Шорман. Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления
 Скачать 107 Kb.
|
|
Содержание Введение І.Основная часть 1.1 Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления 1.2 Объем и характеристики исходной информации для составления проектов разработки нефтяных и газовых месторождений. 1.3 Организация геолого-разведочных работ на нефть и газ ІІІ. Расчетная часть Литература ВВЕДЕНИЕ Несмотря на огромные потенциалы, существует ряд сложных факторов, которые негативно влияют на уровень добычи казахстанской нефти, на темпы освоения разведанных месторождений и более рационального использования углеводородного сырья. К 1991 году уровень добычи нефти и газоконденсата в Казахстане был доведен до 26,4 млн. т. но к сожалению в последние годы он начал снижаться: в 1995 году, например, было добыто всего лишь 16,4 млн. т. Правительство Казахстана приняло ряд решений о значительном увеличении объема добычи нефти начиная с 1997 года и к 2000 году до ведении 50 млн. т. в год, в к 2010 году — до 70 млн. т. в год. Одно из важнейших решений этой грандиозной задачи является создание новой подотрасли — морского нефтегазового комплекса Министерства нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан постановлением «О становлении и развитии добычи углеводородного сырья в Казахстанской части Каспийского моря» №97 от 13.02. 1993 г. Создал государственную компанию «Казахстанкаспийшельф». Компания ведет большую работу по привлечению иностранных нефтяных компаний. В конце 1993 года создан международный консорциум, в который вошли государственная компания «Казахстанкаспийшельф» как оператор и Шесть нефтяных компаний: «Аджип» (Италия), «Бритиш Газ» (Велокобритания), «Би-Пи/Статойл» (Велокобритания, Норвегия), «Мобил» (США), «Шелл» (Нидерланды) и «Тоталь» (Франция) — для реализации комплексной программы разработки шельфа Каспийского моря. Ярким событием в развитии нефтегазовой отрасли Казахстана является открытие в 1979 году и освоение в 1991 году Тенгизского месторождения, за счет которого предусматривается обеспечить запланированный на перспективу прирост добычи углеводородного сырья. На базе этого уникального месторождения создано совместное предприятие с Американской фирмой «Шеврон» — «Тенгиз-Шевройл». Здесь вместе с Королевским месторождением извлекаемые запасы составляют более 1 млрд. Чтобы полнее использовать запасы природной кладовой предложены и испытаны ,кроме закачки воды, нагнетание углеводородного газа. Ведь известно, что нефть и эти газы взаимно растворимы: извлечь же из подземной кладовой газоконденсатную смесь намного легче, чем жидкость. Это даёт возможность теоретически увеличить нефтеотдачу пласта до 90%. Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам. Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления закачкой воды на конкретной залежи нефти последовательно прорабатывают следующие вопросы: определяют местоположение водонагнеательных скважин; определяют суммарный объем нагнетаемой воды; рассчитывают число водонагнеательных скважин; устанавливают основные требования к нагнетаемой воде. Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой. В  зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений нашли применение следующие системы заводнения.Принципиальная схема законтурного заводнения: 1 – добывающие скважины; 2 – нагнетательные скважины Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта. Приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внутреннего контура нефтеносности. Рис. 2. Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении. В  нутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное заводнение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, располагаемых ближе к водонагнетательным. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно, регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии, ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют “через одну”. В промежутках проектные водонагаетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды. Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.  Рис. 3. Принципиальная схема разработки пласта при использовании блоковых систем. Обозначения см. на рис. 1. Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади. Большое преимущество описываемой системы — возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин. На рис. 2 показана схема разработки Ромашкинского месторождения, Татарская АССР, при внутриконтурном заводнении. Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных скважин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки. В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки. Разновидность системы внутриконтурного заводнения — блоковые системы разработки. Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис. 3 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская область). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки. Преимущество блоковых систем заключается в следующем. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами поддержания пластового давления. Упрощается обслуживание системы поддержания пластового давления (скважины, кустовые насосные станции и т. д.). Компактное, близкое расположение добывающих и водонагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих скважинах. Широкое распространение получили блоковые системы на месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири. Блоковые системы разработки предполагают расположение водонагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных полого залегающих антиклинальных складок целесообразно расположение водонагнетательных скважин по оси складки. