- •1. Характеристика объектов и методов исследования геологии и геохимии нефти и газа.
- •2. Основные классификации каустобиолитов. Нефть и газ в ряду каустобиолитов.
- •3. Физико-химические свойства и состав нефтей.
- •4. Основные факторы, влияющие на состав и свойства нефтей и газов в природе.
- •5. Преобразование ов в седиментогенезе и диагенезе.
- •6. Эволюция ов в катагенезе.
- •7. Главная зона нефтеобразования и ее роль в размещении залежей ув.
- •8. Нефтегазоматеринские породы и принципы их диагностики.
- •9. Зоны и очаги нефтегазогенерации, их характеристики.
- •10. Современные концепции нефтегазообразования. Осадочно-миграционная теория.
- •11. Первичная миграция нефти.
- •12. Вторичная миграция нефти.
- •13. Формы нахождения ов в природе.
- •14. Генетические типы ов пород.
- •15. Геохимические и генетические классификации нефтей.
- •16. Классификации газов.
- •17. Основные факторы и градации катагенеза ов.
- •18. Твердые нафтиды как продукты преобразования нефтей.
- •19. Происхождение и основные свойства твердых горючих ископаемых (торф, уголь, горючие сланцы, газогидраты). Типы природных ув газовых систем.
- •20. Распределение и состав органического вещества в породах.
- •21. Условия залегания нефти и газа в недрах. Коллекторы и флюидоупоры.
- •22. Основные виды и типы коллекторов.
- •23. Ловушки ув, основные условия их формирования.
- •24. Классификация залежей ув по типу ловушек.
- •25. Основные емкостные и фильтрационные свойства пород-коллекторов, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность.
- •26. Основные типы природных резервуаров.
- •27. Классификации месторождений нефти и газа.
- •28. Особенности разрушения и преобразования залежей нефти и газа.
- •29. Основы нгг районирования.
- •30. Состав и физ. Св-ва прир. Газов.
- •31. Связь емкостных и фильтрационных св-в пород. Нетрадиционные коллекторы.
- •32. Основные элементы и параметры залежей нефти и газа.
- •33. Классификация нгб.
- •1) Платформенный тип.
- •2) Тип подвижных поясов.
- •34. Гигантские н. И г. М-ия, условия их образования и роль в добыче ув.
- •35. Характеристика Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна.
- •36. Характеристика Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.
- •37. Характеристика крупнейших угольных бас. (уб) России.
- •38. Нефтеотдача продуктивных горизонтов и факторы, ее определяющие.
- •39. Методы повышения нефтеотдачи продуктивных горизонтов.
- •40. Способы эксплуатации продуктивных на нефть и газ скважин.
- •41. Метаморфизм: факторы и основные типы.
- •42. Функции менеджмента в недропользовании.
- •43. Классификация осадочных пород
- •44. Этапы нефтегазообразования в литогенезе.
- •45. Нефтегазоматеринский потенциал ов пород.
- •46. Применение изотопных исследований при изучении горючих полезных ископаемых.
- •47. Применение методов органической геохимии на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ.
- •48. Руководящие формы ископаемых организмов: признаки, комплексы.
- •49. Основные нефтегазоносные комплексы Волго-Уральской нгп.
- •50. Определение понятия “фация”. Построение карт фаций.
- •51. Общие региональные и местные стратиграфические подразделения. Общая стратиграфическая шкала. Принципы их выделения.
- •53. Этапы и стадии грр на н и г. Типовой комплекс работ. Основные задачи.
- •54. Сущность тектоники литосферных плит.
- •55. Структурные элементы пов-ти фундамента и чехла конт.Платформ.
- •56. Локальные поднятия в чехле платформ и их типы по структуре и генезису.
- •57. Складчатые пояса: основные тектонические зоны и их строение. Нгносность передовых прогибов и передовых складчатых зон.
- •58. Типы континентальных окраин. Размещение месторождений горючих п. И. В пределах континентальных окраин.
- •59. Типы глубинных разломов.
- •60. Понятие биосфера. Структура биосферы. Основные параметры биосферы.
- •61. Живое, биогенное и косное вещ-во биосферы. Функции живого вещ-ва в биосфере, их хар-ка.
- •62. Биогеохимические круговороты в биосфере, типы.
- •63. Энергетическая хар-ка залежей нефти и газа.
- •64. Режимы нефтегазоносных пластов.
- •65. Системы разработки залежей нефти.
- •66. Классификация геохимических барьеров.
- •2. Основные классификации каустобиолитов. Нефть и газ в ряду каустобиолитов.
1) Платформенный тип.
А) Внутриплатформенный (интракратонный) подтип. а) рифтовый класс (Днепрово-Донецкий, Рейнский, Красного м., Суэцкого зал.). Хар-но разнообразие литолог. пород, значительная мощность п-д, образ-ся за счет дробления конт. коры и образ-я лин. впадин. б) синеклизный класс (Западно-Сибирский, Среднерусский). Синеклизный класс: ≈ 70 басс., кот. выд-ся на всех континентах. Отличаются значит. нефтеносностью, сформ-сь над рифтами, в осн. нефт м-я.
