- •3.Физические и физико-химические свойства нефти.
- •4.Свойства природного газа.
- •5.Понятие «ловушка» ув. Классификация ловушек.
- •6.Понятие «залежь» ув. Классификация залежей.
- •7.Первичная и вторичная миграция ув.
- •8.Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.
- •9.Основные закономерности размещения месторождений ув.
- •10.Нефтегазогеологическое районирование.
- •11.Основные нефтегазоносные провинции мира.
- •12. Основные нефтегазоносные провинции рф.
- •13.Нефтегазоносность рс(я).
- •1.2 Непско-Ботуобинские нефтегазовые месторождения
- •2.1 Географическое положение Тас-Юряхского нефтегазоносного месторождения
- •2.2 Нефть ботуобинского горизонтат Тас-юряхского месторождения
- •14.Основные показатели нефтегазового пласта.
- •15.Абсолютная и открытая пористости горных пород. Формулы.
- •16.Абсолютная и фазовая и относительная проницаемости. Формулы.
- •17.Удельная поверхность горных пород. Формула.
- •18.Виды залежей.
- •19.Состав и классификация нефти.
- •20.Давления насыщения нефти газом.
- •21.Растворимость газа и нефти. Коэффициент растворимости. Формула.
- •22.Нефтеотдача пласта.
- •23.Методы увеличения извлекаемых запасов нефти.
- •25. Ротор. Назначение, устройство, условия работы, основные требования. Расчет и выбор основных параметров ротора.
- •26. Вертлюги. Назначение, устройство, условия работы, основные требования. Расчет и выбор основных параметров вертлюга.
- •28.Буровые лебедки. Назначения, технологические функции и основные требования. Классификация. Тормозные устройства буровой лебедки. Назначения и классификации.
- •31. Буровые вышки. Назначения, основные требования, классификация. Башенные и мачтовые вышки. Основные параметры и технические характеристики. Классификация нагрузок, действующие на буровые вышки.
- •32. Последовательность проектирования конструкции скважины. Факторы, учитываемые при проектировании.
- •33. Этапы проектирования гидравлической программы промывки скважины буровыми растворами.
- •34. Принципы выбора способа бурения: основные критерии выбора, учет глубины скважины, температуры в стволе, осложненности бурения, проектного профиля и др. Факторов.
- •35. Выбор типа долота и режима бурения: критерии выбора, способы получения информации и её обработки для установления оптимальных режимов, регулирования величины параметра.
- •36. Принципиальная схема опробования продуктивного горизонта с помощью пластоиспытателя на трубах
- •37. Принципиальная схема одноступенчетого цементирования. Изменения давления в цементировочных насосах, учавсвующих в этом процессе.
- •38.Принципиальная схема двухступенчатого цементирования с разрывом во времени. Достоинство и недостатки.
- •39. Принцип расчета обсадной колонны на прочность при осевом растяжении для вертикальных скважин. Специфика расчета колонн для наклонных и искривленных скважин.
- •40. Основные факторы , влияющие на качество цементирование скважин и характер их влияния .
- •42. Способы оборудования нижнего участка скважины в зоне продуктивного пласта. Условия, при которых возможно применение каждого из этих способов.
- •43. Факторы, учитываемые при выборе тампонажного материала для цементирования конкретного интервала скважины.
- •44. Выбор колонкового набора для получения качественного керна.
- •45. Конструктивные особенности и области применения бурильных труб.
- •46. Принципы расчета бурильной колоны при бурении забойным двигателем.
- •47.Принципы расчета бурильной колонны при бурении роторным способом
- •48.Режим бурения. Методика его оптимизации
- •49. Классификация методов возбуждения притока при освоении скважин.
- •50. Классификация методов интенсификации притока в процессе освоения скважины.
- •51. Опишите технические средства для получения оперативной информации в процессе бурения.
- •52. Горно-геологические характеристики разреза, влияющие на возникновение осложнений их предупреждение и ликвидация.
- •53. Совмещенный график давлений при осложнении. Выбор первого варианта конструкции скважин.
- •54. Схема циркуляционной системы скважин.
- •55. Гидравлическое давление глинистых и цементных растворов после остановки циркуляции.
- •56. Поглощения. Причины их возникновения .
- •57. Поглощение в породах с закрытыми трещинами. Особенности индикаторных кривых. Гидроразрыв и его предупреждение.
- •58. Оценка эффективности работ по ликвидации поглощений
- •59. Способы борьбы с поглощением в процессе вскрытия зоны поглощения
- •60. Гнвп.Их причины,признаки поступления пластовых флюидов. Классификация и распознование видов проявлений.
- •61. Установка цементных мостов. Особенности выбора рецептуры и приготовления тампонажного раствора для установки мостов.
- •63. Параметры системы разработки: параметр плотности сетки скважин Sc, параметр ω. Параметр , параметр а.П.Крылова Nкр.
- •64. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт и характеризующие их параметры.
- •65. Системы разработки с воздействием на пласты. Системы с законтурным воздействием (заводнением) и характеризующие их параметры.
- •66. Особенности применения горизонтальных скважин при разработке Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения.
- •68. Задача рациональной разработки.
