- •1. Гипотезы происхождения месторождений нефти и газа.
- •2. Зональность нефтегазообразования. Главная фаза нефтегазообразования.
- •3. Распределение углерода и его соединения в природе.
- •4. Понятие и нефтегазоносных толщах.
- •5. Породы-коллекторы нефти и газа.
- •6. Состав и физико-химические свойства нефтей и газов.
- •7. Породы-флюидоупоры (покрышки).
- •8. Природные резервуары, их классификация.
- •9. Ловушки нефти и газа. Определение. Классификация.
- •10. Залежи нефти и газа. Определение. Классификация.
- •11. Принципиальные схемы строения пластовых и массивных залежей нефти и газа.
- •12. Классификация залежей нефти и газа по фазовому состоянию.
- •13. Классификация залежей нефти и газа по типу ловушек.
- •14. Комбинированные залежи.
- •15. Понятие критических точек в пределах залежей пластового и массивного типа.
- •16. Распределение объемов углеводородов в пределах залежей массивного типа.
- •17. Месторождения нефти и газа.
- •18. Геотектоническое положение месторождений нефти и газа.
- •19. Понятие каустобиолитов.
- •20. Влияние разломов на нефтегазоносность локальных структур.
- •21. Породы-коллекторы нефти и газа, их характеристики.
- •22. Пластовые природные резервуары.
- •23. Массивные природные резервуары.
- •24. Литологически ограниченны природные резервуары.
- •1. Сущность, значение и классификация геофизических методов при изучении разрезов скважин.
- •2. Характеристика скважины как объекта промыслово-геофизических исследований.
- •3. Определение истинного удельного сопротивления пластов горных пород по палеткам бкз.
- •4. Метод микрозондов (мз). Мгз и мпз.
- •5. Резистивиметрия скважин и определение удельного удельного сопротивления пластов горных пород по палеткам бкз
- •6. Интерпретация диаграммы экранированных зондов. Боковой каротаж бк и мбк.
- •7. Индукционный каротаж (ик).
- •9. Гамма каротаж гк
- •10. Плотностной гамма-каротаж (ггк).
- •11. Нейтронный гамма-каротаж (нгк) и его модификации (ннк-т и ннк-н).
- •14. Составление геолого-геофизического разреза по одной скважине.
- •15. Межскважинная корреляция по промыслово-геофизическим данным.
- •18. Сводная интерпретация данных гис и пз нефти и газа.
- •20. Установление внк и гжк по каротажным диаграммам.
- •25. Геофизические методы контроля разработки нефтяных залежей.
- •1. Региональный этап, его стадии, цели, задачи, оценка ресурсов.
- •6.Геохимические методы.
- •7. Геотермические методы.
- •9. Сейсмические методы подготовки структур
- •10. Применение комплекса структурного бурения и сейсморазведки
- •11. Основные предпосылки к постановке прр на нефть и газ. Критерии выбора первоочередных объектов для поискового бурения.
- •12. Основные предпосылки к постановке прр на нефть и газ. Критерии выбора первоочередных объектов для поискового бурения.
- •13. Системы размещения скважин: радиальная, продольная, диагональным профилем, на многокупольной структуре.
- •14. Принципы размещения скважин на тектонически нарушенных структурах.
- •15. Принципы размещения скважин при поисках массивных залежей и на рифогенных массивах.
- •16. Принципы размещения скважин на неантиклинальных ловушках. Метод «клина». Суть метода, применение.
- •17. Системы заложения разведочных скважин. Профильная, кольцевая, треугольная, смешанная. Особенности их применения.
- •18. Системы разведки по последовательности бурения. Их достоинства и недостатки.
- •19. Разведка многозалежного месторождения. Этаж разведки, обоснование выбора этажа. Базисный горизонт.
- •20. Системы разведки многозалежного месторождения. Достоинства и недостатки.
- •21. Комплекс исследований, применяемый при бурении скважин. Краткая характеристика. Очередность проведения.
- •1. Проектные документы, регламентирующие разработку нефтяных месторождений (последовательность принятия, назначение).
- •2. Цели и задачи геолого-промыслового контроля в период подготовки к разработке нефтяного месторождения. Состояние геологической модели залежи по окончанию данного периода.
- •3. Цели и задачи геолого-промыслового контроля на I и п стадиях разработки нефтяного месторождения. Состояние геологической модели залежи по окончанию данного периода.
- •4. Цели и задачи геолого-промыслового контроля на III и IV стадиях разработки нефтяного месторождения. Состояние геологической модели залежи по окончанию данного периода.
- •5. Регулирование процесса разработки месторождений в рамках ранее принятой системы (необходимость регулирования, регламентирующие документы, варианты мероприятий).
- •6. Потокодебитометрия. Назгачение метода. Способ проведения исследований. Интерпритация результатов. Методы термометрии скважин. Назначение, проведение, интерпретация.
- •7. Фотоколориметрия. Закачка меченных веществ. Назначение, проведение, интерпретация.
- •8. Метод трассирующих индикаторов. Назначение, проведение, интерпретация. Гидрохимические методы исследованийю Назначение, проведение, интерпретация.
- •11. Геолого-технические мероприятия, проводимые при коренном-изменении системы разработки (повсеместное уплотнение сетки скважин, разукрупнение продуктивных объектов, изменение вида заводнения).
