- •1. Общая, историческая геология и геология России, геотектоника
- •1.1.Внутреннее строение Земли
- •1.2. Кл. И основные признаки ос. Гп
- •1.3. Физические поля Земли.
- •1.4. Типы залегания ос. Гп (согласное, несогласное, горизонтальное, моноклинальное, складчатое).
- •1.5. Дельтовые отложения: усл.Обр., литологический состав, условия залегания, палеогеографические карты.
- •1.6. Методы определения возраста гп. Геохронологическая таблица. Местная, региональная и общая стратиграфическая шкалы
- •1.7. Фация и фациальный анализ
- •1.9.Тектоническое районирование России.
- •1.8.Учение о платформах и геосинклиналях.
- •1.10. Палеогеография зсп в мезозое и кайнозое
- •1.11.Учение о тектонике литосферных плит.
- •2.1.Основные виды метаморфизма и характерные типы гп.
- •2.2. Принципы современной кл. И номенклатура магм. Гп, их минералогический состав.
- •2.3.Типы и стадии литогенеза – дать краткую характеристику, отметить связанные с ними гп.
- •2.4.Понятие о корах выв. (кв), зональность и основные типы.
- •2.5. Типы, структуры и состав цемента обломочных гп, значение в нефтегазовой геологии.
- •2.6.Значение гранулометрического анализа в н/г геологии.
- •3.1. Складки, их элем.И кл.
- •3.2.Разрывы, их кл., морфологические признаки. Тек.Покровы.
- •3.3.Геол.Съемка. Цели и задачи, методика проведения и составления геол.Карты. Новые технологии геокартирования.
- •4.1. Нефть. Состав - углеводородистый (главные гомологические ряды), фракционный и компонентный. Основные свойства нефтей, товарная кл. Нефтей.
- •4.2. Ув газ. Состав, свойства. Осн.Законы газового состояния. Кл.
- •4.3. К. Состав, свойства. Фазовые превращения в газоконденсатных залежах.
- •4.4. Ов. Компонентный состав, концентрации ов в осадках, гп, кл. Битумоиды, компонентный состав, битумоидный коэффициент.
- •4.6. Ловушки н/г. Их кл. По различным параметрам.
- •4.7. Залежи н/г, их кл. По разным признакам. Месторождения н/г.
- •4.8. Современная теория нефтегазообразования. Главные факторы, контролирующие процессы генерации, миграции, аккумуляции и разрушения скоплений ув сырья.
- •5.1. Закономерности размещения залежей ув по глубинам, стратиграфическим комплексам, крупным геотектоническим структурам, запасам.
- •5.2. Тектонические критерии нефтегазоносности. Региональные, зональные, локальные структурно-тектонические факторы-параметры, влияющие на закономерности распределения зал.Ув.
- •5.3. Роль стратиграфических исследований при нефтегазопоисковых работах.
- •5.4. Литолого-палеогеографические исследования при нефтегазопоисковых работах, условия благоприятные для формирования залежей ув.
- •5.5. Термобарические условия, их влияние на формирование залежей н/г.
- •5.6. Подземные воды нефтегазоносных бассейнов, их роль в процессах нефтегазообразования.
- •5.7. Геохимические исследования при нефтегазопоисковых работах. Биомаркеры и их использование при решении геологических задач.
- •5.8. Региональный этап работ. Характеристика видов работ, масштабы. Опорное, параметрическое бурение: требования, использование. Отчетность в конце этапа.
- •5.9. Качественная оценка перспектив нефтегазоносности. Количественная оценка прогнозных, потенциальных ресурсов н/г на разных стадиях изученности.
- •5.10. Поисковый этап, стадии, задачи, цели, комплексы геологоразведочных работ, масштабы. Дистанционные методы поисковых работ на н/г.
- •5.11. Размещение поисковых скважин. Стратегия поиска. Определение количества поисковых скважин. Поисковое бурение, требования к поисковым скважинам.
- •5.12. Разведочный этап, предварительная и детальная разведка. Системы размещения скважин. Этажи разведки. Базисные горизонты. Отчетность при разведке месторождений н/г.