- •70.Объект и система разработки.
- •71.Факторы, влияющие на выделение объектов разработки.
- •72. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Основные показатели.
- •73. Основные факторы, влияющие на коэффициент вытеснения в процессе разработки месторождений с применением заводнения.
- •74.Факторы, влияющие на выделение объектов разработки.
- •75. Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме
- •76. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах.
8.Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.
Исходным материалом для всей сложной гаммы углеводородных соединений, входящих в состав нефти и природного газа, является органическое вещество (ОВ), находящееся в литосфере в рассеянной (РОВ) и концентрированной (КОВ) форме. РОВ присутствует в природе в виде мелких включений (детрит) и тончайших частиц. По условиям образования РОВ может быть автохтонным, т. е. образовавшимся за счет той среды, в которой формировался осадок, и аллохтонным, поступившим в осадок из другой среды. Выделяются два основных генетических типа РОВ - сапропелевый и гумусовый. Сапропелевое РОВ представляют собой продукт преобразования, главным образом, бентоса (водоросли, травы и организмы, населяющие дно водоема и природный слой) и планктона (растительные и животные организмы, проживающие в водной среде). Гумусовое РОВ представляют собой продукт преобразования целлюлозно-лигниного материала наземной растительности. В осадочных породах, как правило, РОВ представляют собой смесь сапропелевого и гумусового ОВ, соотношение долей которого меняется в зависимости от литофациального облика пород и возраста отложений. В докембрийских и нижнепалеозойских отложениях присутствуют ОВ только сапропелевого типа. Наземная растительность появилась в девоне. С верхнедевонскими отложениями связаны наиболее древние промышленные скопления каменного угля.
В осадочных породах содержание РОВ, как правило, не превышает 1-2%. Широко распространены концентрации менее 0.1 %. Наиболее бедны РОВ красноцветные и карбонатные породы. В отдельных случаях концентрация РОВ превышает 20 % (такие породы относятся к горючим сланцам). Принято оценивать содержание РОВ в осадочных породах по содержанию в них Сорг. Среднее содержание Сорг. в глинистых породах -1-1.1 %, в алеврито-песчаных - 0.3-0.4%, в мергелях - 0.4%, в карбонатах -0.2%. Литолого-битуминологическими исследованиями установлено, что количество и состав ХБ зависят от типа исходного ОВ и фациального генезиса осадков. Было установлено, что при прочих равных условиях сапропелевая органика более богата ХБ, чем гумусовая.
Стадии: Любая осадочная порода на стадии седиментации (формирования осадка) содержит то или иное количество ОВ. От литофациального облика пород зависит количество и тип ОВ, захороненного в осадке, степень его аэробной преобразованности.
В сформировавшемся осадке на стадии диагенеза в результате микробиальной деятельности из ОВ выделяются газообразные продукты (С02, СН»). На этой стадии происходит упрощение структуры ряда соединений, входящих в состав липоидной составляющей ОВ. На этой стадии происходит интенсивное отжатие седиментационных вод, насыщающих осадок. Происходит сокращение объема порового пространства глинистых пород с 60 до 25 %, происходит уплотнение осадка, увеличение его плотности.
Следующая стадия преобразования осадка - катагенез, подразделяется на прото -(ПК|.з), мезо -(MKi.5) и апокатагенез (АКм).
Протокатагенез, соответствующий буроугольной стадии карбонизации гумусовых углей, характеризуется началом процессов новообразования и преобразования УВ путем слабого термолиза и (или) термокатализа (по Н.Б.Вассоевичу). Эти процессы обусловливаются повышением температуры и давления в осадочной породе, испытывающей погружение. К завершению этой стадии катагенеза (соответствует буроугольной стадии карбонизации углей) в РОВ увеличивается содержание ХБ, т. е. возрастает битумоидный коэффициент (ХБ/Сорг).
Стадию мезокатагенеза (МК) принято подразделять на 5 этапов, соответствующих пяти маркам каменных углей - MKi (Д-длиннопламенные), МК2 (Г-газовые), МК3 (Ж-жирные), МК4 (К-коксовые) и МК5 (ОС-отощенно-спекающиеся).
Со стадией мезокатагенеза связаны основные события, составляющие процесс нефтеобразования. На этапах МК) и МК2 наиболее интенсивно в результате термокатолиза и мягкого термолиза (по Н.Б.Вассоевичу) происходит новообразование жидких и газообразных УВ. С этими этапами связана главная фаза нефтеобразования (ГФН), или главная зона нефтеобразования (по А.Э.Конторовичу). Структура процессов, протекающих в системе ОПБ, является синхронной и диахронной. Синхронность их заключается в параллельном течении процессов (литификация пород, катагенез ОВ и генерация УВ, эмиграция УВ и т. д.), а диахронность - в разновременности состояний тгапов, стадий одного процесса в разных участках ОПБ.
Из осадочно-миграционной теории происхождения нефти вытекает, а практика геологоразведочных работ подтверждает
что все более или менее крупные области устойчивого опускания земной коры, выполненные как субаквальными отложениями, так и образованиями континентального генезиса достаточной толщины (не менее 1,5-2 км) являются зонами генерации УВ.