- •1.Нгпг как наука, предмет ее изучения.
- •2.Цель и задачи, решаемые нгпг
- •3.Методы и способы получения исходной геол-промыс информации о строении залежей ув.
- •5.Понятие о геолого- техническом комплексе, как предмете изучения нефтегазопромысловой геологии.
- •6.Понятие о геолого-промысловой модели залежи и ее виды.
- •7.Статические и динамические модели залежей ув. Их содержание и назначение.
- •8.Постоянно действующие геолого-технологические модели залежей ув.
- •10. Основные элементы залежи ув в ее природном статическом состоянии
- •11.Понятие о залежах и месторождениях ув.
- •12.Форма и тип залежей. Поверхности, ограничивающие общий и эффективный объемы залежей ув.
- •13.Понятие о геометризации залежей.
- •14. Структурные карты и карты верхней и нижней поверхности коллекторов.
- •15. Определение границ залежей, связанных с фациальной изменчивостью пластов и стратиграфическими несогласиями.
- •16. Определение границ залежей, связанных с характером нефте-газо-водонасыщенности коллекторов.
- •17. Переходная зона, причины ее образования и учет при определении границ залежей ув.
- •18. Обоснование положения поверхностей, разделяющих породы-коллекторы по характеру их насыщенности пластовыми флюидами.
- •19. Определение границ залежей ув, связанных с наклонными поверхностями, разделяющие породы-коллекторы по характеру их насыщенности пластовыми флюидами.
- •20. Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. Определение их положения.
- •21. Факторы, определяющие внутреннее строение залежей. Породы коллекторы и неколлекторы.
- •22. Внутренние геологические границы и их виды.
- •23. Расчленение продуктивной части разрезов скважин, методы и задачи решаемые при этом.
- •24. Кондиционные значения параметров продуктивных пластов.
- •30.Трещиноватость породы и ее роль при разных величинах пористости продуктивных коллекторов.
- •31.Типы коллекторов. Их свойства и геолого-промысловые особенности.
- •32.Анизотропия продуктивных пластов.
- •33. Сравнительная хар-ка терриген и карб коллекторов.
- •34. Геолого-промысловые отличия терриген и карб коллекторов.
- •35. Нефтегазонасыщенность пород коллекторов, факторы влияющие на нее.
- •36. Коэффициент нефтегазоводонасыщенности пород коллекторов, его значение,методы и особенности его определение.
- •37 Коэффициент остаточной водонасыщенности, определяющие его факторы.
- •38 Коллекторы гидрофильные и гидрофобные. Их геолого-промысловые особенности.
- •39 Эффективная и динамическая пористость коллекторов.
- •40. Основные коллекторские свойства продуктивных пород их влияние на разработку нефтяных залежей.
- •41 Фильтрационные свойства пород коллекторов.
- •42 Проницаемость коллекторов ее виды и факторы ее определяющие.
- •43 Относительная проницаемость. Диаграммы относительных проницаемостей.
- •44 Геологическая неоднородность продуктивных горизонтов.
- •45 Макронеоднородность продуктивных пластов. Методы ее изучения.
- •46 Микронеоднородность продуктивных пластов. Методы ее изучения.
- •47. Геологические построения, отражающие макронеоднородность продуктивного горизонта
- •48. Количественная оценка макронеоднородности пластов – коллекторов
- •49. Геолого-статистический разрез и его использование
- •50. Карты распространения пластов коллекторов, их построение и назначение
- •51. Коэффициенты, характеризующие макронеоднородность с точки зрения условий вытеснения нефти
- •52. Участки сплошного распространения коллекторов, полулинзы, линзы
- •53. Коэффициент охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения и его использование
- •54. Задачи, решаемые при изучении макронеоднородности
- •55. Корреляция разрезов скважин, ее виды и задачи
- •56.Исходные данные и задачи, решаемые с помощью детальной корреляции разрезов скважин
- •57. Основные принципы, учитываемые при детальной корреляции
- •58. Методические приемы детальной корреляции
- •60. Построение схемы детальной корреляции и ее назначение.
- •61. Построение детального геологического профиля и его назначение.
- •62. Составление нормального, типового и сводного геолого-геофизического разреза месторождения ув.
- •63. Основные физико-химические свойства пластовых ув.
- •65. Основные физико-химические свойства пластовой нефти.
- •66. Газосодержание пластовой нефти
- •67. Промысловый газовый фактор
- •68. Давление насыщения пластовой нефти
- •69. Объемный и пересчетный коэффициенты пластовых ув.