- •5.15. Палеоструктурные карты, изопахический треугольник, палеотектонические профили – методика построения, использование при геологоразведочных работах.
- •5.16. Литолого-фациальные, палеогеографические карты, методика построений, легенда, использование при нефтегазопоисковых работах.
- •5.17. Карты перспектив нефтегазоносности, прогнозные карты – методика построения, использование при нефтегазопоисковых работах.
- •Принципы нефтегеологического районирования.
- •6.2. Западно-Сибирская провинция. Тектоническое строение фундамента.
- •6.3. Западно-Сибирская провинция. Строение разреза осадочного чехла. Условия осадконакопления. Коллекторы и экраны в разрезе.
- •6.4. Западно-Сибирская провинция. Нефтегеологическое районирование и закономерности размещения залежей в разных нефтегазоносных областях. Перспективы дальнейших поисков н/г.
- •6.5. Краткая характеристика основных нефтегазоносных провинций России (Волго- Уральская, Прикаспийская, Тимано-Печерская, Лено-Тунгусская, Охотоморская).
- •7.1. Литологическое расчленение песчано-глинистых разрезов по данным гис (п-ч, а-о, глины, арг., плотные, угли, битуминозные гПы).
- •7.3. Выделение пластов-коллекторов и определение эффективных толщин по данным гис в песчано-глинистом разрезе.
- •7.4. Способы определения характера насыщения коллекторов по комплексу гис.
- •7.5. Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины коллекторов по данным гис.
- •7.6. Определение начального и текущего положения внк, гнк, гвк по данным гис.
- •Для контроля за перемещением внк – импульсный нейтронный каротаж (инк)
- •7.7. Способы определения коэффициента пористости коллекторов по комплексу гис.
- •7.8. Способы определения коэффициента нефтегазонасыщенности по данным гис.
- •7.9. Способы раздельного определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности коллекторов в случае их трехфазного насыщения по данным гис.
- •7.10. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности продуктивных коллекторов.
- •7.11. Остаточная водонасыщенность коллекторов и лабораторные способы ее определения.
- •7.12. Прямой способ определения остаточной водонасыщенности по керну.
- •7.13. Глинистость гп, лабораторные и геофизические способы ее определения.
- •7.14. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных и обсаженных скважинах по данным гис.
- •7.15. Определение качества цементирования скважин по данным гис.
- •7.16. Определение мест негерметичности колонн и заколонных перетоков пластовых флюидов по данным гис.
- •7.17. Выделение интервалов притока и приемистости пласта и определение работающих мощностей пласта.
- •7.18. Методы расходометрии и потокометрии скважин.
- •7.19. Определение коэффициента вытеснения нефти водой.
- •7.20. Определение коэффициента проницаемости по керну; по гис.
- •8.1. Методы получения геологопромысловой информации о залежах продуктивных пластов.
- •8.2. Методы построения карт поверхностей коллекторов, их использование в нефтепромысловой практике
- •8.4. Геол.Неоднородность продуктивных пластов, методы её изучения. Количественная оценка макронеоднородности. Учет в нефтепромысловой практике.
- •8.5. Виды пустотности, их соотношение и роль в коллекторах различных литологических типов. Нефтегазоводонасыщенность
- •8.6. Фильтрационные свойства гп-коллекторов. Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.
- •8.7. Принципы и методика детальной корреляции, учет её результатов в практике разработки нефтяных и газовых залежей.
- •8.8. Характеристика пластовых флюидов, учет свойств при разработке.
- •8.9. Начальное пластовое р в залежи, факторы, влияющие на формирование пластового давления. Аномальное пластовое р, его роль и учет в нефтегазопромысловой практике.
- •8.10. Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.
- •8.12. Нефтегазоконденсатоотдача пластов, влияние и учет геологических факторов на полноту использования недр.
- •8.13. Обоснование исходных геологических факторов, учитываемых при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений.
- •8.14. Стадии и этапы проектирования разработки. Требования, предъявляемые к различным документам по проектированию разработки.
- •8.15. Геолого-промысловое обоснование применения новых методов воздействия на нефтяные и нефтегазоконденсатные пласты.
