- •1. Общая, историческая геология и геология России, геотектоника
- •1.1.Внутреннее строение Земли
- •1.2. Кл. И основные признаки ос. Гп
- •1.3. Физические поля Земли.
- •1.4. Типы залегания ос. Гп (согласное, несогласное, горизонтальное, моноклинальное, складчатое).
- •1.5. Дельтовые отложения: усл.Обр., литологический состав, условия залегания, палеогеографические карты.
- •1.6. Методы определения возраста гп. Геохронологическая таблица. Местная, региональная и общая стратиграфическая шкалы
- •1.7. Фация и фациальный анализ
- •1.8.Учение о платформах и геосинклиналях.
- •1.9.Тектоническое районирование России.
- •1.10. Палеогеография зсп в мезозое и кайнозое
- •1.11.Учение о тектонике литосферных плит.
- •2.1.Основные виды метаморфизма и характерные типы гп.
- •2.2. Принципы современной кл. И номенклатура магм. Гп, их минералогический состав.
- •2.3.Типы и стадии литогенеза – дать краткую характеристику, отметить связанные с ними гп.
- •2.4.Понятие о корах выв. (кв), зональность и основные типы.
- •2.5. Типы, структуры и состав цемента обломочных гп, значение в нефтегазовой геологии.
- •2.6.Значение гранулометрического анализа в н/г геологии.
- •3.1. Складки, их элем.И кл.
- •3.2.Разрывы, их кл., морфологические признаки. Тек.Покровы.
- •3.3.Геол.Съемка. Цели и задачи, методика проведения и составления геол.Карты. Новые технологии геокартирования.
- •4.1. Нефть. Состав - углеводородистый (главные гомологические ряды), фракционный и компонентный. Основные свойства нефтей, товарная кл. Нефтей.
- •4.2. Ув газ. Состав, свойства. Осн.Законы газового состояния. Кл.
- •4.3. К. Состав, свойства. Фазовые превращения в газоконденсатных залежах.
- •4.4. Ов. Компонентный состав, концентрации ов в осадках, гп, кл. Битумоиды, компонентный состав, битумоидный коэффициент.
- •4.6. Ловушки н/г. Их кл. По различным параметрам.
- •4.7. Залежи н/г, их кл. По разным признакам. Месторождения н/г.
- •4.8. Современная теория нефтегазообразования. Главные факторы, контролирующие процессы генерации, миграции, аккумуляции и разрушения скоплений ув сырья.
- •5.1. Закономерности размещения залежей ув по глубинам, стратиграфическим комплексам, крупным геотектоническим структурам, запасам.
- •5.2. Тектонические критерии нефтегазоносности. Региональные, зональные, локальные структурно-тектонические факторы-параметры, влияющие на закономерности распределения зал.Ув.
- •5.3. Роль стратиграфических исследований при нефтегазопоисковых работах.
- •5.4. Литолого-палеогеографические исследования при нефтегазопоисковых работах, условия благоприятные для формирования залежей ув.
- •5.5. Термобарические условия, их влияние на формирование залежей н/г.
- •5.6. Подземные воды нефтегазоносных бассейнов, их роль в процессах нефтегазообразования.
- •5.7. Геохимические исследования при нефтегазопоисковых работах. Биомаркеры и их использование при решении геологических задач.
- •5.8. Региональный этап работ. Характеристика видов работ, масштабы. Опорное, параметрическое бурение: требования, использование. Отчетность в конце этапа.
- •5.9. Качественная оценка перспектив нефтегазоносности. Количественная оценка прогнозных, потенциальных ресурсов н/г на разных стадиях изученности.
- •5.10. Поисковый этап, стадии, задачи, цели, комплексы геологоразведочных работ, масштабы. Дистанционные методы поисковых работ на н/г.
- •5.11. Размещение поисковых скважин. Стратегия поиска. Определение количества поисковых скважин. Поисковое бурение, требования к поисковым скважинам.
- •5.12. Разведочный этап, предварительная и детальная разведка. Системы размещения скважин. Этажи разведки. Базисные горизонты. Отчетность при разведке месторождений н/г.
- •5.15. Палеоструктурные карты, изопахический треугольник, палеотектонические профили – методика построения, использование при геологоразведочных работах.
- •5.16. Литолого-фациальные, палеогеографические карты, методика построений, легенда, использование при нефтегазопоисковых работах.
- •5.17. Карты перспектив нефтегазоносности, прогнозные карты – методика построения, использование при нефтегазопоисковых работах.
- •Принципы нефтегеологического районирования.
- •6.2. Западно-Сибирская провинция. Тектоническое строение фундамента.
- •6.3. Западно-Сибирская провинция. Строение разреза осадочного чехла. Условия осадконакопления. Коллекторы и экраны в разрезе.