- •71. Основные свойства пластовых газов, конденсата и газогидратов.
- •72. Понятие о конденсате, св-ва и их влияние на полноту извлечения из недр.
- •73. Энергетическая характеристика залежей ув. Понятие о пластовом давлении в залежах ув.
- •74. Начальное пластовое давление и его роль в пределах залежей ув
- •75. Гидростатическое (нормальное и условное) пластовое давление
- •77. Текущее (динамическое) приведённое пластовое давление в залежи (понятие, способы определения, характер распределения по площади залежи)
- •78. Кривая восстановления пластового давления в нефтяной скважине. Её получение, вид, использование.
- •79. Профиль приведённого текущего пластового давления в нефтяной залежи при её разработке.
- •81. Коэффициент продуктивности нефтяной скважины, способы его определения и геологические условия, влияющие на его величину.
- •83.Сверхгидростатическое давление механизм формирования и его влияние на разработку залежей ув
- •84.Залежы ув с начальным пластовым давление, соответствующим гидростатическому давлению.
- •85.Залежи с начальным пд, отличающимся от гидростатического.
- •86.Определение среднего динамического давления по залежи
- •87.Карты изобар ,исходные данные и цели их построения.
- •88. Комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов и добывных возможностей скважин
- •89. Получение данных о призабойном и пластовом давлении при разработке залежей ув
- •90.Индекаторные диаграммы нефтяных скважин их получение и назначение
- •91. Температура в недрах месторождений ув(её изменение по разрезу и площади)
- •92.Графики разработки залежей ув и их анализ
- •93.Динамика основных показателей разработки залежи ув
- •94. Виды водонапорных систем и пластовое давление в их пределах.
- •95. Природные источники пластовой энергии залежей ув. Понятие о природных режимах.
- •96. Основные природные режимы нефтяных залежей. Геологический условия, способствующие их проявлению.
- •97. Эффективность природных режимов залежей ув и их использование при разработке.
- •101. Природный водонапорный режим нефтяной залежи. Геологические условия его проявления.
- •103. Геологические условия, в которых может действовать газонапорный режим нефтяной залежи.
- •104. Геологические условия в которых может действовать природный режим растворенного газа.
- •106. Газовый режим при разработке газовых залежей. Закономерность динамики отбора газа и пластового давления. Практическое использование этой закономерности.
- •109. Понятие о рациональных системах разработки залежей ув
- •110. Системы разработки при естественных режимах и геологические условия их применения.
- •111. Системы разработки с применением заводнения нефтяных пластов в разных геологических условиях.
- •113. Геологическое обоснование различных выделения эксплуатационных объектов.
- •115. Выбор вида заводнения и его геологическое обоснование.
- •116. Геолого-промысловое обоснование градиента давления в экспл. Объекте.
- •117. Геолого-промысловые условия, определяющие взаимное размещение нагнетательных и добывающих скв.
- •118 .Геологическое обоснование выбора формы и плотности сеток скважин.
72. Понятие о конденсате, св-ва и их влияние на полноту извлечения из недр.
Конденсатом называют жидкую УВ фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворён в газе. Различают конденсаты сырой и стабильный.
Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших (С6+высш.), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.
Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированпого газа.
На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, - это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25000м3/м3.
Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ - пентана и высших (Сб+вьсш.). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200°С
Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см3/м3), средним (150-300 см3/ м3), высоким (300-600 см3/м3) и очень высоким (более 6ООсм3/м3).
Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах. Исследования газоконденсатных залежей нужно вести с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:
состав пластового газа и содержание в нем конденсата;
давление начала конденсации УВ в пласте и давление максимальной конденсации;
фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;
количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температуре;
возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;
фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.
73. Энергетическая характеристика залежей ув. Понятие о пластовом давлении в залежах ув.
Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.
Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном - вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.
Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе «пласт - скважина»:Pпл= hpg,
При практических расчетах давление определяют в МПа и формулу используют в следующем виде:Рпл=hр/102
Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называется пьезометрическим уровнем.
Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни вразличных точках водонапорной системы (в скважинах), называется пьезометрической поверхностью. Высоту столба жидкости h определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта-коллектора - такой столб жидкости называют пьезометрической высотой, или как расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой для всех скважин горизонтальной плоскости — этот столб жидкости h2=h1+z называют пьезометрическим напором
Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением Рпл.а; давление, соответствующее пьезометрическому напору, - приведенным пластовым давлением Рплпр.