- •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.:
3. Оценка неоднородности пластовых систем.
Под неоднородностью продуктивных пластов понимают изменчивость формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах продуктивного пласта, оказывающую существенное влияние на распределение запасов в объеме залежи и условия их выработки.
Микронеоднородность - это показатель изменчивости коллекторских свойств среды, насыщенной УВ – проницаемости, пористости, нефтегазонасыщенности, вещественного состава и др.
Выделяют следующие виды микронеоднородности:
литологическую,
гранулометрическую,
упаковочную,
цементационную,
минеральную,
по проницаемости,
по пористости.
Наибольший интерес представляет микронеодность по проницаемости: зональная и послойная.
Макронеоднородность – пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи.
Два основных проявления макронеоднородности:
расчлененность продуктивного горизонта на разобщенные пласты и прослои,
прерывистость отдельных пластов и прослоев по площади.
Расчлененность горизонта сказывается на охвате воздействием пород-коллекторов по разрезу и является определяющим фактором при выделении эксплуатационных объектов, оценивается коэффициентом расчлененности:
, где Σn-число прослоев во всех скважинах; N-число скважин;
Кр показывает среднее число проницаемых прослоев, слагающих горизонт.
Характер неоднородности отражает коэффициент песчанистости Кп, равный отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине горизонта Нобщ:
Кп= .
Кп можно представить в виде отношения объема эффективной части продуктивного пласта Vэф к общему объему горизонта Vобщ. Кп показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта.
Прерывистость пластов сказывается на охвате воздействием по площади; учитывается при выборе метода воздействия на пласт, при выборе положения рядов добывающих скважин. Для количественной оценки степени прерывистости пласта по площади (замещения его коллекторов непроницаемыми породами) используют коэффициент распространения пород-коллекторов:
Кs=Sк/Sобщ, где Sк - площадь развития коллекторов, Sобщ – общая площадь развития пласта в пределах внешнего контура нефтеносности. Кs определяют по картам распространения коллекторов.
Под коэффициентом литологической связанности или слияния Кс понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности.
, где - площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; - общая площадь залежи; - среднее максимальное число песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе данного пласта (горизонта).
В качестве меры макронеоднородноти, учитывающей и расчлененность и песчанистость, применяют комплексный показатель – коэффициент макронеоднородности:
Км= , где n-кол-во проницаемых прослоев; hi – мощность вскрытых скважинами проницаемых прослоев; характеризует расчлененность объекта на единицу мощности пород-коллекторов.
Для изучения и оценки сложности строения прерывистых, фациально-изменчивых пластов применяют коэффициент сложности:
Kсл=Рк.н./Рз, где Рк.н. - периметр (длина) границ замещения коллекторов на неколлекторы; Рз – периметр залежи.
4. Разведка нефтяных оторочек (шпоры + интернет).
При разведке газового месторождения обязательно дается заключение о наличии нефтяных оторочек и одновременно с разведкой газовой залежи проводится разведка оторочки.
Если при разведке газовой или газоконденсатной залежи установлено наличие нефтяной оторочки и несколькими скважинами подтверждено ее промышленное значение, то проектируется ее детальная разведка с учетом морфологического строения и мощности.
Нефтяная оторочка — нефтяная часть газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой (газоконденсатной) части двухфазной залежи. В зависимости от размеров нефтяные оторочки разделяют на промышленные и непромышленные. По условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие нефтяные оторочки. Залежи с нефтяной оторочкой разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непромышленное значение; как газо- (газоконденсатно)-нефтяные — в случае её оценки в качестве промышленной.
Оторочки бывают:
массивные,
кольцевые,
клиновидные.
Разведка массивных оторочек ведется одновременно с газовой залежью. В скважинах, вскрывших пласт с нефтью и газом проводится раздельное опробование. Расстояние между разведочными скважинами зависит от соотношения запасов нефти и газа в двухфазной залежи, от сложности строения и величины запасов. В среднем они должны превышать в 1,5 раза принятые в данном районе расстояния между нефтяными разведочными скважинами. Участки ОПЭ выбираются в присводовой и крыльевой частях залежи.
Кольцевые нефтяные оторочки рекомендуется разведывать короткошаговыми профилями из 3-5 скважин, ориентированными в крест простирания изогипс. Профиль скважин разбуривается по восстанию и падению пласта от разведочной (поисковой) скважины, вскрывшей оторочку и давшей промышленный приток нефти. Разведку кольцевых оторочек рекомендуется проводить как профильными скважинами с расстояниями между ними 500-600 м, так и единичными скважинами по периметру оторочки, с размещением последних на разных гипсометрических отметках и расстояниями 1-4 км друг от друга.
Клиновидная оторочка может образоваться:
при движении воды;
при переформировании структуры (тектоника);
при изменчивости литологии.
При разведке строят карты приведенных давлений. Первые разведочные скважины размещают в районе той скважины, где получена нефть, на линиях, перпендикулярных линиям равных приведенных давлений (гидроизопьез). Клиновидная оторочка может быть как массивной, так и кольцевой. Второй профиль скважин закладывается на структуре а районе наименьших давлений или гидроизопьез, а расстояния между скважинами принимается близким к расстоянию между эксплуатационными скважинами. Перпендикулярно второму разбуривается третий профиль скважин. Между профилями закладываются одиночные разведочные скважины.
*Кол-во скважин: исходя из площади и выбранной плотности сетки.
Билет 12
1. Схема описания нефтегазоносной провинции (из учебника Бакирова + тетрадь).
Каждая нефтегазоносная провинция рассматривается по следующему плану:
Название нефтегазоносной провинции
Местоположение (с чем граничит)
Геотектоническое районирование + стратиграфия
Нефтегазоносность
Нефтегеологическое районирование (нефтегазоносные области, районы)
Региональные нефтегазоносные комплексы и горизонты
Типы месторождений и залежей
Примеры типичных нефтяных и газовых месторождений
Перспективы нефтегазоносности
Так же могут приводиться сведения о свойствах нефтей и газов