- •6.4. Западно-Сибирская провинция. Нефтегеологическое районирование и закономерности размещения залежей в разных нефтегазоносных областях. Перспективы дальнейших поисков н/г.
- •6.5. Краткая характеристика основных нефтегазоносных провинций России (Волго- Уральская, Прикаспийская, Тимано-Печерская, Лено-Тунгусская, Охотоморская).
- •7.1. Литологическое расчленение песчано-глинистых разрезов по данным гис (п-ч, а-о, глины, арг., плотные, угли, битуминозные гПы).
- •7.3. Выделение пластов-коллекторов и определение эффективных толщин по данным гис в песчано-глинистом разрезе.
- •7.4. Способы определения характера насыщения коллекторов по комплексу гис.
- •7.5. Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины коллекторов по данным гис.
- •7.6. Определение начального и текущего положения внк, гнк, гвк по данным гис.
- •Для контроля за перемещением внк – импульсный нейтронный каротаж (инк)
- •7.7. Способы определения коэффициента пористости коллекторов по комплексу гис.
- •7.8. Способы определения коэффициента нефтегазонасыщенности по данным гис.
- •7.9. Способы раздельного определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности коллекторов в случае их трехфазного насыщения по данным гис.
- •7.10. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности продуктивных коллекторов.
- •7.11. Остаточная водонасыщенность коллекторов и лабораторные способы ее определения.
- •7.12. Прямой способ определения остаточной водонасыщенности по керну.
- •7.13. Глинистость гп, лабораторные и геофизические способы ее определения.
- •7.14. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных и обсаженных скважинах по данным гис.
- •7.15. Определение качества цементирования скважин по данным гис.
- •7.16. Определение мест негерметичности колонн и заколонных перетоков пластовых флюидов по данным гис.
- •7.17. Выделение интервалов притока и приемистости пласта и определение работающих мощностей пласта.
- •7.18. Методы расходометрии и потокометрии скважин.
- •7.19. Определение коэффициента вытеснения нефти водой.
- •7.20. Определение коэффициента проницаемости по керну; по гис.
- •8.1. Методы получения геологопромысловой информации о залежах продуктивных пластов.
- •8.2. Методы построения карт поверхностей коллекторов, их использование в нефтепромысловой практике
- •8.4. Геол.Неоднородность продуктивных пластов, методы её изучения. Количественная оценка макронеоднородности. Учет в нефтепромысловой практике.
- •8.5. Виды пустотности, их соотношение и роль в коллекторах различных литологических типов. Нефтегазоводонасыщенность
- •8.6. Фильтрационные свойства гп-коллекторов. Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.
- •8.7. Принципы и методика детальной корреляции, учет её результатов в практике разработки нефтяных и газовых залежей.
- •8.8. Характеристика пластовых флюидов, учет свойств при разработке.
- •8.9. Начальное пластовое р в залежи, факторы, влияющие на формирование пластового давления. Аномальное пластовое р, его роль и учет в нефтегазопромысловой практике.
- •8.10. Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.
- •8.12. Нефтегазоконденсатоотдача пластов, влияние и учет геологических факторов на полноту использования недр.
- •8.13. Обоснование исходных геологических факторов, учитываемых при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений.
- •8.14. Стадии и этапы проектирования разработки. Требования, предъявляемые к различным документам по проектированию разработки.
- •8.15. Геолого-промысловое обоснование применения новых методов воздействия на нефтяные и нефтегазоконденсатные пласты.
- •8.16. Понятие и разработка многопластовых месторождений. Принципы выделения эксплуатационных объектов. Этапы разработки, основные и возвратные объекты.
- •8.17. Геолого-промысловые факторы, предопределяющие применение различных видов заводнения.
- •8.18. Геологические факторы, влияющие на характер размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади эксплуатационных объектов (сетка скважин, размещение рядами).
- •8.19. Содержание геол.Части документов по проектированию разработки нефтяных и газовых залежей.
- •8.20. Геолого-промысловые методы контроля за процессом разработки нефтяных и газовых залежей.
- •8.22.Геолого-промысловое обоснование мероприятий по регулированию процесса разработки и повышению конечного коэффициента нефтеотдачи.
- •8.23. Геолого-промысловые методы планирования добычи н/г.
- •8.24.Понятия о статических и динамических моделях нефтяных и газовых залежах.
- •8.25. Кл. Запасов углеводородного сырья.
- •8.26. Понятие о вертикальных, наклонных, пологих, горизонтальных скважинах. Заканчивание скважин.
- •8.28. Осложнения в процессе бурения скважин, меры по их ликвидации.
- •8.29. Испытание скважин в процессе бурения, отбор проб нефти, газа, пластовой воды.
- •8.30. Геол. И технический проекты бурения скважин. Гтн. Геологические наблюдения в процессе проходки скважин.Составление геологического и технического проектов на бурение скважин.
