- •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.Оценка коэффициента пористости по каротажу скважины
Коэф.пористости определяют по данным каротажа сопротивления, акустического каротажа, нейтронного гамма-каротажа(НГК) и гамма-гамма- каротажа(ГГК), ПС
По каротажу сопротивления: в основе определения коэфф-та открытой пористости коллекторов лежит использование корреляционной связи между относительным сопротивлением пласта Р и коэфф-том пористости kп : Р=f (kп )
Величина Р может быть найдена по сопротивлениям: неизменной части водоносного пласта ρвп ;
зоны проникновения ρзп ; промытой части ρпп продуктивного пласта.
1) Р= ρвп / ρв , где ρвп – уд.сопротивление пласта полностью насыщенного водой(за контуром залежи),определяют по диаграммам БКЗ, индукционного каротажа и больших градиент- или потенциал-зондов. ρв – уд.сопротивл. пластовой воды,вычисляют по данным хим.анализов отобранных проб.
На основании полученных результатов вычисляют Р и по кривым зависимости Р=f (kп ) определяют kп. Для данного способа характерен ряд погрешностей, связанных с точностью определения сопротивления ρвп малого значения и наличием в порах некоторого количества нефти и газа.
2) Р= ρзп / (ρвф Рно) , где ρзп -определяют по диаграммам БКЗ, малых градиент- и потенциал-зондов. ρвф – уд.сопротвл. смеси фильтрата глинистого раствора и остаточной пластовой воды, рассчитывается по ф-ле : ρвф= (ρф/ ρв)/(z(ρф /ρв -1)+1) , где ρф – уд.сопротивл. фильтрата глинистого раствора; z- фактор смешения, принимаемый в зависимости от коллекторских свойств пласта от 0,01 до 0,2.
3) Р= ρпп / ρф *П* Рно , ρпп –определяют по диаграммам бокового микрокаротажа или микрозондов.
П- коэфф.поверхностной проводимости, находят по специальной палетке. Рно- параметр остаточного нефтенасыщения, обычно = 1,6.
По кривой ΔТ акустического каротажа: kп определяют на основе линейной связи между ΔТ и kп:
kп=( ΔТ- ΔТск)/( ΔТж – ΔТск) , где ΔТск-интервальное время для минерального скелета,которое получают применительно к данному типу разреза в пределах 141(доломит)-182 мкс/м (песчаник слабосцементированный) ; ΔТ-интервальное время против пласта по данным акустич-го каротажа; ΔТж – интервальное время для жидкости в порах,которое выбирают с учетом концентрации воды в исследуемом объеме породы и температуры.
kп может быть определена графически по линейной зависимости ΔТ =f (kп ). Способ определения kп по данным акустического каротажа дает наилучшие результаты в породах с kп 15% при учете глинистости в порах, остаточного нефте- и газонасыщения и условий естественного залегания коллектора- давления, температуры на глубине залегания пласта.
По НГК: основой для определения kп является прямое соответствие между водородосодержанием (пористостью) в пластах,не содержащих глинистого материала и минералов с химически связанной водой, и показаниями НГК. Поэтому с наибольшим успехом этот способ применяют для оценки коэф.пористости в карбонатных отложениях. Определения проводят с использованием зависимости I= f (kп ),полученных путем измерения на моделях пластов различной пористости.
В терригенном глинистом разрезе (как и в карбонатном глинистом) для получения kп по диаграммам НГК необходимо знать объемную глинистость kгл (находят по диаграмме НГК )и содержание кристаллизационной воды в глинистом материале (в лаборатории). Для карбонатных пород сложного типа (трещинно-кавернозные,смешанные): определение kп общ выражается в получении межзерновой пористости kпмз ,которая неэффективна,т.к. содержит связанную воду, и вторичной пористости kпвт – эффективной,служит аккумулятором нефти и газа. Разделение kп общ на kпвт и kпмз выполняют на основании комплексной интерпретации НГК (определяют kп общ) каротажа и акустического каротажа (определяют kпмз). Отсюда kпвт= kп общ - kпмз. Значительные погрешности в определении kп могут быть из-за наличия в карбонатных отложениях включений гипса и присутствием в порах коллектора остаточного газа.
По ГГК: оценка коэф.пористости основана на связи плотности пород δп с коэф.пористости:
kп=(δск-δп)/( δск-δж), где δск – минеральная плотность скелета породы(для песчаников=2,65 г/см3),
δп – плотность порды, полученная по диаграмме ГГК, δж –плотность жидкости, заполняющей поровое пространство породы.
По ПС: Суть м-да заключается в наличии зависимости Кп.ч (чистого песчаника) и Кп гл от глубины залегания. На диаграммах ПС определяют положение линии глин и линии песчаника.
Традиционное обоснование: определение Кп по αпс. Оно основывается на установлении зависимости αпс от Кп. αпс=a*Кп+b. Физические основы: αсп рассматривается как функция глинистости αпс→f(Кгл) и Кп является f(Кгл). С увеличением Кп глинистость уменьшается.
Ограничения: 1.при Нпл<1,6-1,2м ампл-да ПС искажается и пористоть занижается;
2.метод не работает в интервалах карбонатизации (при карбон-ии 5-6% начинается искажение);
3.не применим для определения оценки Кп углей.
Гидрофобизация коллекторов приводит к занижению αпс и определений Кп.
гл
( альфа пс=0 в глинах)