- •Экзаменационный билет №___1__
- •1.Состав нефти: элементный, количественный, групповой, фракционный
- •2.Факторы, определяющие основные закономерности распределения нефти и газа
- •3.Особенности грр при поисках газовых и газоконденсатных месторождений
- •Экзаменационный билет №___2__
- •1.Физические свойства нефти
- •2.Ловушки. Механизмы аккумуляции.
- •3.Классификация буровых скважин при грр на нефть и газ
- •Экзаменационный билет №___3__
- •1.Классификации нефти
- •2. Вторичная миграция. Классификация миграционных процессов
- •Экзаменационный билет №___4__
- •1.Углеводородный состав и неуглеродные соединения нефти
- •Неуглеводородные компоненты нефти
- •2.Понятие о главной фазе газообразования (гфг)
- •3.Основные стадии грр на нефть и газ
- •Экзаменационный билет №___5__
- •1.Геохимические типы нефтей
- •3.Нефтегазоносные и перспективные нефтегазоносные комплексы Беларуси
- •Экзаменационный билет №___6__
- •2.Механизм миграции ув
- •3. Геохимические критерии поисков залежей ув
- •Экзаменационный билет №___7__
- •1.Конденсатные системы, конденсаты, газовые гидраты
- •Газовые гидраты
- •2.Факторы миграции Факторы вторичной миграции нефти и газа
- •3.Нефтепроизводящие отложения Беларуси
- •Экзаменационный билет №___8__
- •1.Основные типы природных газов и их классификация Генетические классификации газов
- •2.Классификация миграционных процессов
- •3.Типы ловушек и залежей нефти Беларуси
- •Экзаменационный билет №___9__
- •1.Химический состав газов
- •2.Процесс первичной миграции нефти и газа. Современное состояние проблем.
- •Экзаменационный билет №___10__
- •1.Физико-химические свойства газов
- •2. Нефтематеринские толщи (свиты, формации и др термины) и их особенности
- •Экзаменационный билет №___11__
- •1.Химический состав газов нефтяных и газовых местоскоплений
- •2.Породы-коллекторы типы пустотного пространства пород
- •Экзаменационный билет №___12__
- •2.Ёмкостно-фильтрационные свойства пород
- •3.Концепция неорганического происхождения нефти
- •Экзаменационный билет №___13__
- •1.Природные битумы их классификация
- •2.Классификационные критерии пород-коллекторов
- •3.Перспективы нефтегазоносности Беларуси
- •Экзаменационный билет №___14__
- •1.Классификация, номенклатура, изомерия и свойства углеводородов
- •2.Морфологические типы коллекторов
- •Экзаменационный билет №___15__
- •2. Время, продолжительность и скорость формирования залежей нефти и газа Методы определения времени формирования залежей нефти и газа
- •3.Типы флюидоупоров Беларуси
- •Экзаменационный билет №___16__
- •1.Формы и типы рассеянного органического вещества
- •2.Изменение коллекторских свойств пород с глубиной
- •3. Принцип дифференциального улавливания нефти и газа
- •Экзаменационный билет №___17__
- •1.Групповой состав органического вещества
- •2.Принципы классификации пород-флюидоупоров
- •3.Геохимия органического вещества пород и нефти в Беларуси
- •Экзаменационный билет №___18__
- •1.Типы ов по классификации б. Тиссо, ж. Эпиталье
- •2.Флюидоупоры и ложные покрышки. Основные факторы, определяющие экранирующие свойства флюидоупоров
- •3.Комплекс геолого-геофизических методов изучения продуктивных горизонтов
- •Экзаменационный билет №___19__
- •1.Основные генетические типы ов в осадках
- •2.Природные резервуары. Их типизация
- •3.Номенклатура скважин, бурящихся на стадии региональных исследований
- •Экзаменационный билет №___20__
- •1.Седикахиты и их классификация . Сопоставление с классификацией Тиссо
- •2.Ловушки нефти и газа морфологические и генетические классификации
- •3.Принципы составления карт прогноза нефтегазоносности
- •1.Этапы преобразования ов в литогенезе.
