Методы подсчета запасов нефти и газа Лекция № 3

на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения,

полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке.

месторождений и в значительной мере определяется вовлечением в промышленное освоение

наряду с основными попутных ископаемых и компонентов. Это способствует повышению экономического потенциала месторождений, созданию безотходной и малоотходной технологии, повышению эффективности мероприятий по охране окружающей среды.
На нефтяных и газовых месторождениях к основным полезным ископаемым относятся нефть и горючие газы. К попутным полезным ископаемым относятся минеральные комплексы (горные породы, руды, подземные воды, рассолы), добыча которых при разработке основного полезного ископаемого и использование являются экономически целесообразными. К попутным полезным компонентам относятся заключенные в полезных ископаемых минералы, металлы и другие химические элементы и их соединения, которые при переработке полезных ископаемых могут быть рентабельно извлечены и использованы в промышленности.

месторождения полезными ископаемыми и с учетом требований, предъявляемых промышленностью к

разработке, попутные полезные ископаемые и компоненты подразделяются на три группы.
К 1 группе относятся попутные полезные ископаемые, образующие самостоятельные пласты, залежи или рудные тела в породах, вмещающих основное полезное ископаемое. Применительно к нефтяным и газовым месторождениям это подземные воды продуктивных пластов или водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации иода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других компонентов, а также подземные воды, пригодные для бальнеологических, теплоэнергетических и иных, целей.

выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. В нефтяных

залежах это растворенный (попутный) газ, а в газоконденсатных — конденсат.
К III группе относятся попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основного полезного ископаемого и выделяемые лишь при его переработке. На многих месторождениях нефти и битумов такими компонентами могут быть сера (в форме сероводорода и других сернистых соединений), ванадий, титан, никель и др. Свободный и растворенный газы содержат этан, пропан, бутан, а также могут содержать сероводород, гелий, аргон, углекислый газ, иногда ртуть. В подземных водах месторождений нефти и газа могут присутствовать, как отмечалось выше, иод и бром, а также соединения различных металлов, относимые к полезным компонентам III группы.

нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана,

бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов этих полезных ископаемых и компонентов, имеющих, промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.
Прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату, а также по содержащимся в них компонентам.
Подсчет, учет и оценка запасов и перспективных ресурсов и оценка прогнозных ресурсов производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20 °С).

величиной запасов основных полезных ископаемых, которые слагаются из запасов выявленных

в его пределах залежей.
Особенности залегания нефти и газа в недрах требуют проведения исследований, направленных на изучение:
флюидов основных полезных ископаемых (нефти, газа, конденсата), попутных полезных ископаемых (подземных вод), а также содержащихся в тех и других полезных компонентов;
пород-коллекторов в пределах ловушек, пустотное пространство которых служит вместилищем флюидов;
условий залегания флюидов в ловушках;
основных особенностей залежей, определяющих условия их разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность пластов и т. д.);
процессов, протекающих в недрах при формировании залежей и их разработке.

(5—15%) и высокосмолистые (выше 15%). Концентрация редких металлов (ванадия, титана,

никеля и др.) в некоторых тяжелых нефтях может достигать промышленных значений.
Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие повышенного содержания в них растворенного газа при высоких температуре в давлении в недрах. Для подсчета запасов, рациональной их разработки, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей свойства их определяются раздельно для этих условий. В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, а для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость.

находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе в виде отдельных

скоплений либо в растворенном в нефти или воде состоянии, а в стандартных условиях — только в газообразной фазе. К основным компонентам пластового газа относятся метан и его гомологи — этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, оксид углерода, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан при содержании в газе 3 % и более, гелий при концентрации в свободном газе 0,05 % и в растворенном в нефти газе 0,035%, а также сероводород при содержании 0,5 % (по объему) имеют промышленное значение.
Конденсат — природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразных УВ.

и газа единую гидродинамическую систему и служат одним из основных

источников пластовой энергии. Подземные воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы. Наиболее распространены в подземных водах ионы Cl-, SO2-, НСОз-, СО2-, Са2+, Mg2+, K+, остальные ионы относятся к микроомпонентам, наиболее важные из которых J, Вг, NH4 и др. Суммарное содержание в воде растворенных ионов, солей и коллоидов определяет ее важнейшее свойство — минерализацию. Иод, бром, бор, стронций могут содержаться в подземных водах в количествах, позволяющих осуществлять их разработку.

в ловушке называется залежью.
Газ, нефть и вода в залежи распределяются

под воздействием гравитационного фактора, т. е. в зависимости от их плотности. Газ и нефть в свою очередь также распределяются под влиянием гравитационного фактора: газ как более легкий располагается над нефтью.

природному резервуару (пласту) или связана с группой гидродинамически сообщающихся природных

резервуаров (пластов), в которых отметки газожидкостного и водонефтяного контактов соответственно одинаковы. Во второй случае залежь выделяется как массивная или пластово-массивная.

— нефтяные; б — газонефтяные; в — нефтегазовые; г —газовые;

д — газоконденсатнонефтяные; е — нефтегазо-конденсатные. 1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода; 4 —газоконденсат

залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на

вытеснение нефти и газа из резервуара (продуктивного пласта). Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил — носителей пластовой энергии. Такими носителями являются в первую очередь напор краевых вод, а также упругие силы нефти, воды, породы; газа, сжатого в газовых залежах и газовых шапках, и газа, растворенного в нефти. Кроме того, в залежах действует сила тяжести нефти.

добывающим скважинам, называется режимом залежи. В соответствии с характером проявления

доминирующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах — газовый и упруговодонапорный.
Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неоднородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки технологическими решениями. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов нефти, газа и воды, обводненности продукции, пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению краевых вод и т.п.
Условия разработки залежей определяются также многими другими факторами: фазовыми проницаемостями пород, продуктивностью скважин, гидропроводностью, пьезопроводностью продуктивных пластов, степенью гидрофобизации породы, полнотой вытеснения нефти вытесняющим агентом.

собой совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической

структуре и расположенных в пределах одной площади.
Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными.
По величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние и мелкие.

ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ
Ю.А.Косыгин и Ю.А.Воронин, развивавшие системно-структурный подход в геологии, выделяют

три типа систем геологических объектов: статические, динамические и ретроспективные.
Геологические объекты статической системы представляются неподвижными. В них изучаются последовательность залегания слоев, форма, размеры, состав и соотношение геологических тел, типы горных пород и другие элементы в том виде, в каком они установлены исследователем. Задачи статического направления решаются с помощью различных пространственных построений.
При подходе к геологическому объекту как к динамической системе изучаются динамические явления — современные экзогенные, эндогенные и другие непосредственно наблюдаемые процессы. Сюда же относятся и процессы, происходящие в нефтяных и газовых залежах при их разработке. Задачи динамического направления решаются преимущественно с помощью законов физики, гидродинамики и т. п.

вопросов последовательности возникновения геологических объектов и т. п.
Нетрудно видеть, что

при изучении залежей нефти и газа вообще нужно подходить к ним как к объектам всех трех систем, а для целей подсчета запасов — главным образом как к объектам статическим и динамическим.
Залежь в виде статической системы представляется как результат предшествовавших геологических процессов, определивших особенности строения подземной кладовой, находящейся до начала разработки в относительно стабильном состоянии. Изучение залежи в таком качестве необходимо для выяснения условий залегания нефти и газа и определения их начальных запасов с тем, чтобы всесторонне обосновать все технологические приемы извлечения нефти и газа, т. е. запроектировать систему ее разработки. Изучение залежи в виде статической системы, начатое в процессе геологоразведочных работ, продолжается в течение всего длительного периода ее разработки.