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну. Заводнение пластов при расположении водонагнетательных скважин у оси складки получило наименование осевое заводнение. Все преимущества блоковых систем разработки характерны и при осевом заводнении. Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью. При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам. На рис. показаны основные схемы площадного заводнения. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.   Рис. 4. Основные схемы площадного заводнения: а — четырехточечная; б — пятиточечная; в — семиточечная; г — девятиточечная; 1 – добывающие скважины; 2 — нагнетательные скважины. Так, в четырехточечной системе (см. рис. 4) соотношение между нефтедобывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе – 1:1, при семиточечной системе – 1:2, при девятиточечной системе – 1:3. Таким образом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы. Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки. В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов. Очаговое заводнение — это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При этой системе заводнения группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо изученном геологическом строении продуктивного пласта очаговое заводнение можно применять как самостоятельную систему разработки месторождения. Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью. При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной или четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к нефтедобывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти (месторождения) обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами поддержания пластового давления так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как нефтедобывающую, но и как водонагнетательную. Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа нефтедобывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними. Избирательная система с успехом применена на месторождениях Татарской АССР. Барьерное заводнение. При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки. В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Впервые барьерное заводнение внедрялось на газонефтяном месторождении Карадаг Азербайджанской ССР. 1.2 Объем и характеристики исходной информации для составления проектов разработки нефтяных и газовых месторождений. На стадии поисков, объектом работ которой являются подготовленные ловушки, проект составляется на бурение одной скважины или группа скважин, имеющих примерно одинаковую глубину и аналогичную конструкцию. Проект содержит разделы, аналогичные приведенным для проекта параметрического бурения. После введения, описания географо-экономических условий работ, геолого-геофизической изученности приводятся данные о геологическом строении площади проектируемых работ, включая работ проектный литолого-стратиграфический разрез, тектонику, нефтегазоносность и гидрогеологическую характеристику разреза. Главным в проекте является раздел «Методика и объем проектируемых работ», в котором обосновывается постановка поисков на подготовленных к глубокому бурению объектах или на залежах ранее открытых месторождений. Дается целевое назначение поискового бурения в зависимости от степени изученности объекта, перспектив нефтегазоносности, экономического положения района и геолого-технических условий проведения работ. Здесь же обосновывается методика расположения скважин и последовательность их заложения в зависимости от особенностей строения структуры или объекта АЗТ, прогнозируемого типа ловушки и фазового состояния УВ. Определяются количество поисковых скважин и выделением независимых и зависимых, их глубина и проектные горизонты. Для каждой скважины ставятся конкретные геологические задачи. Затем приводятся геологические условия проводки скважин, характеристики промывочной жидкости, обоснование типовой конструкции и оборудования устья скважин, комплекс геолого-геофизических исследований, включая отбор керна и шлама, геофизические и геохимические исследования, опробование и испытание перспективных объектов, и лабораторные исследования. Ставятся задачи попутных поисков, систематизация и обобщение материалов поисковых работ, охраны недр, природы и окружающей среды. В заключительных разделах определяются продолжительность строительства поисковых скважин и предельные ассигнования на проектируемые работы. Если в результате поисковых работ открывается месторождение (залежь), то после предварительной его оценки составляется проект разведки открытого скопления. При получении отрицательного результата составляется итоговый отчет с обоснованием бесперспективности объекта и ликвидации пробуренных скважин. Отчет по результатам поисковых работ составляется в произвольной форме с приложением графических материалов и результатов всех видов исследований, проведенных в скважинах. На разведочном этапе исходя, из инструктивных документов составляется проект разведки (доразведки) выявленного скопления. После введения, где кратко даются сведения о назначении проекта разведки, состоянии запасов категорий С1 и С2 на дату проектирования, в нем отмечается значение месторождения (залежи) для развития минерально-сырьевой базы в районе, указываются количество разведочных скважин, их проектные глубины и горизонты. Как и в других проектах, характеризуется географо-экономические условия работ и геологическое строение месторождения. Более полно освещаются результаты проведенных ранее полевых геологических и геофизических исследований, выполнение проектов поисковых и разведочных работ, дается критическая оценка их результатов. Указываются результаты опробования и испытания скважин по каждому пласту, данные, характеризующие фазовое состояние УВ в залежах. Приводятся результаты обоснования предельных и средних значений подсчетных