- •2.Классификация и основные генетические типы скоплений нефти и газа
- •3. Стадия региональных геолого-геофизических исследований при поисках нефти и газа. Цели и задачи.
- •1.Основные причины, определяющие степень концентрации ов в осадках
- •2.Масштабы проявления нефтегазоносности на Земле
- •3.Аргументы в пользу биогенного и абиогенного происхождения нефти
- •1.Характеристика потенциально нефтематеринских осадков на стадиях седиментогенеза-диагенеза, по н. Б. Вассоевичу, 1986
- •2.Элементы залежей нефти и газа
- •3. Основные принципы выбора системы разведки месторождений нефти и газа. Этажи доразведки.
- •1.Катагенез органического вещества
- •2.Классификация и номенклатура залежей нефти и газа по фазовому состоянию
- •3. Распределение добычи и разведанных запасов нефти и газа по континентам
- •1.Шкала углефикации ов и катагенеза осадочных пород
- •2.Понятие о запасах и ресурсах нефти и газа и их классификации. Разделение залежей (месторождений) по величине запасов
- •3.Методика нефтепоисковых и разведочных работ в Беларуси
Экзаменационный билет №___12__
1.Твердые нафтиды продукты природного преобразования нефти; классификация, состав, свойства
2.Ёмкостно-фильтрационные свойства пород
3.Концепция неорганического происхождения нефти
2.Ёмкостно-фильтрационные свойства пород
Ёмкостно-фильтрационные свойства пород. Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостно-фильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность.
Пористость горных пород. Пористость породы – это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную.
Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость – это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости кп соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот vп к общему объему породы v:
Открытая пористость – это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.
Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость – это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи.
Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.
Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая – 40 %, у глин пористость лежит в пределах 45-50 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 6-8 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.
Проницаемость горных пород. Если пористость обусловливает ёмкостные свойства коллектора, то проницаемость - его пропускную способность и, следовательно - коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Различие этих параметров характеризует такой пример. Пористость глин может превышать пористость песков, однако глины практически лишены проницаемости, поскольку их пористость образована тонкими субкапиллярными порами. Вследствие этого они не могут пропускать и отдавать содержащиеся в них флюиды.
Для оценки проницаемости горных пород используют линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
Таким образом в Международной системе СИ за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость пористой среды, в которой при фильтрации через её образец площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с.
Проницаемость зависит, прежде всего, от структуры порового пространства: от размера и конфигурации пор, величины зерен, от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород и других факторов. По характеру проницаемость делится на межзерновую и трещинную.
Различают следующие виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.
Абсолютная (общая, физическая) проницаемость характеризует физические свойства породы и определяется экспериментально объемным расходом газа или не взаимодействующей с минеральным скелетом однородной жидкости, при условии полного насыщения открытого порового пространства горной породы данным газом или жидкостью.
Эффективная (фазовая) проницаемость. Обычно пустотное пространство содержит двух- или трёхфазную систему: нефть – вода, газ – вода, газ – нефть, газ – нефть – вода. Каждый из этих флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Следовательно, фазовая проницаемость отражает способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других. Поэтому она всегда меньше абсолютной проницаемости.
Фазовая проницаемость зависит от их физико-химических свойств отдельных флюидов, температуры, давления и количественного соотношения разных флюидов. Поэтому с уменьшением количества нефти в залежи, при её разработке, фазовая проницаемость нефти падает.
Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерной величиной меньше единицы.
Водонасыщенность. При формировании залежи часть воды остаётся в пустотном пространстве коллектора. Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой.
Количество остаточной воды в залежах зависит от ФЁС пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем её больше.
Таким образом, водонасыщенность или коэффициент водонасыщенности характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. Коэффициент водонасыщенности kв измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой Vв, к общему объему пор породы Vп: