- •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.
Отражающие сейсмические горизонты для построения структурных карт по Томской области.
II-а -подошва баженовской свиты (верхняя юра)
II-б - кровля куломзинской свиты (нижний мел)
IV б- подошва кузнецовской свиты (верхний мел)
(достоверные построения)
Ф 2 -подошва осадочного чехла. (нижняя юра)
(схематические построения)
Статистический метод подсчета запасов нефти.
Впервые этот метод применил А.М. Коншин в 1892 году.
Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов.
Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти.
На каких объектах Томской области решаются задачи первого этапа геологоразведочных работ?
Задачи первого этапа геологоразведочных работ, возможно, осуществлять в Томской области на глубоко залегающих отложениях доюрского фундамента. Юго-восток Томской области.
Обязанности геолога на буровой в процессе бурения скважины.
В цикле строительства скважины (бурение и испытание объектов в эксплуатационной колонне) геолог отвечает за проведение следующих технологических процессов: отбор керна; отбор шлама; замер параметров бурового раствора перед проведением каротажа и спуском комплекта испытательного инструмента (КИИ); контрольный замер бурильного инструмента перед отбором керна, совместно с технической службой подготовка и спуск обсадных колонн.
Категории запасов и ресурсов (Временная классификация 2001г).
Категории запасов нефти, газа, конденсата:
1. разведанные: категории А, В, С1;
2. предварительно оцененные: категория С2.
Категории ресурсов нефти, газа, конденсата:
1. перспективные ресурсы категория С3;
2. прогнозные ресурсы:
- прогнозные локализованные категории Д1Л;
- прогнозные категории Д1 и Д2.
Оборудование устья скважины при бурении и испытании.
Оборудование при бурение:
Колонная головка – для крепления обсадных труб. Предназначены также для подвески очередной обсадной колонны, герметизации и контроля давления к кольцевом пространстве между соседними колоннами труб.
Трубодержатель – в верхней части колонной головки для закрепления обсадной колонны.
Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров и межпакерных уплотнений.
ПВО – противовыбросовое оборудование – устанавливается на колонном фланце и состоит из превенторов, задвижек и другой специальной арматуры.
При испытании как правило наземное оборудование остается прежним, но в скважину спускаю пластоиспытатели на кабеле и трубах.
В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются следующие схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины:
- двухпревенторная с двумя линиями манифольда;
- трехпревенторная с двумя линиями манифольда
- трехпревенторная с тремя линиями манифольда
- трехпревенторная с четырьями линиями манифольда.
Обвязка превенторов — манифольд — предназначена для управления давлением в скважине при нефтегазопроявлениях путем воздействия на пласт закачкой раствора и создания противодавления на него. Манифольд состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью оборудования для герметизации и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным или гидравлическим управлением, манометры и др.).
Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линия глушения используется для слива газированного бурового раствора в камеру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки. Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину жидкости с помощью цементировочных агрегатов.
Манифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35, 70 МПа. Манифольды устанавливают на рамах-салазках с телескопическими стойками, позволяющими регулировать высоту их расположения в пределах 0,65—1,25 м в зависимости от положения колонной головки над устьем скважины. Высота расположения головки изменяется после спуска и цементирования каждой обсадной колонны.
После монтажа линии манифольдов превенторы подвергают гидроиспытаниям под давлением в 1,5 раза превышающим рабочее.