- •8.31. Ориентировка скважины в пространстве. Спуск колонны, цементаж скважин. Ориентировка скважины в пространстве.
- •8.33. Методы вызова притока н/г из пласта. Опробование скважин. Методы повышения производительности скважин.
- •8.34. Ликвидация и консервация скважин.
- •9.1. Геол. Контроль проходки скважин.
- •9.2. Построение карт, характеризующих строение продуктивных пластов.
- •9.3. Промысловая кл. Подземных вод. Определение места притока воды в скважину.
- •9.4. Характеристика комплекса промысловых исследований с целью оценки режима залежей.
- •9.5. Гидродинамические методы исследований скважин.
- •9.6. Установление технологического режима скважин и в целом залежи.
- •9.7. Газовый, или режим расширяющегося газа. Подсчет запасов газа методом падения давления.
- •9.8. Объемный метод пз н/г. Обоснование подсчетных параметров
- •9.9. Особенности разработки газовых месторождений.
- •9.10. Геолого-промысловые исследования при разработке залежей н/г.
- •9.11. Геолого-промысловый анализ состояния разработки.
- •9.12. Особенности разработки месторождений Западной Сибири.
- •9.13. Борьба с осложнениями скважин, роль геолога при решении данных задач.
- •9.14. Обоснование систем разработки нефтегазовых залежей.
- •9.15. Методика построения геологического разреза месторождения.
- •9.16. Роль промысловой геол.Службы в обеспечении стабильности добычи н/г и конечного коэффициента нефтегазоизвлечения.
8.12. Нефтегазоконденсатоотдача пластов, влияние и учет геологических факторов на полноту использования недр.
Нефтегазоконденсатоотдача – количество отобранной Н или Г (конденсат)/ начальным балансовым запасам. Конечный коэф нефтеизвлечения = суммарный поаектный отбор Н и Г / нач бал запасы. Текущий КИН – на определенную дату. Фактический КИН = фактич доб Н или Г / балансовые запасы Н или Г. КИН определяется * коэф вытеснения = количество Н промытой при максимальном количестве воды из образца / начальное количество Н в образце * коэф заводнения = обьем залежи заводненной / обьем залежи * коэф охвата разроботкой = обьем залежи, охваченной процессом разработки / обьем общей нефтенасыщенной части залежи. КИН зависит от * природного режима залнжи ( коэф Г отдачи при расчетах =1,но при Г режиме и расширяющегося Г 0,93-0,97 , при газоупруговодонапорном режине 0,830-0,910 , при газоводонапорном режине 0,91-0,95 , конденсотоотдача 0,8.* фильтрационных характеристик пласта ( проницаемости, гидропроводности)* геол.неоднородности, прерывистости пластов, вязкости Н, вязкости Н / вязкости закачиваемой воды, коэф нефтенасыщенности * активности вод пластовых, находящихся за контурам нефтеносности. Остаточная нефтенасыщенность (за начальным и текущем контуром) в оценочных с/х путем отборе керна при промывочной жидкости на Н основе. Значительно улучшают нефтевымывающие свойства закачиваемой воды добавки поверхностно-активных веществ (особенно так называемых неионогенных ПАВ, например, полиэтилена и др.). Для увеличения КИН – бурение пологих, горизонтальных скважин, добавке в закачиваемую воду загустителей — жидкого стекла, полимеров. Наибольшее применение получили полиакриламиды (ПАА). Нагнетание в пласт водовоздушных (водогазовых) смесей и пен (пенообразующих агентов) Весьма эффективной является закачка воды с растворенным в ней СО2 (карбонизированной воды). Нагнетание сухого газа под высоким Рм (выше 26 МПа) повышает нефтеотдачу почти на 10—15%, использование при закачке воды оторочки из сжиженных газов (обычно пропана), применения различных термических методов: закачки в пласт перегретого пара, горячей воды, прогрева призабойной зоны с помощью электронагревателей, осуществление подземных термоядерных взрывов.
8.13. Обоснование исходных геологических факторов, учитываемых при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений.
При проектировании и разработки учитывт данные посково-разведочных работ и пробной эксплуатации. В том числе опред-т размеры и формы залежи, наличие тект. Нарушений; закономерность изменения коллетр св-в; критерии определения кондиц значений параметра; дебиты, пластовое давл; обоснование положение контакта и контура нефтегазоносности; опред-т режим залежи; запасы, балансовые, извлекаемые запасы, затем качество нефти, газа, пласт. Воды и их св-ва; условия для эфф-й разработки.
На выделение объектов разработки влияют след. факторы.
1. Геолого-физические свойства ГП-коллекторов н/г. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект.
2. Физико-химические свойства н/г. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, т.к.их необходимо разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин.
3. Фазовое сост. УВ и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в рез.различного фазового состояния пластовых УВ и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, т.к.для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения н/г.
4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента.
5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения тех или иных вариантов выделения объектов.