- •1.Литология
- •Элювий.
- •Литолого-фациальные предпосылки формирования природных резервуаров.
- •Условия формирования баров и барьеров.
- •Кора выветривания.
- •Пролювий.
- •Морские пески и песчаники.
- •Седиментогенез.
- •Факторы физического выветривания.
- •Аллювий.
- •Диагенетические текстуры.
- •Факторы химического выветривания.
- •Гипергенез.
- •Понятие о фациях.
- •Песчаные породы.
- •Катагенез.
- •Хемогенные глинистые породы.
- •Коллювий.
- •Делювий.
- •Катагенетические текстуры.
- •Обломочные глинистые породы. Условия их формирования.
- •Карбонатные породы. Условия их формирования.
- •Внутриформационный конгломерат.
- •Диагенез.
- •Кремнистые органогенные породы. Условия их формирования.
- •Формации
- •Условия формирования вдольбереговых баров.
- •Условия формирования дельты.
- •Особенности континентального осадконакопления.
- •Особенности морского осадконакопления.
- •Осадконакопления в областях с аридным климатом.
- •2.Теоретические основы поиска и разведки месторождений нефти и газа
- •Природный резервуар.
- •Понятие о коллекторах, природных резервуарах, ловушках. Их классификация.
- •Основные типы залежей нефти и газа.
- •Миграция углеводородов.
- •Структруная ловушка
- •Пластовые резервуары.
- •Типы природных резервуаров.
- •Массивные природные резервуары.
- •Флюидоупоры.
- •Типы залежей нефти и газа, относящиеся к стратиграфическому классу (по классификации а.А. Бакирова).
- •Дать определения внк.
- •Изолированные природные резервуары.
- •Типы залежей нефти и газа, характерные для органогенных построек.
- •Факторы, влияющие положительно на коллекторские свойства терригенных пород.
- •Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности недр.
- •Палеогеографические критерии прогноза нефтегазоносности недр.
- •Литолого-фациальные критерии прогноза нефтегазоносности недр.
- •Геохимические и гидрогеологические критерии прогноза нефтегазоносности недр.
- •Геологическое картирование и его особенности.
- •Физико-химические свойства нефти.
- •Методы определения фес пород.
- •Факторы, влияющие на коллекторские свойства карбонатных пород.
- •Нефтепроизводящие свиты: определение, назначение
- •Понятие о керогенах.
- •Закономерности распределения ув на планете Земля.
- •Условия формирования региональных нефтегазоносных комплексов.
- •3. Геологическая интерпретация геофизических данных
- •Понятие о маркирующих горизонтах (реперах). Основные признаки.
- •Геофизическая характеристика глин.
- •Геофизическая характеристика углей.
- •Детальная корреляция разреза.
- •Высокопористые нефтенасыщенные песчаники. Их геофизическая характеристика.
- •Литолого-геофизическая характеристика высокопористых водонасыщенных песчаников.
- •Какие особенности горных пород влияют на их удельное электрическое сопротивление?
- •Какие задачи можно решить при помощи кавернометрии скважин?
- •В каких разрезах наиболее эффективен индукционный метод?
- •Какой из геофизических методов самый эффективный при картировании ловушек для нефти и газа в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты?
- •Какие задачи решают по данным комплекса гис на стадии разведки нефтяных и газовых месторождений?
- •Потенциал – зонды. Для изучения каких разрезов скважин используются?
- •Опорный разрез.
- •Градиент – зонд. Для изучения каких разрезов скважин используются?
- •Как на кривых пс характеризуются проницаемые песчаники и глинистые породы?
- •Карты изобар, назначение и построение.
- •Прогноз зон развития коллекторов по данным гис и палеогеоморфологических построений.
- •18. Основные требования к реперной поверхности при построении карт палеорельефа.
- •19.Единицы измерения удельной электропроводности.
- •20.Акустические методы, назначение.
- •21.Сущность нейтронных методов каротажа.
- •22.Радиометрия скважин.
- •23.Геофизические параметры, характеризующие присутствие в разрезе глинистых пород, пористых песчаников и карбонатов.
- •24. Метод обычных зондов кажущегося сопротивления.
- •25.Метод потенциалов собственной поляризации.
- •26.Как на комплексе гис характеризуются карбонатные породы?
- •27.Причины возможного снижения удельного электрического сопротивления в нефтенасыщенных коллекторах.
- •28.Что такое микрозонды? Для каких целей они используются?
- •29.Геофизическая характеристика битуминозных пород.
- •30.Единицы измерения и способы записи значений удельного электрического сопротивления.
- •4. Рациональный комплекс и методика поисков и разведки месторождений нефти и газа
- •Прогнозные ресурсы.
- •Этапы геологоразведочных работ.
- •Какие методы являются основными, рациональными при изучении перспективности территории на нефть и газ?
- •Нестационарный режим фильтрации.
- •Конструкция скважины на нефть и газ.
- •Геологические и геофизические исследования при бурении глубоких скважин.
- •Номенклатура запасов и ресурсов, их связь со стадийностью работ
- •Оценка результатов разведки.
- •Опытно-промышленная разработка залежи ув.
- •Обоснование выбора первоочередных объектов для глубокого бурения.
- •«Прямые и косвенные» методы поисков залежей ув.
- •Классификация скважин на нефть и газ.
- •Современные представления о происхождении нефти.
- •Геолого-технический наряд.
- •Пробная эксплуатация.
- •«Первичное» и «вторичное» вскрытие пласта.
- •Опробование пласта в процессе бурения.
- •Виды осложнений при бурении скважин.
- •5.Разное
- •Дать определение нефтеотдачи пласта.
- •Гидроразрыв пласта, условия применения.
- •Задачи, решаемые при гидроразрыве
- •Причины ликвидации поисковой продуктивной скважины.
- •Методы подсчета запасов газа.
- •Отражающие сейсмические горизонты для построения структурных карт по Томской области.
- •Статистический метод подсчета запасов нефти.
- •На каких объектах Томской области решаются задачи первого этапа геологоразведочных работ?
- •Обязанности геолога на буровой в процессе бурения скважины.
- •Категории запасов и ресурсов (Временная классификация 2001г).
- •Оборудование устья скважины при бурении и испытании.
- •Способы добычи нефти.
- •Виды скважинных исследований, дающие косвенную информацию
- •Наунакская и васюганская свиты, сходство и отличие.
- •Методы контроля технического состояния эксплуатационной колонны.
- •Коэффициент продуктивности. При каких исследованиях определяется?
- •Методы интенсификации отбора жидкости.
- •Стадии процесса образования скоплений нефти и газа.
- •Вторичные методы вскрытия пласта.
- •Что такое ресурсы нефти, газа и конденсата?
- •Скин-фактор.
- •Методы определения состояния ствола скважины в процессе бурения
- •Методы подсчета запасов нефти.
- •Какую информацию несут образцы керна, отобранные в скважине в процессе бурения?
- •Основной метод ппд на месторождениях Западной Сибири.
- •Геолого-технический наряд.
- •Какими методами определяют характер насыщения пласта в процессе бурения скважин?
- •Отбор керна и шлама, их назначение.
- •Из каких работ состоит цикл строительства скважин?
- •Закон Дарси.
- •Формула Дюпюи.
Испытатели пластов (ИПГ) предназначены для герметизации внутреннего пространства колонны бурильных труб во время спуска и подъема их и сообщения с подпакерным пространством во время опробования пластов; выравнивания давления над и под пакером при спуске и подъеме КИИ и перед снятием пакера после окончания опробования пласта.
Запорный поворотный клапан предназначен для перекрытия канала, по которому жидкость или газ из испытуемого пласта поступает в бурильные трубы. Управление клапаном осуществляется с устья скважины вращением колонны бурильных труб вправо на заданное число оборотов.
Циркуляционный клапан предназначен для осуществления прямой или обратной циркуляции, что позволяет при необходимости вытеснить из бурильных труб отобранную из пласта жидкость, а в случае прихвата колонны бурильных труб — установить ванну.
Пакеры для работы с трубными испытателями пластов предназначены для разобщения испытуемого пласта и остальной части ствола скважины.
Гидравлический ЯСС предназначен для облегчения снятия пакера с места после испытания и освобождения хвостовика в случае его прихвата.
Фильтры предназначены для очистки жидкости (или газа), поступающей из испытываемого пласта, для предупреждения засорения штуцера и проходных каналов узлов испытательного оборудования. Они состоят из отдельных толстостенных патрубков с профрезерованными щелями.
Испытательный инструмент компонуется в следующем порядке: хвостовик (бурильные трубы) длиной не более 200 м; фильтр, устанавливаемый против испытываемого пласта; пакер; ясс гидравлический; испытатель пластов первой сборки; запорно-поворотный клапан (разового или двойного действия); переводник под приборы; 50-100 метров бурильных труб; циркуляционный клапан; бурильные трубы; ведущая труба.
В отдельных случаях в технологическую схему компоновки испытательного инструмента между испытателем пластов и запорно-поворотным клапаном может быть включён переводник под приборы. В фильтре и спецпереводнике устанавливаются глубинные приборы. В фильтре необходимо располагать как минимум два глубинных манометра.
Спуск КИИ в скважину производить плавно, не допуская продолжительных посадок (более 30 секунд). В процессе спуска постоянно следить за герметичностью спускаемого инструмента, за выходом промывочной жидкости из скважины.
Виды осложнений при бурении скважин.
Характер осложнения:
Поглощение бурового раствора в процессе бурения
Обвалы стенки скважины
Кавернообразование
Желобообразование
Сужение
Искривление
Образование пробки
Прихват инструмента
Осложнения по геологическим причинам.
1. Макротрещиноватость
2. Микротрещиноватость
3. Наклонное залегание пластов в разрезе скважины
4. Химическое воздействие раствора на призабойную зону пласта
5. Аномально высокое пластовое давление
6. Аномально низкое пластовое давление
7. Горное давление
8. Изменение температуры пород
Осложнения по техническим причинам.
Износ колонны бурильного инструмента
Смятие колонны
3. Биение колонны бурильных труб
4. Нарушение герметичности колонны
5. Нарушение башмачного кольца
5.Разное
Дать определение нефтеотдачи пласта.
Нефтеотдача – это отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте.
Факторы, влияющие на нефтеотдачу
К геологическим факторам относятся геологическая неоднородность залежей (эффективная толщина продуктивного пласта, песчанистость, расчлененность и их изменчивость), изменчивость физико-химических характеристик пласта (пористость, проницаемость).
Технологические факторы: система разработки (количество добывающих и нагнетательных скважин, система их расположения), темп ввода залежи в разработку, темп отбора нефти.
Различают текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения.
Под текущим коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам.
Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества предполагаемой добычи нефти к начальным ее запасам.
Нефтеотдача зависит от множества факторов. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:
Кнефт. = Квыт*Кохв*Кзав
К выт. – коэффициент вытеснения нефти из пласта,
К охв. – коэффициент охвата пласта разработкой.
Кзав.- коэффициент заводнения.
Нефтеотдача также зависит от температуры залежи, качества вскрытия пласта, от начальной нефтегазонасыщенности пор пласта, от степени и характера механических изменений порового пространства коллекторов.
Гидроразрыв пласта, условия применения.