- •Седиментологія
- •Форми переносу мінеральних сполук та диференціація осадової речовини на шляхах переносу від водозбірних площ до кінцевих басейнів осадконакопичення
- •2. Ознаки осадових порід як показники умов осадко накопичення у різних седиментологічних обстановках
- •3. Процес діагенезу осадків,причини та стадіїї перетворень. Суть процесу катагенезу та його межі
- •4. Принцип актуалізму та межі його використання в седиментології у зв'язку з особливостями сучасного геологічного моменту
- •Пошуки та розвідка родовищ нафти та газу
- •1. Етапи і стадії геологорозвідувальних робіт на нафту і газ
- •2.Найважливіші методи пошуку та розвідки вуглеводнів
- •3.Класифікація свердловин при бурінні на нафту і газ
- •4. Класифікація ресурсів і запасів вв
- •Петрографія порід колекторів
- •3. Генезис, класифікація та поширення карбонатних порід-колекторів у геологічних формаціях.
- •4. Колекторські властивості карбонатних порід та методи їх дослідження
- •Петрофізика порід-колекторів
- •Ємнісно-фільтраційні властивості порід-колекторів. Класифікація
- •Коефіцієнт нафтогазонасичення гірських порід. Петрофізичні моделі та
- •Пружні властивості гірських порід. Їх зв'язок з літологічними та ємнісними
- •Загальні проблеми геології нафти та газу
- •1.Ресурсна база вуглеводнів і першочергові напрямки геологорозвідувальних робіт на нафту і газ в Україні
- •2.Проблеми пошуків нетрадиційних скупчень нафти і газу (кристалічний фундамент, рифи, сланцевий газ, газ вугільних басейнів).
- •3.Проблеми і перспективи відкриття покладів вв на великих глибинах.
- •Геологія і нафтогазоносність морських басейнів
- •Характеристика будови та походження головних елементів Світового океану(со): шельфу, материкового схилу та підніжжя, перехідної зони, ложа океану, серединно-океанічних хребтів.
- •Перспективи нафтогазоносності Світового океану. Нафтогазогеологічне районування акваторій.
- •Південна Атлантика
- •Західна частина Індійського океану
- •Східна частина Індійського океану
- •Західна частина Тихого океану
- •Східна частина Тихого океану
- •Характеристика нафтогазоносності осадових товщ у межах акваторій Азовського та Чорного морів. Ресурсна база та перспективи.
- •Нафтогазоносність та перспективи Азовського моря
- •Нафтогазоносність Чорноморського шельфу України
- •Нафтогазопромислова геологія
- •1. Основні фізичні та фізико-хімічні характеристики пластових флюїдів. Нафтові, газові та газоконденсатні системи системи.
- •В'язкість пластових нафт
- •Коефіцієнт термічного розширення нафти Ктр
- •Тиск насичення або початок пароутворення
- •Пластовий газовий фактор
- •В`язкістьгазів
- •Гідрати природних газів
- •2) Термобаричні умови нафтогазоносних басейнів. Початковий стан покладу. Початкові пластові тиски у водонапірних системах з покладами.
- •4) Геологічні і геофізичні методи досліджень свердловин під час розробки нафтових і газових родовищ. Геологічні та технічні задачі.
- •3). Еволюція органічної речовини і нафтогазоутворення. Тектонічні типи керогену. Нафтогазоматеринські світи.
- •Класифікації запасів нафти і газу
- •Екологічні аспекти пошуківта видобутку нафти та газу
- •1) Міграційні форми нафтопродуктів у геологічному середовищі та в поверхневих водах
- •2) Потенційні джерела забруднення навколишнього середовищау процесі буріння та освоєння нафтогазоносної свердловини.
- •3) Екологічні налідки розробки контирнентальних родовищ нафти і газу
- •4) Екологічні налідки розробки родовищ нафти і газу в акваторії морів
- •Гідрогеологія
- •Нафтогазоносні провінції світу
- •Альтернативна відповідь на перше питання
- •2. Нгп східної європи
- •3. Нгп африки
- •4. Україна як нафтогазовидобуваюча держава
- •Моделювання
- •2. Головні завдання, що вирішуються методом сейсмічної розвідки. Назвіть методи що використовуються у комплексі із сейсморозвідкою.
- •1. Фактори, що впливають на фазову швидкість проходження сейсмічних хвиль через геологічне середовище. Їх співвідношення з даними акустичного каротажу.