Б) Окраинно-платформенный подтип (перикратонный) подтип. а) перикратонный класс (Мексиканского залива, Северо-Черноморский, Арктического склона Аляски). Хар-ся наличием обширного, моноклинально погруж-ся платф-го склона, сост. из блоков, раздел. рифт. зонами. б) перикратонно-орогенный класс (Волго-Уральский, Западно-Канадский, Баренцевоморско-Печорский, Прикаспийский, Персидского залива). Перикратонно-орогенный класс: ≈ 40 басс. Располаг-ся на стыке древних и молодых пл-м со складчатыми сист-ми PZ, MZ и KZ-го возраста.
В) Перикратонно-океанический подтип (пассивных окраин). а) рифтовый (Восточно-Канадский, Камбейский, Св. Лаврентия). б) периокеанический (б-ны атлантич. побережья Африки, Юж. Америки)
2) Тип подвижных поясов.
А) Островодужный подтип. а) преддуговые (Тонга, Барбадос, Никобарский). б) междуговые (Сулу-Палаванский, Лусон, Вогелкоп). в) тыльнодуговые (Южно-Охотский, Суматринский, Северо-Калимантанский, Уецу).
Б) Орогенный подтип. а) окраинно-континентально-орогенный класс (Сахалино-Охотский, Сахалино-Хоккайдский). Представляют след. стадию разв-я подв. поясов. В целом б-ны имеют синклинорное строение, а обрамление представлено антиклинорными сооружениями. б) межконтинентально-орогенный (Южно-Каспийский, Венский, Паннонский). Эти б-ны представляют собой большей частью межгорные впадины. Осн. разрез молодых б-нов образован отл-ми палеогена и N. В более др. б-нах разрез наращивается снизу отл-ми MZ и PZ. в) периконтинентально-океанический орогенный (Лос-Анжелес, Вентура, Санта-Барбара, Гуякильский). Б-ны расп-ся на коре конт. типа и форм-ся в контраст. усл-х резкого воздымания склад. горного сооружения с одной стороны и опускания ложа океана. г) внутриконтинентально-орогенный (Ферганский, Таримский, Джунгарский, б-ны Скалистых гор). Этот класс вкл-т около 30 б-нов. Эти б-ны расп-ся в пределах поясов, примык-х к коллизионным межконт. (Центр-Азиат. пояс) или субдукционным окраинно-конт. д) периконтинентально-орогенный (Азово-Кубанский, Ориноко, Терско-Каспийский). В этих б-нах выд-ся складч. и платф. борта.
34. Гигантские н. И г. М-ия, условия их образования и роль в добыче ув.
К гигантским МЖ относятся НМЖ с запасами более 300 млн. т. и ГМЖ – с запасами более 500 млрд. м3, по площади они м.б. более 1000 км2. Все уникальные и гигантские МЖ нах-ся на глубине <3-3.5 км. Большинство из них сосредоточено на платформах, содержат основные запасы и дают почти всю добычу нефти и газа в мире. Гигантские МЖ приурочены к наиболее крупным бассейнам, среди к-х выделяются бассейны Персидского залива (ок половины мировых запасов Н), Западной Сибири, Оринокский, Мексиканского залива (Ист-Техас, Кантарель, газа — Монро, Картидж и др.), Северного моря, Прикаспийский. Всю современную добычу Н и Г обеспечивают крупные и гигантские МЖ. Поэтому при прогнозировании НГносности в масштабах бас-на важно предусмотреть возможность открытия крупных МЖ. В наст. время в мире открыто 43 тыс. нефтяных МЖ, разведанные запасы составляют более 170 млрд т, на долю уникальных МЖ приходится 38% начальных разведанных запасов.
Чиконтепекское (22,1 млрд. тонн, НГ, Мексика) - МЖ содержит в линзовидных пластах песчаников мощностью 2 км. расположена не в одном крупном МЖ, а во множестве мелких.
Гавар (8,1 - 9,6 млрд т., НГ, Сауд. Аравия) - представляет собой погребенную пологую антиклинальную складку на глубине 1,5—3 км. Нефть залегает в трещиноватых известняках юрского возраста.
Большой Бурган (13 млрд. т, Н, Кувейт) - продуктивны песчаники мела; глубины – 1-2,6 км; покрышки – глинистые сланцы; типы залежей – массивные, открыто в 2008 г.
Самотлорское (7,1, Н, Россия) Ханты-Мансийский а.о., Западно-Сибирская НГП)-продуктивны песчаники мела; глубины - 1,6-2,4 км; покрышки – глины; типы залежей – сводовые, литологически (экранированные и ограниченные).
Факторы формирования МЖ гигантов: 1.обширные размеры НГносного бассейна, большая мощность осадочного чехла, повышенный геотермический градиент; 2.наличие в осадочном чехле переслаивающихся НМТ, пластов-коллекторов и региональных выдержанных флюидоупоров; 3. наличие крупных и контрастных ловушек расположенных на путях региональной миграции.
Промышленная газоносность устанавливается в зонах, где наблюдаются:1. увеличенная мощность осадочного чехла (> 8-10 км); 2. повышенный геотермический градиент; 3. застойный элизионный режим водонапорных систем; 4. газонасыщенность пластовых вод; 5. присутствие в разрезе надежных регионально-выдержанных, мощных газоупорных толщ – глинистых или соленосных. Мировым центром max-й газоносности является Баренцево-Западносибирский регион., высокая газоносность бассейна связана с отложениями MZ, темп погружения и гумусовый состав исходного ОВ определили подавляющую генерацию газа в районах Карского (Бованенковское, Ленинградское, Русановское) и Баренцева морей (Штокмановское). В З-С бассейне располагаются Уренгойское, Заполярное МЖ.