Классификация запасов нефти и газа, способов бурения скважин

Требования к изученности месторождений и залежей на поисковом и разведочном этапах, а также в процессе разработки определяются «Инструкцией по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов».

Этот документ обязывает соблюдать установленные этапы и стадии геологоразведочных работ, строго выполнять требования к их полноте и качеству, осуществлять рациональное комплексирование методов и технических средств разведки, своевременно проводить постадийную геолого-экономическую оценку результатов работ. Степень изученности месторождения должна обеспечивать возможность его комплексного освоения при обязательном соблюдении требований по охране окружающей среды.

Количество, система размещения и последовательность бурения разведочных скважин должны обеспечивать получение надежных данных для выявления закономерностей изменения строения продуктивных пластов, их толщин, коллекторских свойств, характера насыщения и особенностей тектонического строения месторождения. Расстояния между разведочными скважинами, необходимые для детального изучения геологического строения месторождения (залежи), обоснования подсчета запасов и подготовки объекта для промышленного освоения. Определяются размерами залежи и сложностью ее геологического строения. Для каждого месторождения на основании изучения и тщательного анализа всех имеющихся геологических и геофизических материалов обосновывается наиболее рациональная система размещения разведочных скважин.

• Для нефтегазовых и газонефтяных залежей при выборе систем расположения разведочных скважин и расстояний между ними следует учитывать необходимость оценки промышленного значения нефтяной и газовой частей этих залежей.
• В районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база для производства строительных материалов и возможные источники водоснабжения с точки зрения удовлетворения потребности будущих предприятий по добыче нефти и газа или обоснования проведения в дальнейшем специальных геологоразведочных, гидрогеологических и изыскательских работ.
• КОМПЛЕКСНОЕ ИЗУЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПОИСКОВЫХ И РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИНАХ
• Инструкция по применению Классификации запасов предусматривает требования к комплексному изучению продуктивных отложений на месторождениях нефти и газа в поисковых и разведочных скважинах – в процессе бурения скважин, исследования керна, проведения промыслово-геофизических и опробовательских работ, гидродинамических исследований, анализа проб нефти, газа, конденсата и подземных вод – с целью установления геологического строения залежей, подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленного освоению.
• Требования к бурению скважин

Бурение поисковых и разведочных скважин производится в соответствии с проектом. Бурение разведочных скважин осуществляется с учетом данных по ранее пробуренным скважинам, особенно при разведке продуктивных пластов, не выдержанных по толщине, с резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств и тектонически нарушенных.

В процессе бурения поисковых и разведочных скважин из нефтегазоносных и перспективных на нефть и газ отложений следует производить отбор керна в количестве, обеспечивающем изучение изменчивости литологии физических свойств коллекторов по площади и по разрезу и позволяющем надежно интерпретировать материалы геофизических исследований скважин. Нормы отбора, выноса и детальности лабораторных исследований керна регламентируются действующей «Инструкцией по отбору, документации, обработке, хранению и ликвидации керна скважин колонкового и разведочного бурения».

1. При необходимости практикуется бурение скважин со сплошным отбором керна по продуктивному пласту и отбором образцов пород для лабораторных исследований через 0,1 – 0,25 м толщины пласта, применение промывочных жидкостей на водной основе для повышения информативности отобранного керна и сохранения природных фильтрационно-емкостных свойств пород призабойной зоны.
2. Необходимый комплекс исследований в скважинах
3. Этот комплекс предусматривает:
4. 1)детальное и комплексное изучение керна с целью определения литологических особенностей, минерального состава и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов продуктивного пласта и покрышек. Также определяются геофизические параметры для получения эталонных (петрофизических) зависимостей между геофизическими параметрами и коллекторскими свойствами, служащих основой интерпретации материалов геофизических исследований скважин;
5. 2)рациональный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), по данным которого производится литологическое расчленение разреза, выделяются продуктивные горизонты, определяются глубины их залегания, а также общая, нефтенасыщенная, газонасыщенная толщина в пределах нефтяной, водонефтяной, газонефтяной, газовой и газоводяной зон, устанавливаются положение и абсолютные отметки ВНК, ГВК и ГНК, определяются открытая пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность;
6. 3)комплекс газогидродинамических исследований для определения фильтрационно-емкостной характеристики коллекторов, толщин продуктивных пластов, положения ВНК, ГВК и ГНК.

