- •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.:
2. Природные газы залежей. Состав и физико-химические свойства.
Природные газы - многокомпонентные системы, являющиеся постоянными спутниками нефти, это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.
Химический состав газов – природные УВ газы представлены метаном с той или иной примесью его более тяжелых гомологов: этана, пропана, бутана, в очень небольшом количестве присутствует пентан, гексан и пары жидких УВ. В газах помимо УВ в виде примесей содержатся углекислый газ, азот. Соотношение метана и его гомологов и неУВ примесей может сильно меняться в зависимости от геохимических условий генерации газов. Для характеристики УВ состава газа применяют коэффициент сухости - отношение % содержания метана к сумме его гомологов. Природный газ: УВ-ые газы (С2-С6) и углекислые газы (СО2) и азотные.
Физические свойства природных газов:
Плотность газа (ρ,кг/м3)-масса единицы объема газа или отношение молекулярной массы газа - М к объему моля-22,4. Относительная плотность газа(по воздуху)- отношение плотности газа к плотности воздуха(1,293 кг/м3).
Удельный объем газа - величина, обратная плотности.
Удельный вес (γН/м3)-вес единицы объема γ=ρg, g-ускорение свободного падения. Теплота сгорания – количество тепла, которое выделяется при полном сгорании 1 м3 газа. В среднем при сгорании газ выделяет 35160 кДж/м3.
Вязкость - свойство жидкостей и газов, характеризующих сопротивляемость скольжению или сдвигу одной их части относительно другой. Вязкость газа на два порядка меньше вязкости жидкости (газ очень подвижный), именно по этой причине при разработке газовых месторождений расстояние между скв.1-2 км, а нефтяных - 400-500м.
Коэффициент динамической вязкости характеризует силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении.
Основной единицей вязкости в системе СИ является паскаль-секунда (Па*с). В нефтепромысловой практике вязкость измеряют в пуазах (П) или сантипуазах (сП). 1сП = 0,01 П= 0,001 Па*с.
Коэффициент кинематической вязкости. В расчетах наряду с абсолютной вязкостью газа применяют кинематическую вязкость , равную абсолютной вязкости, деленной на плотность газа: .
Единицей кинематической вязкости является квадратный метр на секунду (м2/с) или квадратный миллиметр на секунду (мм2/с) 1 мм2/с = 10-6 м2/с.
В нефтепромысловой практике кинематическую вязкость измеряют в стоксах (Ст) или сантистоксах (сСт) 1 Ст = 10-4 м2/с; 1 сСт = 10-6 м2/с = 1 мм2/с.
При пересчетах абсолютной вязкости газа в кинематическую значения плотности или удельного веса берутся при рассматриваемых давлениях и температурах.
Учет влияния на вязкость азота - .
Теплоемкостью С называют количество теплоты, необходимое для нагревания единицы массы или объема вещества на 1° С.
Удельная теплоемкость - отношение теплоёмкости к единице количества газа.
Для газов обычно различают теплоемкости при постоянном объеме Сv и постоянном давлении Сp. Сv связана с процессом, характеризующимся тем, что при неизменности объема вся энергия, сообщаемая газу в форме теплоты, затрачивается на увеличение внутренней энергии газа. Сp связана с процессом, характеризующимся тем, что, нагревая тело, предоставляют ему возможность расширяться при неизменном давлении. Таким образом, часть сообщенной телу теплоты идет на производство работы расширения. Поэтому Сp > Сv.
Для идеальных газов между Сp и Сv существует следующее соотношение
Сp = Сv + R, где R — газовая постоянная.
В области давлений, где газы считаются идеальными, значения теплоемкостей постоянны. Однако для реальных газов значения теплоемкости изменяются в зависимости от давления и температуры.
Гидратообразование. Наличие в газах воды обуславливает при низком Р и Т образование гидратов УВ газов. Это твердые растворы, в которых растворителем является вода, а в полости ее молекулярного каркаса внедряются молекулы газа. Сероводород образует гидрат при t 0-15С и давлении 0,1-0,5 МПа. Природные газы в виде гидратов встречаются в верхних зонах г.п.
Основные законы газового состояния. Различают 2 формы состояния УВ газов – свободное (в залежах) и растворенное (в нефтях и подземных водах). Свободные УВ газы могут находиться в чисто газовых залежах и в газовых шапках над нефтяными залежами. Физические свойства газа обуславливают его способность перемещаться по пористым и трещиноватым г.п., а также диффундировать через плотные породы. Газы часто передвигаются в земной коре в растворенном состоянии в воде. По пути миграции они сорбируются породами и в то же время под действием температуры и давления снова могут стать свободными.
Классификация.
Природные газы встречаются в 4 формах (по Рылькову):
Свободное состояние
Растворенное состояние:
Нефтерастворенные
Водорастворенные
Газосорбированные
Твердые углеводородные газы – газогидраты
По морфологическим признакам Вернадским в 1912г. были выделены следующие группы:
1)газы свободные (в том числе атмосферные),
2)газы, содержащиеся в порах горных пород,
3)газовые струи,
4)газовые испарения,
5)жидкие растворы газов (газы океанов),
6)твердые растворы газов (газы, адсорбированные горными породами).
По хим. составу Вернадский природные газы разделил на:
1)газы земной поверхности,
2)газы, связанные с высокой температурой,
3)газы, проникшие в земную кору.
Белоусов подразделял газы на:
1)газы биохимического происхождения,
2)газы воздушного происхождения,
3)газы, обусловленные природными процессами химических реакций,
4)газы радиоактивного происхождения.
Природные газы подразделяют на три группы:
1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.
2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.
3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N2, СО2, H2S, Не, Аr и др.
Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.