в процессе разработки воздействие в результате деятельности человека. При разработке

УВ и вытесняющие их агенты находятся в залежи в подвижном состоянии, при этом происходит постепенное уменьшение объема залежи, изменяется характер распределения остаточных запасов; могут изменяться режим работы залежи, а также некоторые ее параметры и эксплуатационные характеристики. Залежь как динамическая система изучается с момента начала разработки вплоть до ее завершения.
Изучение залежи как сложной материальной системы в обоих ее проявлениях (статическом и динамическом) производится на различных иерархических уровнях. Как было показано выше, на основе системного подхода оценочные и подсчетные объекты выделяются как тела геологического пространства внутри самой крупной системы — нефтегазоносной провинции и ее осадочного выполнения.

глубокая иерархия систем различных масштабов и рангов в пределах геологического

пространства. Объекты, рассматриваемые как элементы крупной системы, при изменении задач исследования выступают в качестве систем меньшего масштаба. К подобным системам относится и залежь нефти и газа.
Структурную организацию залежи нефти и газа как статической и динамической систем можно представить в виде уровней, представляющих собой последовательно взаимосвязанные объекты изучения.

со списком свойств, подлежащих изучению в зависимости от поставленной цели

(подсчет запасов, проектирование разработки и т. п.) - например, при рассмотрении системы "месторождение" могут быть выделены уровни зерно породы - образец породы - слой - пласт - залежь - месторождение (оп.).

дает информацию о минералогической и петрографической характеристике пород-коллекторов.
Лабораторные исследования образца

породы, соответствующего 2-му уровню, направлены на получение: данных о структуре порового пространства и коллекторских свойствах собственно породы и породы, насыщенной флюидами; сведений о характеристике поверхностных взаимодействий породы-коллектора с пластовыми флюидами; количественной оценки содержания остаточных флюидов (воды, нефти, конденсата) в породе-коллекторе и показателей их физико-химических свойств; данных о предельной нефтегазонасыщенности; значений коэффициента вытеснения нефти из образцов породы и др.

продуктивных пластов в скважинах косвенными методами (ГИС), установление положения контактов

и т. п.; определение физико-химических свойств подвижных пластовых флюидов при поинтервальном опробовании однородных пластов и пропластков; определение удельного коэффициента продуктивности пластов и пропластков с разными фильтрационно-емкостными свойствами, что крайне важно для установления и учета кондиционных пределов параметров продуктивных пластов, выделения пластов и пропластков с разной продуктивностью, с коллекторами различных типов, прослеживания зон их распространения и т. п.

его параметров и эксплуатационных характеристик.
На 5-м уровне создается модель залежи

в целом, определяются ее природный режим и эксплуатационные характеристики.
На каждом уровне дается оценка соответствующим показателям неоднородности продуктивного пласта.

иерархической структуры направлено на создание ее объективной статической модели применительно

к каждой стадии геологоразведочных работ и разработки залежи. В этом смысле процесс изучения залежи напоминает спираль, каждый новый виток которой соответствует более высокой стадии работ, проводимых на залежи. С вступлением залежи в каждую новую стадию начинается очередной этап комплексных исследований на всех иерархических уровнях. Он характеризуется возрастанием детальности исследований по площади и разрезу, что позволяет выделять в пределах залежи все более мелкие элементарные объекты. Тем самым каждая более высокая после поисковой стадия разведочных работ или разработки обеспечивает уточнение статической модели залежи и повышение достоверности подсчета запасов полезных ископаемых в результате их более глубокой дифференциации.

геологических профилей, карт поверхностей продуктивных пластов и пропластков, карт изменения

различных параметров пластов и пропластков по площади, в виде графиков распределения этих параметров и зависимостей между ними и т. п.
Статическая модель лежит в основе построения динамической модели залежи. На 1-м и 2-м уровнях предусматривается изучение изменения свойств образцов породы: структуры пустотного пространства, поверхностных взаимодействий, текущего нефтегазонасыщения и т. п. На 3-м уровне исследуется работа пластов и пропластков методами потокометрии в добывающих и нагнетательных скважинах, осуществляется контроль за перемещением газожидкостных контактов методами ГИС в контрольных скважинах.
На этом уровне оценивается эффективность мероприятий по направленному воздействию на призабойную зону.

пластов процессом разработки по площади залежи. Определяются темпы выработки запасов,

текущий коэффициент извлечения нефти, форма, размеры и местоположение выработанных зон и остаточных запасов.
На 5-м уровне решаются те же вопросы, что и на 4-м, но уже в объеме всей залежи: охват воздействием, темпы отбора, расположение остаточных запасов и выработанных частей залежи. На этом же уровне изучается эффективность технологических решений, т. е. применяемого метода воздействия и системы разработки в целом, эффективность мероприятий по регулированию разработки. На основе всех исследований определяются расположение выработанных частей залежи и остаточных запасов, достигнутый текущий коэффициент извлечения, подсчитываются остаточные извлекаемые запасы нефти и конденсата и на их базе уточняются конечные коэффициенты извлечения.

Так, с использованием данных эксплуатации залежей могут быть подсчитаны их

начальные геологические запасы методами, основанными на принципе материального баланса. Результаты изучения взаимодействия скважин, пропластков, пластов дают возможность уточнить контуры зон их слияния, установить наличие и расположение непроницаемых экранов и т. п.
Динамическая модель представляется в виде различных карт (охвата воздействием, остаточной газонефтенасыщенной и заводненной толщин пласта, распределения остаточных запасов, изобар, и т. п.), графиков, характеризующих текущие и накопленные показатели разработки на дату составления модели; параметров, отражающих характер вытеснения нефти и т. п.

собой геологопромысловые обобщения по изучению строения залежей, выполненные методами минералогии,

петрографии, геофизики, геохимии, гидродинамики, физики пласта и т. д. На основе результатов изучения, а также с помощью собственных методов исследования промысловая геология создает представление о залежи как о целостном геолого-технологическом объекте, рассматриваемом в качестве статической и динамической систем залежи.

систем могут быть определены объемным методом при любой степени их

изученности. В свою очередь, разная степень изученности залежей, особенности строения пустотного пространства должны быть отражены в различных модификациях формулы объемного метода. Начальные геологическаие запасы залежей нефти и газа как динамических систем определяются методами, основанными на принципе материального баланса, а извлекаемые запасы нефти залежей, вступивших в позднюю стадию разработки, — на основе данных разработки этих залежей.

разведочных работ, их объемы и экономические показатели разведки и разработки.

Сложность геологического строения месторождений устанавливается исходя из соответствующих характеристик основных залежей, заключающих основную часть (больше 70%) запасов месторождения.

как «активные» и «трудноизвлекаемые» запасы. По Закону о недрах для

разработки трудноизвлекаемых запасов могут применяться льготы по налогу на добычу полезных ископаемых.
«Активными» запасами принято характеризовать запасы, эффективно разрабатываемые при минимальных затратах, с использованием достаточно редких сеток скважин и обычных, стандартных видах техники и технологий эксплуатации. Это запасы маловязких нефтей в высокопроницаемых пластах без водонефтяных зон.

процесса и разработки залежей, увязанные на различных уровнях по площади

и разрезу, рассматриваются как своего рода элементарные тела более сложной системы. Степень элементаризации объекта обусловливается степенью его изученности, в свою очередь определяющей категорийность запасов и ресурсов. Все это в конечном счете позволяет дифференцировать способы подсчета запасов и оценки ресурсов применительно к степени изученности объектов.

от С2 до А и охватывающем запасы залежей выявленных, разведанных

и разрабатываемых. Вполне естественно, что объем и детальность научных исследований, обусловливающие достоверность геологических моделей, а также применяемые методы подсчета должны соответствовать объему фактических данных, накопленных по каждой залежи на дату подсчета. В связи с этим каждая более поздняя модель должна уточнять строение залежи за счет дальнейшей детализации исследований, позволяющей выделять все более мелкие элементарные подсчетные объекты. Тем самым с повышением степени изученности залежи усиливается дифференциация запасов, в результате чего уточняются запасы, подсчитанные ранее на основе более простых моделей залежей.

выражающаяся в изменчивости формы залегания и физических свойств коллекторов в

пределах рассматриваемого пласта (горизонта, эксплуатационного объекта). Неоднородность продуктивного пласта оказывает существенное влияние на распределение запасов нефти и газа, на характер фильтрации жидкостей и газа и соответственно на обоснование технологических решений по разработке залежей.
Изменчивость формы продуктивного пласта определяется неодинаковой его толщиной (общей и эффективной), расчлененностью, выклиниванием всего пласта и слагающих его пропластков, их литолого-фациальным замещением непроницаемыми разностями, слиянием пропластков. Изменчивость физических свойств продуктивного пласта обусловливается в первую очередь различием его коллекторских свойств (пустотности в целом и ее видов-— пористости, трещиноватости, кавернозности, а также абсолютной проницаемости}, глинистости, карбонатности. На коллекторские свойства влияют окатанность, отсортированность и упаковка зерен, извилистость и размеры поровых каналов, величина удельной поверхности. Важными свойствами пород-коллекторов являются их плотность и сжимаемость.

Бавлинского, Ново-Елховского, Арланского многопластовых месторождений в Урало-Поволжье и др. регионах

и детальное изучение продуктивных отложений показали, что нефтегазоносные пласты - это сложные по строению тела. Неоднородность пластов, как известно, играет решающую роль при разработке залежей с применением заводнения.

продуктивных пластов и горизонтов могут быть разделены на две большие

группы. Предварительную оценку показателей первой группы неоднородности объектов (литологическая, емкостная и проницаемостная) возможно производить в принципе по ограниченному числу поисково-разведочных скважин (по ним, как правило, из продуктивных интервалов разреза отбирается керн).

углеводородами, или объемную неоднородность, то представления о ней меняются сообразно

степени разбуренности объектов. Поскольку эта группа показателей неоднородности отражает, главным образом, взаиморасположение по объему залежи слоев или пластов коллекторов и непроницаемых пород, то она прежде всего обусловливает степень охвата воздействием объекта разработки и, в конечном счете, полноту извлечения нефти (М.М.Иванова и др., 1981).

Узень (по М.М.Ивановой, Т.Б.Хахаевой, 1982): 1 — скважина; 2, 3 —

зона распространения и отсутствия коллекторов; 4 — внешний контур нефтеносности; I, II, III, IV — варианты карты

были проведены на залежах №№ 5, 8, 60 и 63

Ромашкинского месторождения. Поэтапное разбуривание этих залежей сначала скважинами девонской сетки, а затем и собственной позволило выявить динамику изменения представлений о неоднородности пластов по целому ряду объектов. Получены зависимости между абсолютными и относительными параметрами, которые отражают строение залежей (объектов).

длины границ коллекторов к длине окружности, площадь которой эквивалентна площади

распространения коллекторов, позволяет судить о степени макронеоднородности пластов на различных залежах. Весьма примечательно, что даже в условиях изученности залежей по сверхплотной сетке (0,25 га/скв) сохраняется некоторая неопределенность в пространственном распространении пластов коллекторов и вероятность бурения непродуктивных скважин.

величиной запасов основных полезных ископаемых, которые слагаются из запасов выявленных

в его пределах залежей.
Особенности залегания нефти и газа в недрах требуют проведения исследований, направленных на изучение:
- флюидов основных полезных ископаемых (нефти, газа, конденсата), попутных полезных ископаемых (подземных вод), а также содержащихся в тех и других полезных компонентов;

флюидов;
- условий залегания флюидов в ловушках;
- основных особенностей залежей, определяющих

условия их разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность пластов и т. д.);
- процессов, протекающих в недрах при формировании залежей и их разработке.

или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценка их

промышленной значимости. Эти работы проводятся по лицензии на геологическое изучение недр, или совмещенной лицензии на поиски, разведку и добычу. Этот этап разделяется на стадию выявления и подготовки объектов к поисковому бурению и стадию поиска и оценки месторождений (залежи).

Закона о недрах, правовые условия поисково-разведочных работ изменились. Так как

конкурсы и выдача лицензий на разработку месторождений происходят после их предварительной оценки, но до начала детальной разведки и подготовки месторождения к разработке, оценка перешла в подстадию поисков. Иногда небольшое месторождение оценивается уже после бурения первой поисковой скважины.