- •Фізична суть методу бкз. Геологічні задачі, що розв"язуються за допомогою методів електричного опору.
- •Метод ультразвукового акустичного каротажу. Геологічні задачі, приклади його застосування при дослідженні нафтогазових свердловин.
- •Інклінометрія і кавернометрія свердловин. Геофізичні методи оцінки технічного стану нафтогазових свердловин
- •Технології розробки родовищ нафти і газу
- •1. Розробка нафтових пластів в умовах водонапірного режиму. Системи підтримки пластового тиску під час експлуатації нафтового родовища.
- •2. Сучасні методи підвищення нафтовіддачі пластів. Гідродинамічні методи. Циклічне заводнення. Теплові методи розробки.
- •3. Основні принципи розробки газових родовищ. Етапи розробки родовищ природних газів.
Нафтогазопромислова геологія
1. Основні фізичні та фізико-хімічні характеристики пластових флюїдів. Нафтові, газові та газоконденсатні системи системи.
Нафтові системи
В'язкість пластових нафт
Характерна в'язкість нафт (мода розподілів) складає 0,8-50 мПа · с. В'язкість понижують температура та розчинені вуглеводневі гази, особливо високо-молекулярні. В той же час в'язкість зростає з підвищенням пластового тиску, а також із зростанням кількості розчиненого азоту (фізика впливу азоту незовсім ясна) і молекулярної маси нафт. Тобто бачимо в пластових умовах різноспрямовану дію окремих чинників на в'язкість нафт.
Розрізняють динамічну й, кінематичну К і умовну або відносну в'язкість V. Перший показник має розмірність Па· с і відображає рухливе середовище, в якому при зміщенні шарів один відносно іншого з градієнтом швидкості 1 м / (с м) на 1 м2 шару речовини діє сила тертя 1 Н.
Кінематична в'язкість К є відношенням динамічної до густини р. Тобто це нормований параметр,який дозволяє визначити відносний опір переміщенню рідини, що рухається. Він вимірюється в м2/с.
Відносна в'язкість V є нормованим параметром. Розраховується як відношення абсолютної в'язкості рідини до в'язкості дистильованої води (1,0008 мПа в секунду). Визначається віскозиметром Енглера в так званих градусах Венглера-Убелоде ВУ.
Кінематична в'язкість К за формулою Убелоде буде:
К = 0,0713 ВУ х 1 - 0,0631 / ВУ.
Виходячи з густини нафти і кінематичної в'язкості К, визначається динамічна в'язкість при температурі 1 :
D = К / ρ.
В'язкість визначає рухливість нафт в пластових умовах і, відповідно, впливає на дебіти та ефективність розробки в цілому.
До так званих ньютонівських рідин відносять такі, для яких дотичні напруження зсуву (здвигу) шарів рідини прямопропорційні градієнтам швидкостей руху шарів відносно один одного. Швидкість фільтрації таких рідин через поровий простір колектора лінійно залежить від градієнту тиску.
В природних умовах прямолінійний закон тертя Ньютона порушується. Залежність швидкості фільтрації від градієнту тиску має вигляд опуклої кривої і відбиває структурно-механічні властивості в'язкопластичних, неньютонівських рідин. В умовах малих градієнтів тиску нафта структурується і має більший опір зсувним напругам. Їз зростанням перепаду тисків мікроструктури нафти руйнуються і при високих градієнтах тиску вони вже течуть як ньютонівські рідини.
Що це означає? В околі свердловини існує радіальна зональність: з переходом від віддалених зон колектора з в'язкопластичними нафтами ці флюїди з наближенням до свердловини і підвищенням градієнту тисків набирають властивостей ньтонівських рідин. Зональність проявляється в умовах і надлишкового і зменшеного тиску (відносно пластового).
Неньютонівські властивості проявляються сильніше в нафтах, збагачених асфальтенами і смолами, а також якщо пластові температури близькі до температури кристалізації парафіна, і в окремих випадках фізико-хімічної взаємодії пластових флюїдів з пористим середовищем.
Коефіцієнт термічного розширення нафти Ктр
Характеризує ступінь термічного об'ємного розширення нафт за умови збільшення температури на1 градус С:
Ктр = ∆ V/ (V0 ×∆ t) , де∆ V і∆ t – зміниоб`ємуітемператури вм іградусахС, V0 – початковийоб`ємнафти. Розмірність 1/ градусС. Коефіцієнт Ктр мало залежить від кількості розчиненого газу і тиску. Він зростає із збільшенням температури, а також молекулярної маси.