параметров, описывается состоянием запасов нефти, газа и конденсата и их достоверность, даются сведения о величине запасов по категориям С1 и С2, числящихся на балансе по каждому продуктивному пласту, обосновывается коэффициент извлечения нефти и конденсата. Проектируются методика, объемы и условия проведения работ, выполняются этажи разведки, определяются системы размещения скважин, общее проектное их количество и очередность заложения. Выделяются интервалы с различными геолого-техническими условиями проводки скважин с учетом опыта бурения на месторождениях, приводятся сведения о пластовых давлениях, давлениях гидроразрыва, кавернозности, температурах, углах и направлении падения пластов, ожидаемых осложнениях. Обосновывается комплекс геолого-геофизических исследованиях. Указываются продолжительность проектируемых работ, достигнутые коммерческие скорости в районе, количество буровых установок и бригад по годам на период разведки и предельные ассигнования на их производство. Рассчитывается геолого-экономическая эффективность, проектируются мероприятия по охране недр, природы и окружающей среды. Предлагается система утилизации продуктов, получаемых при испытании разведочных скважин. Графические приложения иллюстрируют обоснование условий выполнения проектного задания, и представляется в виде отдельных не скрепленных чертежей. В геологическом проекте должны быть представлены следующие приложения: Обзорная карта района деятельности организации-исполнителя работ. Тектоническая карта (схема) района работ. Сводный (нормальный) геолого-геофизический разрез месторождения, составленный по данным бурения. Структурные карты по основным отражающим горизонтам, контролирующим продуктивные и перспективные горизонты. Карты составляются по данным сейсморазведки и бурения. Геологические профильные разрезы (продольный и поперечный) с нанесением литологической колонки продуктивной части разреза, показом залежей УВ, тектонических нарушений, контактов раздела флюидов. Корреляционные профили продуктивных пластов. Геолого-геофизические разрезы по глубоким пробуренным скважинам. Схемы опробования пластов. Схематические карты эффективных нефтенасыщенных (газонасыщенных) толщин по каждой залежи. Схематические подсчетные планы с нанесением положения проектируемых разведочных скважин. Типовые геолого-тектонические наряды. Существующие инструктивные документы не отражают необходимости составления проектов на выявление и опоисковывание зон нефтегазонакопления регионального этапа, а также на производство работ на стадии оценки месторождений (залежей) разведочного этапа. Геологическое обеспечение и контроль подземного и капитального ремонта скважин. При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают те или иные неполадки, как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием. Каждую действующую скважину приходится останавливать для плавного – предупредительного или текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, как-то: ремонтом или наземного оборудования, прекращения подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т.д. Продолжительность простоя скважин учитывается коэффициентом эксплуатации – отношением времени их эксплуатации к общему календарному времени за год, квартал, месяц. В промысловой практике фактическое число отработанных месяцев (дней, часов) данной скважины называют скважиной – месяцами эксплуатации, а календарное время – скважиной - месяцами числившимися. Коэффициент эксплуатации скважин колеблется в пределах 0,95 – 0,98. Подземным ремонтом скважин называется комплекс работ, включающий ремонт подземного оборудования, частичную или полную замену его, очистку забоя скважины и подземных труб от песка, парафина и других отложений, а так же осуществление геолого–технических мероприятий. Различают два основных вида подземного ремонта скважин: текущий и капитальный. Однако в промысловой практике под термином «подземный ремонт скважин» подразумевается только текущий ремонт. К капитальному ремонту относятся более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, с изоляцией посторонних вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, зарезкой бурением второго ствола и т.п. К текущему подземному ремонту относятся планово – предупредительный «профилактический» и внеплановый ремонт. Планово – предупредительным ремонтом нефтяных и газовых скважин называют мероприятия, осуществляемые по заранее составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, частичную или полную замену подземного оборудования, а так же очистку забоя труб. Как следует из самого названия, планово – предупредительный ремонт должен проводиться еще до того, как скважина снизит дебет или прекратит подачу нефти. Внеплановым ремонтом называется комплекс мероприятий по устранению различных неполадок в работе подземного оборудования, происшедших в течение межремонтного периода, например таких, как: ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена клапанов глубинного насоса, устранения течи труб и т.д. Под межремонтным периодом работы скважины подразумевается период фактической ее эксплуатации между двумя последовательно проводимыми текущими подземными ремонтами. Межремонтный период работы скважины определяется делением числа скважино-дней, отработанных в квартале, на число текущих подземных ремонтов за то же время в данной скважине. Различают плановый и фактический межремонтный период. Плановый межремонтный период каждой скважины проектируется, исходя из запланированного числа планово-предупредительный ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта. Фактически межремонтный период исчисляется, исходя из фактических планово-предупредительных и внеплановых ремонтов данной скважины. Работники РИТСов, цехов по подземному и капитальному ремонтам скважин систематически разрабатывают и осуществляют мероприятия, способствующие максимальному удлинению межремонтного периода работы скважин и повышению коэффициента их эксплуатации, обеспечению работы на установленном технологическом режиме, качественному ремонту скважин и росту добычи нефти, при наименьших затратах. При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин, автоматизация и механизация всех трудоемких процессов. Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разбить на три последовательных этапа: А) подготовительные работы; Б) спуско-подъемные операции; В) заключительные работы. Различают следующие работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин: смена насоса и его деталей. ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг промывка насоса смена насосно-компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъемных трубах) изменения погружения в жидкость колонны подъемных труб чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки очистка подъемных труб от парафина и других отложений проверка пусковых приспособлений спуск или подъем погружных электронасосов (ЭЦН); ремонт скважин, эксплуатирующихся ЭЦН спуск или замена пакера обработка призабойной зоны скважины и другие геолого-технические мероприятия, связанные с подъемом и спуском подземного оборудования и направленные на улучшение технологического режима эксплуатации, по увеличению дебита скважин и т.д. Указанные работы по подземному ремонту скважин осуществляются либо раздельно согласно специальным графикам и техническим наряд-заданиям, либо одновременно несколько видов ремонта за один цикл. Так, если на забое обнаружена песчаная пробка то при смене насоса до пуска нового, необходимо промыть скважину для удаления пробки. Одновременно возможно изменить глубину погружения насоса, проверить и очистить защитные приспособления, проверить герметичность труб и т.д. Если при ремонте компрессорной скважины установлено, что трубы второго разряда оказались засолоненными, их следует заменить. При наличии на забое песчаной пробки, необходимо очистить скважину или промыть ее для удаления пробки. В результате может оказаться, что уровень жидкости в скважине ниже предполагаемого. Следовательно, необходимо изменить глубину погружения колонны подъемных труб. Таким образом, осуществляется несколько видов ремонта, а именно: подъем труб второго ряда; замена части труб; промывка скважины для ликвидации песчаной пробки; изменения погружения подъемных труб. 1.4. Организация геолого - разведочных работ на нефть и газ.Достоверность и полнота информации о месторождении, подготовленном к вводу в разработку, должны соответствовать требованиям методики составления проектной документации. Это означает, что исследуемый геологами объект должен быть изучен по определенному набору признаков и с заданной надежностью. Каждые месторождения и залежь УВ являются неповторимым (феноменальным), но цель их изучения едина: это получение знания по значениям заранее определенного и ограниченного набора признаков. Известно, что продукция науки является новое знание. В процессе подготовки месторождения к вводу в разработку создается новое знание о природном объекте, именно в этом смысле геологоразведочный процесс (и разведка, в частности) является научным. Весь геологоразведочный процесс можно представить как процесс направленного движения оценки ресурсов и запасов от низших категорий (качественная оценка и Д2) к высшим (С1 и частично С2). Но картируются, естественно, не величины и плотности ресурсов, а признаки, опосредствованно с ними связанные. От стадии к стадии теснота этих связей возрастает, а картирование более значимых признаков обходится все дороже. При этом между картируемыми и интересующими признаками связь, как правило, носит статический и детерминированный характер. Детерминированная часть связи обусловливается фундаментальными научными знаниями: происхождение нефти, формирование залежей, термодинамика водоносных и продуктивных горизонтов, геохимия вмещающих пород, подземных вод, нефти, газов и т.д. Обнаружение, разведка и подготовка к разработке скоплений нефти и газа занимают значительный период времени. Геологоразведочный процесс начинается с изучения крупных территорий. На следующем этапе выбираются районы с благоприятными для образования и сохранения залежей нефти и газа геологическими условиями, в который проводится поиск различного рода ловушек. После установления таких ловушек и получения промышленных притоков нефти и газа начинается разведка. Оптимальная, отраженная в планировании и осуществлении последовательность геологического изучения недр какого-либо региона от начала его изучения до обнаружения месторождений нефти, газа и конденсата и решения вопроса об экономической целесообразности передачи их в разработку называется стадийностью геологоразведочных работ на нефть и газ. На всех этапах и стадиях геологоразведочного процесса на нефть и газ дается их геолого-экономическая оценка (подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа). При организации геологоразведочных работ бурят скважины. Все скважины подразделяются на семь категорий: Опорные Параметрические Структурные Поисковые Разведочные Эксплуатационные Специальные Наибольший интерес представляют опорные скважины, которые бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных структурных элементов для определения наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ. Список использованной литературы: 1. Э. А. Бакиров, В. И. Ларин «Основы методики геолоогоразведочных работ на нефть и газ»; 2. А. Д. Амиров, С. Т. Овнатанов, А. С. Яшин «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин». |