118. Трещины различных генераций

-{00}[04] а

-{00}[05] б

-{00}[06] в

-{00}[00] минеральные трещины первой (самой ранней) генерации

-{00}[00] минеральные трещины второй (более поздней) генерации

-{00}[00] открытая трещина третьей (самой поздней) генерации

119. Параметры трещиноватости (l, мм – суммарная длина трещин в сечении шлифа; S, мм² – площадь этого шлифа; N – количество трещин, пересекающих единицу длины породы;  – длина породы, мм; b, мм – ширина трещин; I, мм – длина трещин; A – коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе)

-{00}[] объемная плотность трещин T, м^-1

-{00}[] густота трещин Г, м^-1

-{00}[] трещинная пористость m_т , доли единицы

-{00}[] трещинная проницаемость K _т , 10^-3 мкм²

-{00}[00] Σ l/S

-{00}[00] N/

-{00}[00] bl/S

-{00}[00] Ab³l/S

120. Ширина трещин

-{00}[] минеральных

-{00}[] открытых

-{00}[00] от долей миллиметра до 1 см и более

-{00}[00] не превышает 0,02—0,025 мм

121. Ширина трещин

-{00}[] капиллярных

-{00}[] субкапиллярных

-{00}[] волосных

-{00}[00] 5—10 мкм

-{00}[00] 10—50 мкм

-{00}[00] 50— 150 мкм

122. Соли угольной кислоты , определяемые при определении карбонатности

-{00}[06] известняк

-{00}[07] доломит

-{00}[08] сода

-{00}[09] поташ

-{00}[10] сидерит

-{00}[00] СаСО₃

-{00}[00] СаСО₃· МgСО₃

-{00}[00] Na₂СО₃

-{00}[00] K₂СО₃

-{00}[00] FeСО₃

123. Определения механических свойств горных пород

-{00}[] Абсолютно упругое тело

-{00}[] Пластичное тело

-{00}[] Деформации сжатия элемента или растяжения

-{00}[] Деформации сдвига граней

-{00}[00]восстанавление первоначальной формы мгновенно после снятия напряжения

-{00}[00] тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени после снятия напряжения

-{00}[00] вызываются нормальными составляющими напряжений

-{00}[00] вызываются касательными составляющими напряжений

124. Меры деформируемого состояния

-{00}[] модуль Юнга

-{00}[] коэффициент Пуассона

-{00}[] модуль сдвига

-{00}[] модуль объёмной упругости

-{00}[] модуль всестороннего сжатия

-{00}[00] E

-{00}[00] µ

-{00}[00] G

-{00}[00] β

-{00}[00] К

125. Поставьте в соответствие (Δh_У - абсолютная продольная деформация, соответствующая пределу упругости горной породы при сжатии; Δd_у - абсолютная поперечная деформация, соответствующая пределу упругости горной породы при сжатии ; σ_y – предел упругости; h - высота образца горной породы, d- диаметр образца горной породы)

-{00}[] Модуль Юнга, Е

-{00}[] Коэффициент Пуассона, μ

-{00}[] Модуль сдвига, G

-{00}[] Модуль всестороннего сжатия, К

-{00}[00] σ_y /(Δh_У/h)

-{00}[00] (Δd_у /d)/( Δh_У/h)

-{00}[00] Е/(2*(1- μ))

-{00}[00] Е/(3*(1-(2*μ))

126. Поставьте в соответствие

-{00}[] Коэффициент Пуассона для большинства горных пород

-{00}[] Коэффициент изонтропии

-{00}[] Прочность глин на поверхности, МПа

-{00}[] Прочность глин в зоне метаморфизма, МПа

-{00}[] Модуль Юнга большинства горных пород, МПа

-{00}[00] 0 – 0,4

-{00}[00] 0,3 – 0,8

-{00}[00] 2 – 10

-{00}[00] 50 – 100

-{00}[00] 10³ – 10⁵

127. Категории разделения горных пород по пластичности

-{00}[] Первая категория

-{00}[] Вторая–пятая категории

-{00}[] Шестая категория

-{00}[00] упруго-хрупкие породы

-{00}[00] пластично-хрупкие породы

-{00}[00] высокопластичные горные породы

128. Категории разделения горных пород по пластичности

-{00}[] упруго-хрупкие породы

-{00}[] пластично-хрупкие породы

-{00}[] высокопластичные горные породы

-{00}[00] кремнистые, кварцевые песчаники

-{00}[00] Глинистые сланцы, аргиллиты, алевролиты,

-{00}[00]известняки, мелкозернистые доломиты, сульфатные породы, доломиты,песчаники кварцевые