месторождения (залежи).
Определение фазового состояния УВ.
Изучение физико-химических свойств УВ в пласте

и на поверхности и определение их товарных качеств;
Изучение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.
Установление типа залежи и ее параметров (эффективной толщины, пористости, нефтегазонасыщенности).
Расчет коэффициента продуктивности скважин.
Предварительная геометризация залежи и подсчет запасов по категориям С2 и С1

испытание скважин с применением метода интенсификации притоков,
ГИС,
геохимические, гидрогеологические, гидродинамические и

другие исследования скважин в процессе бурения и опробования и испытания,
детализационную скважинную и наземную (морскую) сейсморазведку.

свойств углеводородов;
определение режима залежи (водонапорный, газонапорный, растворенного газа, или гравитационный);
подсчет

запасов.

природном резервуаре.
Основную роль при разведке играет опережающее бурение эксплуатационных скважин,

особенно для изучения неоднородности залежи.

требования по комплексному изучению продуктивных отложений на месторождениях нефти и

газа в поисковых и разведочных скважинах — в процессе бурения скважин, исследования керна, проведения промыслово-геофизических, опробовательских работ и гидродинамических исследований, анализа проб нефти, газа, конденсата и подземных вод — с целью установления геологического строения залежей, подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленному освоению.

перспективных на нефть и газ отложений следует производить отбор керна

в количестве, обеспечивающем изучение изменчивости литологии и физических свойств коллекторов по площади и по разрезу и позволяющем надежно интерпретировать материалы геофизических исследований скважин. Норма отбора, выноса и детальности лабораторных исследований керна регламентируются действующей «Инструкцией по отбору, документации, обработке, хранению, сокращению и ликвидации керна скважин колонкового и разведочного бурения».

изучение керна с целью определения литологических особенностей, минерального состава и

фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивного пласта и покрышек. Наряду с коллекторскими свойствами на тех же образцах следует определять геофизические параметры для получения эталонных (петрофизических) зависимостей между геофи-зическими параметрами и коллекторскими свойствами, служащих основой интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

производится литологическое расчленение разреза, выделяются продуктивные горизонты, определяются глубины их

залегания, а также общая, эффективная нефтенасыщенная и (или) газонасыщенная толщины в пределах нефтяной, водонефтяной, газонефтяной, газовой и газоводяной зон; устанавливаются положение и абсолютные отметки ВНК, ГВК и ГНК; определяются открытая пористость, проницаемость, нефтенасыщенность;
- комплекс газогидродинамических исследований для определения фильтрационно-емкостной характеристики коллекторов, толщин продуктивных пластов, положения ВНК, ГВК и ГНК.

каждой стадии по данным более плотных сетей добывающих скважин, пробуренных

первоначально в соответствии с технологической схемой разработки нефтяного месторождения или проектом опытно-промышленных работ газового месторождения, а затем в соответствии с проектами разработки этих месторождений.
На основе такого изучения уточняются запасы залежей, планируются мероприятия по совершенствованию их разработки.

порядке должно производиться доизучение залежей в добывающих скважинах комплексом исследований,

включающим:
детальное и комплексное изучение керна с целью уточнения литолого-минералогического состава и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивного пласта и покрышек;
геофизические исследования скважин, рациональный комплекс которых определяется исходя из поставленных задач и конкретных геолого-геофизических условий;
гидродинамические исследования, уточняющие коллекторские свойства пород, положение ВНК, ГНК.

пластового давления в залежах нефти и газа, текущих и годовых

отборов нефти, газа и воды, накопленной добычи, газового фактора, обводненности продукции и других показателей разработки.
По данным бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин, а в необходимых случаях по данным доразведки уточняются геологическое строение залежей, характер изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивных пластов, качественный и количественный составы нефти, газа и конденсата, а также основные особенности залежей, от которых зависят условия их разработки, с целью перевода запасов месторождения в более высокие категории.