- •12. Прогнозные ресурсы d2. D1
- •13. Прогнозные ресурсы d1л Перспективные ресурсы с3.
- •14 Предварительно оцененные запасы категории с2. Разведанные геологические запасы категории с1.
- •15. Разведанные запасы категории b.
- •16. Сущность объемного метода
- •17. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию поисково-оценочного этапа для пластово-сводовой залежи (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •18. Подсчет запасов нефти и газа по окончанию разведочного этапа (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •19. Подсчет запасов нефти и газа на разрабатываемых площадях (Исходная геологическая информация, методы определения подсчетных параметров, формула).
- •20. Пз растворенного газа
- •21. Пз конденсата
- •22. Пз запасов нефти и свободного газа
- •23. Способы определения площади залежи на пОц, разведочном этапах и на стадии разработки.
- •24. Особенности определения Коп и Кн на пОц и разведочном этапах и на стадии разработки.
- •25. Понятие о запасах и ресурсах. Схема соподчинения. Классификация категорий запасов и ресурсов по степени изученности.
- •1. Необх-сть изучения физ-хим св-в флюидов. Глуб. И пов. Пробы. Использование рез-тов при проект-ии сист. Разр-ки мест-ий.
- •2. Методы получ. Геол-пром. Инф-ции. Геол. Изучение разрезов скв. Методика и техника отбора керна.
- •3. Понятие об остаточ.Воде.
- •4. Понятие о внк.
- •5. Корреляция.
- •6.Понятие о кондиционных значениях фес.
- •7. Понятие о неоднородности.
- •10. Пластовая т.
- •12. Проектирование разр-ки.
- •17. Состав и св-ва газоконд. Систем.
- •19. Понятие об э.О.
4. Понятие о внк.
Под ВНК опред усл повер-ть, раздел кол-р, насыщ-й Н и колл-р, насыщенный В. В пром геологии необходимо знать понятие текущей ВНК – это граница в разрабатываемом прод пласте, раздел-я промытую водой часть пласта и зону пласта, содер-ю подвижную Н.
Прир форма повер-ти ВНК может быть различной, близкой к гориз-й, наклонной, выпуклой, вогнутой и т.д. Форма ВНК зависит от: упр св-в среды, напора и направления движ-я пласт вод, термодинамических условий залежи, прир. режима залежи.
С началом разр-ки форма пов-ти ВНК существенно изменяется относительно первоначальной. Для того, чтобы опр-ть положение ВНК в залежи необходимо опред отметку ВНК в каждой скв, вскрывшей ВНК. Пов-ть ВНК в разных скв имеет разные отметки, в завис-ти от глубины залег-я продукт пласта и формы ВНК. Информацией о положении контакта в скв служат следующие данные: лабор исследования керна, данные пром геофизики, результаты опробования скв. По данным кернам установить положение ВНК труднее всего, т.к. необходим полный охват пласта-коллектора отбором керна. Наиболее достоверные рез-ты по керну можно получить при неширокой перех зоне. В этом случае за ВНК берут подошву перех зоны. По данным ГИС ВНК опред-т чаще всего, за его отметку принимают подошву переходной зоны, которая подсекается на диаграммах КС по резкому падению сопротивления (<10 Ом∙м). Опробование скв с целью опред-я положения ВНК проводят после проведения в скв ГИС в наиболее интересных для нас интервалах. Вместо четких разделов (ВНК, ГНК) в поровом пр-ве залежи сущ переходные зоны. На границе Н и В под дейст-ем капиллярного давления В поднимается выше уровня плотностного распред-я. Уровень подъема по поровым каналам опр-ся по уравнению h=2σ cosӨ/rg(ρв-ρн), где σ-повех-ное натяжение на границе раздела Н и В; Ө-угол смачивания породы на границе;r-радиус капиляр-ой трубки; ρ-плотность. В переход зоне сод-е флюидов изм-ся от 0 до max зн-ий за счет изменения фазовой прон-ти кол-ра, кот опр-ет степень подвижности флюида. Мощность перех зоны зависит от лит. состава, ρ флюидов и от степени неоднор-ти кол-ра. По фаз. прон-ти (kпр) перех зона делится на 3 части: 1)нижняя-сод-щая преимущ-но пл воду с мин кол-вом неподвижной нефти kн0, kв1 2)средняя-сод-т относ-но подвижные Н и В,т.е. в пласте могут перемещ-ся 2 флюида. 3)нижняя- сод-т подвижную Н и неподв-ю В kн1, kв0.
Для обоснования положения ВНК по залежи строят схему на основе комплексного обобщения имеющихся данных и опробования развед и первоочередными доб-ми скв. Для этого подбирают скв, дающие инф-ю о начальном положении контакта. Обычно это скв, расположенные в водонефтяной (газонефтяной, газоводяной) части залежи, а также в продуктивной и водяной частях пласта в непосредственной близости от контакта. В соответствии с гипсометрическим полож-м изучаемой части разреза на схему наносят колонку каждой скв с указанием на ней инт-ов прониц пластов. На каждой колонке помещают инф-ию для обоснования положения ВНК: данные промысловой геофизики и иссл-я керна о х/н пород-колл, интервалы перф-ии, дату и результаты опроб-я перфор-х интервалов (дебит нефти, газа и воды; депрессия на пласт; положение искусст забоев после изоляции опробованных интервалов). На основании нанесенной на схему информации проводят линию, отвечающую среднему положению контакта.