-{00}[00] Глинистые мергели, доломиты, известняки

129.Горные породы в зависимости от соотношения вида деформаций подразделяются на

-{00}[04] упругие или хрупкие

-{00}[05] упруго-пластичные

-{00}[06] пластичные

-{00}[00] пластическая зона фактически не наблюдается

-{00}[00] разрушающей деформации предшествует зона пластической деформации

-{00}[00] упругая деформация незначительна

130. Деформационные зависимости  (P)

-{00}[]

-{00}[]

-{00}[]

-{00}[00]Диаграмма разрушения упруго-хрупких пород

-{00}[00] Диаграмма разрушения пластично-хрупких пород

-{00}[00] Диаграмма разрушения высокопластичных пород

131. Классификация горных пород по твердости

-{00}[] 1 – 2 категории

-{00}[] 3 – 4 категории

-{00}[] 5 – 8 категории

-{00}[] 9 – 12 категории

-{00}[00] Глина, глинистые мергели и сланцы)

-{00}[00] Аргиллиты, гипсы, ангидриты

-{00}[00] Алевролиты, песчаники, известняки, доломиты

-{00}[00] Кварциты, кремнистые породы

132. Типы упругих волн по природе

-{00}[] Продольно-упругие волны

-{00}[] Поперечно-упругие волны

-{00}[] Поверхностная упругая волна

-{00}[00] Волна, у которой колебания отдельных частиц породы совпадают по направлению с направлением самой волны

-{00}[00] Волна, у которой колебание отдельных частиц породы перпендикулярно распространению волны

-{00}[00] волна распространяется только по поверхности породы

133. Типы упругих волн по природе

-{00}[04] Продольно-упругие волны

-{00}[05] Поперечно-упругие волны

-{00}[06] Поверхностная упругая волна

-{00}[00] волна распространяется во всех сферах

-{00}[00] волна распространяется только в твердых телах

-{00}[00] волна распространяется только по поверхности породы

134. Типы упругих волн по частоте

-{00}[] Инфразвуковые волны

-{00}[] Звуковые волны

-{00}[] Ультразвуковые волны

-{00}[00] частотой до 20 Гц

-{00}[00] частотой от 20 Гц до 20000 Гц

-{00}[00] частотой свыше 20000 Гц

135. Скорость распространения упругих волн

-{00}[] Вода

-{00}[] Воздух

-{00}[] В прочных горных породах

-{00}[00] 1480 м/с

-{00}[00] 330 м/с

-{00}[00] 6000 – 7000 м/с

136. Поставьте в соответствие процессам формулы (h - высота образца горной породы (м); t₁ - время распростра-нения продольной волны в образце горной породы, t₂ - время распространения поперечной волны в образце горной породы, ρ , кг/м³ — объемная масса в естественном состоянии)

-{00}[] Скорость продольной волны V_р, м/с

-{00}[] Скорость поперечной волны V_s, м/с

-{00}[] Аккустическое сопротивление породы Z, кг/м²с

-{00}[00] h/t₁

-{00}[00] h/ t₂

-{00}[00] ρ* V_р

137. Определение динамических упругих свойств горной породы (V_р , м/с - скорость распространения продольной волны; V_s , м/с - скорость распространения поперечной волны, ρ - объемная масса в естественном состоянии)

-{00}[] Динамический коэффициент Пуассона, μ_д

-{00}[] Динамический модуль Юнга , Е_д, Па

-{00}[] Динамический модуль сдвига G_д, МПа

-{00}[] Динамический модуль всестороннего сжатия К_д, МПа

-{00}[00] (0,5-( V_s/ V_р)²)/(1-( V_s/ V_р)²)

-{00}[00] ( V_Р²*ρ *(1- μ _д )*(1-2* μ _д ))/(1- μ _д )

-{00}[00] Е_д/(2*(1- μ _д ))

-{00}[00] Е_Д / (3*(1 - 2* μ _д ))

138. Запасы приуроченные к породам различного класса

-{00}[] терригенные

-{00}[] карбонатные

-{00}[] метаморфические- изверженные

-{00}[00] 60%

-{00}[00] 39%

-{00}[00] 1%

139. К различным классам осадочных пород относятся

-{00}[] терригенные

-{00}[] хемогенные

-{00}[] органогенные

-{00}[00] состоят из обломочного материала

-{00}[00] образованы из минеральных веществ, выпавших из водных растворов

-{00}[00] сложеные из скелетных остатков животных и растений

140. Модели коллекторов по ориентированности параметров в пространстве

-{00}[] изотропные

-{00}[] анизотропные

-{00}[00] изменение физических параметров не зависит от направления

-{00}[00] изменение физических параметров зависит от направления

141. Модели коллекторов по характеру ёмкостного пространства

-{00}[] поровые (гранулярные)

-{00}[] трещинные

-{00}[] смешанные

-{00}[00] сложены песчано-алевритовыми породами

-{00}[00] сложены преимущественно карбонатами

-{00}[00] сложены песчано-алеврито - карбонатными породами

142. Области применимости методов гранулометрического анализа по диаметру дисперсности частиц d в мм

-{00}[] ситовой анализ

-{00}[] микроскопический анализ

-{00}[] седиментационный анализ

-{00}[00] d>0,05

-{00}[00] 0,02<d<0,1

-{00}[00] 0,01<d<0,3

143. Деление частиц на классы:

-{00}[] Изометрические частицы

-{00}[] Ламинарные частицы

-{00}[] Фибропластинчатые частицы

-{00}[00] все три размера приблизительно одинаковы

-{00}[00] два размера существенно преобладают над третьим

-{00}[00] преобладающий размер один

144. Данные частицы относятся к классам:

-{00}[] Изометрические частицы

-{00}[] Ламинарные частицы

-{00}[] Фибропластинчатые частицы

-{00}[00] сферы, правильные многогранники, или близкие к ним частицы неправильной формы

-{00}[00] пластины, чешуи, листочки

-{00}[00] волокна, иглы, призмы

145. Виды статических хорд:

-{00}[] диаметр Фере _F

-{00}[] диаметр Мартина _М

-{00}[] наибольшая длина хорды в заданном направлении _MAX

-{00}[] проектированный диаметр _П

-{00}[00] длина проекции изображения частицы на прямую в заданном направлении, измеряемая как расстояние между касательными к контуру изображения, проведенными параллельно выбранному направлению [0] ( V_Р²*ρ *(1- μ _д )*(1-2* μ _д ))/(1- μ _д )

-{00}[00] длина хорды в заданном направлении, делящая площадь проекции частицы на две равные части, измеряемая как длина поперечника частицы вдоль произвольно выбранного, но постоянного направления по линии, делящей площадь изображения пополам)

-{00}[00] наибольшая длина хорды в заданном направлении

-{00}[00] диаметр круга, площадь которого примерно равна площади измеряемой части

146. Идеализированные модели пористых сред

-{00}[] Фиктивный грунт

-{00}[] Идеальный грун

-{00}[00] среда, состоящая из шариков одного диаметра d, уложенных во всем объёме пористой среды одинаковым образом по элементам из восьми шаров в углах ромбоэдра

-{00}[00] среда, состоящая из трубочек одного диаметра , уложенных одинаковым образом по элементам из четырех трубочек в углах ромба

147. Идеализированные модели пористых сред

-{00}[] Фиктивный грунт

-{00}[] Идеальный грунт

-{00}[00]

-{00}[00]

148. Идеализированные модели пористых сред

-{00}[] Фиктивный грунт

-{00}[] Идеальный грун

-{00}[00] Идеализирует скелет горной породы

-{00}[00] Идеализирует поровое пространство

149. Разновидности цемента горных пород

-{00}[] базальный (изверженный)

-{00}[] поровый

-{00}[] плёночный

-{00}[] соприкасающийся

-{00}[00]

-{00}[00]

-{00}[00]

-{00}[00]

150. Коэффициент пористости

-{00}[] общей

-{00}[] открытой

-{00}[] динамической

-{00}[00] характеризует отношение объема всех пор к общему объему образца

-{00}[00] характеризует отношение объема сообщающееся между собой пор, к общему объему образца

-{00}[00] характеризует объем тех пор, через которые возможно движение жидкости (воды, нефти) или газа под воздействием сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождени

151. Размеры поровых каналов (d – диаметр каналов в мм)

-{00}[] сверхкапиллярные

-{00}[] капиллярные

-{00}[] субкапиллярные

-{00}[00] d>0,5

-{00}[00] 0,0002<d<0,5

-{00}[00] d<0,0002

152. Сущность поровых каналов

-{00}[] сверхкапиллярные

-{00}[] капиллярные

-{00}[] субкапиллярные

-{00}[00] движение нефти, воды, газа происходит свободно

-{00}[00] движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил

-{00}[00] движение нефти, воды, газа не происходит, т.к. жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов)

153. Упаковки глин

-{00}[] массивная пакетная упаковка глин

-{00}[] упорядочная пакетная упаковка глин

-{00}[00]

-{00}[00]

154. Упаковки глин

-{00}[] массивная пакетная упаковка глин

-{00}[] упорядочная пакетная упаковка глин

-{00}[00] фильтрация происходит через каналы между пакетами

-{00}[00] фильтрация практически не происходит

155. Размерность параметров уравнения Дарси в системе СИ

-{00}[] Объемный дебит, Q

-{00}[] Длина фильтра, L

-{00}[] Перепад давления, ∆p

-{00}[] Динамическая вязкость, µ

-{00}[] Проницаемость, k

-{00}[00] м³/с

-{00}[00] м

-{00}[00] Па

-{00}[00] Па٠с

-{00}[00] м²

156. Размерность параметров уравнения Дарси в нефтепромысловой системе

-{00}[] Объемный дебит, Q

-{00}[] Площадь поперечного сечения, F

-{00}[] Длина фильтра, L

-{00}[] Перепад давления, ∆p

-{00}[] Динамическая вязкость, µ

-{00}[] Проницаемость, k

-{00}[00] см³/с

-{00}[00] см²

-{00}[00] см

-{00}[00] атм

-{00}[00] спз (сантипуаз)

-{00}[00] Д (дарси)

157. Связь размерности параметров уравнения Дарси в нефтепромысловой системе с системой СИ

-{00}[] Объемный дебит, Q

-{00}[]Площадь поперечного сечения, F

-{00}[] Длина фильтра, L

-{00}[] Перепад давления, ∆p

-{00}[] Динамическая вязкость, µ

-{00}[] Проницаемость, k

-{00}[00] 10^-6

-{00}[00] 10^-4

-{00}[00] 0,01

-{00}[00] 10⁵

-{00}[00] 10^-3 -{00}[00] 10^-12

158. Поставьте в соответствие видам неоднородностей

-{00}[] Слоистая неоднородность

-{00}[] Зональная неоднородность

-{00}[00]

-{00}[00]

159. Поставьте в соответствие квазиоднородное приближение видам неоднородностей для плоского пласта

-{00}[] Слоистая неоднородность

-{00}[] Зональная неоднородность

-{00}[00]

-{00}[00]

160. Поставьте в соответствие квазиоднородное приближение видам неоднородностей для радиального пласта

-{00}[] Слоистая неоднородность

-{00}[] Зональная неоднородность

-{00}[00]

-{00}[00]

161. Поставьте в соответствие видам неоднородностей

-{00}[] Слоистая неоднородность

-{00}[] Зональная неоднородность

-{00}[00] расход меняется при смене участка неоднородностей

-{00}[00] расход постоянен при смене участка неоднородностей

162. Поставьте в соответствие видам жидкостей (u– скорость фильтрации, F – площадь сечения, через которое проходит фильтрация)

-{00}[] Несжимаемая жидкость (нефть вода)

-{00}[] Сжимаемая жидкость (газ)