В скважинах при разных режимах работы проводится раздельное испытание нефте-, газо- и водонасыщенных пластов с целью установления характера их насыщения, положения ВНК, ГВК, ГНК, полной газоконденсатной характеристики, статических уровней, пластовых и забойных давлений и пластовых температур. При литологической изменчивости и большой толщине продуктивного пласта испытание производится по интервалам с различной геофизической характеристикой.

Для получения эксплуатационной характеристики продуктивного пласта каждой залежи, имеющей промышленное значение, необходимо проводить поинтервальное испытание на приток отдельных продуктивных пластов залежи, находящихся в различных частях оцениваемой площади. Для определения максимально возможных дебитов в единичных скважинах испытание ведется по всей толщине продуктивного пласта.

Наряду с указанными исследованиями в скважинах осуществляется отбор пластовых глубинных проб нефти (не менее двух в скважине), при этом необходимо определять пластовые давление и температуру.

При проведении испытаний необходимо осуществлять согласованный в установленном порядке с местными органами комплекс мероприятий по охране окружающей среды, а также утилизацию полученных продуктов.

При появлении воды в скважинах, находящихся в контуре нефтегазоносной площади, необходимо определить место притока воды и установить причины ее поступления. В разведочных скважинах с притоками подземных вод по данным опробования устанавливаются дебиты воды, температура, давление и другие показатели.

Затем выделяются водоносные горизонты с промышленными концентрациями полезных компонентов.

Согласно «Требованиям к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных ископаемых и компонентов» компоненты должны определяться в каждой пробе, если их содержание превышает определенное значение (йод – 10 мг/л, бром – 200 мг/л, оксид бора – 250 мг/л, магний – 100 мг/л, калий – 1 г/л, литий – 10 мг/л, рубидий –  3 мг/л, стронций – 300 мг/л, германий – 0,05 мг/л.

Гидродинамическая характеристика и химический состав подземных вод сопоставляются по всем месторождениям района.

На основании этого сопоставления устанавливаются направления изменения напоров и химического состава подземных вод водоносных горизонтов.

Комплексное исследование проб нефти, газа, конденсата и подземных вод

При исследовании глубинных проб нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования, определяются фракционный и групповой состав, содержание (масса, %) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы и металлов, давление насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, объем, плотность и вязкость в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости.

При исследовании глубинных проб газа (свободного и растворенного в нефти) определяются плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (мольная доля, %) метана, этана, пропана, бутанов, гелия, сероводорода, углекислого газа, азота. Состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании проб нефти до стандартных условий.

При исследовании глубинных проб конденсата определяются фракционный и групповой состав, содержание парафина, серы, плотность и вязкость при стандартных условиях, давление начала конденсации.

При изучении состава нефти и газа необходимо определить наличие и содержание компонентов, вредно воздействующих на оборудование и усложняющих добычу, транспортировку и переработку нефти и газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу, выпадение парафина, серы, солей, механических примесей и т.д.).

При анализе проб подземных вод определяются химический состав, состав растворенного газа, содержание полезных компонентов, коэффициент упругости воды, газосодержание полезных компонентов, газосодержание и т.п.

Комплексное изучение месторождений (залежей) в процессе разработки

В процессе разработки осуществляется управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к забоям скважин путем выбора систем размещения скважин, установления их числа, порядка ввода в в эксплуатацию, режима работы и регулирования баланса пластовой энергии.

В процессе разработки осуществляется более глубокое изучение залежей на каждой стадии по более плотным сеткам 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.

