомов С входит в состав молекулы, тем выше температура кипения
Нефть является диэлектриком.
Физико – химические свойства газа
Газ - постоянный спутник нефти. Чисто нефтяных месторождений нет, в них всегда присутствует растворенный газ. Газ в земной коре может находится в следующих видах:
1.Свободное состояние (газовые шапки)
2.Растворенное состояние
3.Твердое состояние (газогидрат)
4.В порах горных пород
5.Газовые струи (вулканические и тектонические)
Природный газ представляет собой смесь предельных углеводородов в небольших количествах могут присутствовать неуглеводородные газы (азот, гелий, СО2, сероводород и аргон). Различают чистые газы и попутные. Чистые газы представлены в основном метаном (до 98,8%). Попутные газы (этан, пропан, бутан – до 50%) – жирные газы.
Физические свойства газов:
Плотность газа зависит от давления и температуры, на практике используют относительную плотность газа по отношению к воздуху. Вязкость газа очень мала и это обеспечивает очень высокую подвижность по трещинам и порам. Растворимость газа зависит от состава нефти, газа, температуры и давления. Растворимость газа подчиняется закону Генри:
Vраств.газа = ki*Р ( при давлении до 5 Мпа) , где k – коэффициент растворимости, Р – давление.
При более высоком давлении растворимость газа подчиняется другим законам.
Объемный коэффициент пластового газа: kПГ=Vпласт. усл/Vстанд. усл (стандартные условия t=20 C, P=0.1МПа)
Газоконденсаты
Не только газ способен растворятся в нефти но и нефть может растворяться в газе. Длоя этого необходимы следующие условия:
1.Объем газа больше объема нефти
2.Температура 90-95 С.
3.Давление 20-25 Мпа
Ретроградное испарение – когда из газообразных образуются жидкие углеводороды.
Жидкая часть углеводородов называется ретроградный конденсат. Плотность его 0,65-0,7 г/см3. Конденсаты еще называют светлыми нефтями т.к. они не содержат асфальто – смолистых веществ.
Газогидраты – газ находится в твердом состоянии, для этого необходимы:
1.низкая температура
2.Высокое давление
3.Небольшие глубины
Газогидраты образуются в районах вечной мерзлоты и представляют собой рыхлый снег или лед.