-{00}[00] Вдоль линии тока постоянен объемный расход Q=u*F

-{00}[00] расход постоянен при смене участка неоднородностей

163. Размеры первичных пор не превышают

-{00}[] седиментационных

-{00}[] раннедиагенетических

-{00}[00] 0,01 мм

-{00}[00] 0,05 мм й

164. Первичные поры представляют

-{00}[] межформенные

-{00}[] внутриформенные

-{00}[] открытые

-{00}[00] промежутки между любыми карбонатными форменными элементами

-{00}[00] сохранившиеся первичные пустоты внутри форменных карбонатных элементов, главным образом внутри скелетных органогенных остатков

-{00}[00] остающиеся полыми или заполненные коричневым битумом (нефтью)

НЕФТЬ

4. Модель черной нефти – это 2

-{00}модель нелетучей нефти

-{00}модель летучей нефти

-{00}модель нефти постоянного состава

-{00} модель нефти переменного состава

5. Термин нелетучая нефть относится 1

-{00}к любой жидкой фазе, содержащей растворенный газ

-{00} к любой жидкой фазе, могущей совершать ретроградные превращения

6. Модель нелетучей жидкости может 2

-{00}учитывать растворение газа в жидкости

-{00}учитывать испарение газа из жидкости

-{00}учитывать превращение газа в жидкость

-{00} учитывать превращение жидкости в газ

7. По соотношению нефти и газа месторождения делятся на 4

-{00} нефтяные

-{00} газонефтяные

-{00} нефтегазовые

-{00} нефтегазоконденсатные

-{00} газосеронефтяные

-{00} нефтегазоводяные

8. Газонефтяные месторождения – это месторождения в которых 1

-{00} основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи

-{00} основная часть залежи газовая, а нефтяная оторочка не превышает по объему условного топлива газовую часть залежи

9. Нефтегазовые месторождения – это месторождения в которых 1

-{00} основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи

-{00} основная часть залежи газовая, а нефтяная оторочка не превышает по объему условного топлива газовую часть залежи

10. Состав нефти 5

-{00}углеводородные соединения

-{00}гетероатомные соединения

-{00}серосодержащие соединения

-{00}азотсодержащие соединения

-{00}кислородсодержащие соединения

-{00}асфальто-метановые соединения

-{00}фторсодержащие соединения

-{00}натрийсодержащие соединения

-{00}кремневодородные соединения

11. Углеводородный состав нефти 4

-{00}парафиновые

-{00}нафтеновые

-{00}ароматические

-{00}гибридные

-{00}минеральные

-{00}гетероатомные

12. Углеводородный состав нефти 6

-{00}алканы

-{00}циклоалканы

-{00}арены

-{00}алкано-циклановые

-{00}алкано-ареновые

-{00}алкано-циклано-ареновые

-{00}гетероатомные

-{00}циклоарены

-{00}бензины

13. Неуглеводородный состав нефти 5

-{00}гетероатомные соединения

-{00}серосодержащие соединения

-{00}азотсодержащие соединения

-{00}кислородсодержащие соединения

-{00}минеральные соединения

-{00}алкано-циклановые

-{00}алкано-ареновые

-{00}парафиновые

-{00}нафтеновые

-{00}ароматические

14. Газообразные алканы 1

-{00} С₂–С₄

-{00} С₅–С₁₆

-{00} С₁₇–С₅₃

15. Жидкие алканы 1

-{00} С₂–С₄

-{00} С₅–С₁₆

-{00} С₁₇–С₅₃

16. Твердые алканы 1

-{00} С₂–С₄

-{00} С₅–С₁₆

-{00} С₁₇–С₅₃

17. Свойства парафинов 5

-{00}твердые алканы состава С₁₇–С₃₅

-{00}твердые алканы состава С₃₅–С₅₃

-{00}более химически устойчивы по сравнению с цезеринами

-{00}менее химически устойчивы по сравнению с цезеринами

-{00}температура плавления 40—60°С

-{00}температура плавления 65—88°С

-{00}при одной и той же температуре плавления плотность и вязкость выше, чем цезеринов

-{00}при одной и той же температуре плавления плотность и вязкость ниже, чем цезеринов

-{00}в скважинах и в промысловых нефтесборных трубопроводах отлагается при содержании в нефти больше 1,5мас.%

-{00}в скважинах и в промысловых нефтесборных трубопроводах отлагается при содержании в нефти меньше 1,5мас.%