- •8.16. Понятие и разработка многопластовых месторождений. Принципы выделения эксплуатационных объектов. Этапы разработки, основные и возвратные объекты.
- •8.17. Геолого-промысловые факторы, предопределяющие применение различных видов заводнения.
- •8.18. Геологические факторы, влияющие на характер размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади эксплуатационных объектов (сетка скважин, размещение рядами).
- •8.19. Содержание геол.Части документов по проектированию разработки нефтяных и газовых залежей.
- •8.20. Геолого-промысловые методы контроля за процессом разработки нефтяных и газовых залежей.
- •8.22.Геолого-промысловое обоснование мероприятий по регулированию процесса разработки и повышению конечного коэффициента нефтеотдачи.
- •8.23. Геолого-промысловые методы планирования добычи н/г.
- •8.24.Понятия о статических и динамических моделях нефтяных и газовых залежах.
- •8.25. Кл. Запасов углеводородного сырья.
- •8.26. Понятие о вертикальных, наклонных, пологих, горизонтальных скважинах. Заканчивание скважин.
- •8.28. Осложнения в процессе бурения скважин, меры по их ликвидации.
- •8.29. Испытание скважин в процессе бурения, отбор проб нефти, газа, пластовой воды.
- •8.30. Геол. И технический проекты бурения скважин. Гтн. Геологические наблюдения в процессе проходки скважин.Составление геологического и технического проектов на бурение скважин.
- •8.31. Ориентировка скважины в пространстве. Спуск колонны, цементаж скважин. Ориентировка скважины в пространстве.
- •8.33. Методы вызова притока н/г из пласта. Опробование скважин. Методы повышения производительности скважин.
- •8.34. Ликвидация и консервация скважин.
- •9.3. Промысловая кл. Подземных вод. Определение места притока воды в скважину.
- •9.1. Геол. Контроль проходки скважин.
- •9.2. Построение карт, характеризующих строение продуктивных пластов.
- •9.4. Характеристика комплекса промысловых исследований с целью оценки режима залежей.
- •9.5. Гидродинамические методы исследований скважин.
- •9.6. Установление технологического режима скважин и в целом залежи.
- •9.7. Газовый, или режим расширяющегося газа. Подсчет запасов газа методом падения давления.
- •9.8. Объемный метод пз н/г. Обоснование подсчетных параметров
- •9.9. Особенности разработки газовых месторождений.
- •9.10. Геолого-промысловые исследования при разработке залежей н/г.
- •9.11. Геолого-промысловый анализ состояния разработки.
- •9.12. Особенности разработки месторождений Западной Сибири.
- •9.13. Борьба с осложнениями скважин, роль геолога при решении данных задач.
- •9.14. Обоснование систем разработки нефтегазовых залежей.
- •9.15. Методика построения геологического разреза месторождения.
- •9.16. Роль промысловой геол.Службы в обеспечении стабильности добычи н/г и конечного коэффициента нефтегазоизвлечения.
3.2.Разрывы, их кл., морфологические признаки. Тек.Покровы.
Разрывные (дизъюнктивные нар.) – это дислокации, сопровожд. разрывом сплошности пл. 1-2. сбросы/взбросы - висячее крыло опущено/приподнято отн. лежачего; 3-4. грабен/горст - депрессия/поднятие, огр.сбросами; 5. надвиг - надвигание одной массы п.на др.по наклонённому разлому; 6. сдвиг - смещение одних блоков ГП отн.других преим.в гор.напр.по разлому.
Признаки разрывов: соприкосновение толщ разл.возраста, различия в элем.залегания в крыльях, контактирующих по разрыву, наличие сместителя (по зеркалам скольжения или зонам брекчирования), отражение в рельефе и др.
Тек.покров (шарьяж) - гор/пологий надвиг с перемещением масс в виде покрова на расстояния, достигающие нес.дес.-первых сот км по волнистой поверхности надвига. Аллохтон - тело шарьяжа, п.с. пластину тол.в нес.сотен м и первые км, перекрывающую постель шарьяжа (автохтон). Слои аллохтона м. залегать почти гор/быть смятыми в складки, ин.с пов.шарьяжа. Автохтон м.обнажаться из-под аллохтона, такие участки называются тектоническими окнами.
3.3.Геол.Съемка. Цели и задачи, методика проведения и составления геол.Карты. Новые технологии геокартирования.
Геол.съёмка - ком.полевых геол.исс., произв.с целью сост. геол.карт, выяв.персп.тер.в отн.ПИ. Цель: изуч.геол.стр.данного региона и ПИ. По масштабу: 1. мелко-: 1:1 000 000 и < (рег.работы), 2. крупно-: 1:50000 и < (пои.работы). Бывает маршрутная и площадная съемка. Прод-ть съемки от 1 сезона до 5-7 лет. Осн.на знании страт.данного района. Это 1 из осн.методов изучения геол.строения вер.части ЗК к/л района и выяв.его перспектив в отн.ПИ путем составления геол.карты района. Задачи: 1.сост.геол.карты, сводного разреза, 2.сост.отчета, карты факт.мат. Методики: системат.изуч.ест.и иск.обнажений, исп.дист.мет., рез.аналит.исс. Это первый и наиб.дешевый тип работ в геол-разв.работах, особ.эфф. в ГО, в основном направлен на поиск антикл.стр.и выходов н/г на пов. Геол.съемка делится на:
1. Подготовительный этап – изучение мелкомасштабных карт, всех проведенных работ, подготовка оборудования к экспедиции; 2. Полевой этап – работа в поле, сопровождается описанием отложений, замерами азимута падения и угла падения образцов, отборами образцов на разные виды анализа. В теч.полевого этапа пров.ежедневные камеральные работы и обработка образцов; 3. Камеральный этап – написание отчета и построение геол.карт с целью обнаружить зак.залегания ПИ. Требования к маршрутам: изучение в крест простирания и нал.хорошей обнаженности.
4.1. Нефть. Состав - углеводородистый (главные гомологические ряды), фракционный и компонентный. Основные свойства нефтей, товарная кл. Нефтей.
Нефть - прир.соед.компонентов из смеси различных УВ соединений, п.с.вязкую жидкость темно-коричневого, чаще черного цвета, а ин.почти бесцветную, жирную на ощупь.
Главные гомологические ряды: 1. Метановые (парафиновые, алканы, CnH2n+2); 2. Нафтен.(циклиты, основа – бензольное кольцо, СnH2n-2; 3. ароматические (арены, ненасыщенные, бензольное кольцо с 2-ными св, СnH2n-6. Фракционный состав нефти: <200°С – бензин (авиационный, автомобильный), 200-300°С – керосин, 300-350°С – лигроин (диз.топливо), 350-500°С – тяжелый газойль (смазочные масла), >500°С – гудрон. Компонентный состав: УВ, Оные, сернистые и азотистые соед. смолы, асфальтены, парафины, S. Элементы: С (83-89%), Н2 (12-14%). О2, S, N в неб. кол. (1-2%, до 8% за счет S), ме – сотые и тыс.доли %: Va, Ni, W, Co, Mo.
Свойства нефти:
1. Пл. (норм.усл.) 0,7 (газовый конденсат) - 0,98-1г/см3. Легкие нефти с пл.до 0,88г/см3 наиб.ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.
2. Вязкость – свойство н.оказывать сопрот.при ее движ. [Мпа*с, Па*с]
3. Терм.расшир.н. – изм.V н. при росте Т.
4. Сжимаемость и расширение – способность изм.V. Коэф: об., усадки, пересчетный.
5. Застывание нефти Т (20 - -60°С), чем > парафина, тем Т застыв. >.
6. Р-ть – возр. при Т 150-200°С. Лучше р-ся ароматические УВ.
7. Люминесценция – свечение под влиянием УФИ
Товарная кл. нефтей:
- «Brent» (Сев.море) — для рынков Европы и Азии.
в России существует несколько основных сортов:
- тяжелая смесь Urals
- легкая нефть Siberian Light (добываемая в ХМАО),
- ESPO (марка восточносибирской нефти).
- др.: REBCO, Sokol (Сахалин-1), Vityaz (Сахалин-2), арк.сорт ARCO (м-е Приразломное - «Газпром нефть»