• Комплекс работ на месторождениях, находящихся в разработке, включает в себя:
• 1)детальное и комплексное изучение керна с целью уточнения литолого-минералогического состава и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивного пласта и покрышек;
• 2)комплекс ГИС, который определяется из конкретных геолого-геофизических условий;
• 3)гидродинамические исследования, уточняющие коллекторские свойства пород, положение ВНК, ГНК, ГВК.
• В процессе разработки также ведутся наблюдения за изменением пластового давления в залежах нефти и газа, текущих и годовых отборов нефти, газа и воды, накопленной добычи, газового фактора и других показателей разработки.
• По данным бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин уточняются геологическое строение залежей, характер изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивных пластов, качественный и количественный состав нефти, газа, конденсата и основные особенности залежей, от которых зависят условия их разработки, с целью перевода запасов месторождения в более высокие категории.
• Исследования гидродинамической связи (изменения пластового давления) нефтегазосодержащих пластов по площади и разрезу проводятся в соответствии с требованиями «Инструкции по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин».
• Объем и качество исследований обеспечивают возможность подсчета запасов нефти и газа не только объемным методом, но и методами, основанными на принципе материального баланса.
• При извлечении в процессе добычи нефти и газа попутно значительных количеств подземных вод изучение и подсчет запасов заключенных в них полезных компонентов производится с учетом требований «Инструкции по применению Классификации эксплуатационных запасов и прогнозных ресурсов подземных вод».
• ХАРАКТЕРИСТИКА ПОЛНОЙ ИЗУЧЕННОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА
• Для каждого месторождения (залежи) по данным бурения, геологических, геофизических, гидрогеологических и лабораторных исследований, испытания и исследования скважин, а также по данным разработки устанавливаются:
• 1)литолого-стратиграфический разрез продуктивных и вмещающих отложений;
• 2)тип, форма и размеры залежи; положение нефтегазонасыщенных пластов в разрезе, места слияния пластов и пропластков, их замещения и выклинивания; положение ВНК, ГНК и ГВК;
• 3)толщина продуктивных пластов и пропластков в пределах выделенных зон: общая, эффективная, нефтегазонасыщенная;
• 4)тип коллектора; литолого-минералогический и гранулометрический состав; степень окатанности и отсортированности зерен, их упаковка; состав цемента;

5)коллекторские и другие свойства продуктивного пласта: пустотность (пористость, трещиноватость, кавернозность), абсолютная проницаемость, глинистость, карбонатность, плотность пород, их сжимаемость и т.п.;

6)наряду с перечисленными в п.

2, 3, 5 параметрами неоднородности продуктивных пластов рассчитываются статистические показатели неоднородности в границах эксплуатационного объекта: объемы выборок, интервалы изменения, средние квадратические отклонения, коэффициенты вариации значений общей и нефтегазонасыщенной толщин, пустотности, абсолютной проницаемости, песчанистости разреза, расчлененности пластов, энтропии расчлененности;

7)нефтегазонасыщенность начальная и остаточная;

8)характеристика пород-покрышек: вещественный состав, пустотность, проницаемость и т.д.;

1. 9)состав и физико-химические свойства нефти, газа, конденсата:
2. пластовой нефти: давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, усадка, сжимаемость;
3. нефти, дегазированной способом дифференциального разгазирования до стандартных условий: плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температура начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином; процентное содержание нефти парафином, асфальтенов, силикагелевых смол, серы; фракционный и компонентный состав;
4. газа: компонентный состав; плотность по воздуху и абсолютная сжимаемость;
5. конденсата: усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата; компонентный и углеводородный состав, содержание серы, парафина, смол;
6. 10)основные особенности залежи, от которых зависят условия ее разработки: пластовые давление и температура; дебиты нефти, газа и конденсата; режим работы, продуктивность скважин; фазовые проницаемости, гидропроводность, смачиваемость (гидрофильность и гидрофобность) пород; коэффициент вытеснения;
7. 11)гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия.
8. Для залежей с повышенной вязкостью нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки с применением теплофизических и термохимических методов, должны быть определены средние значения коэффициента теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и жидкости (раздельно).

Источник: http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/384-trebovaniya-instruktsii-po-primeneniyu-klassifikatsii-zapasov-k-izuchennosti-mestorozhdenij-i-zalezhej

Запасы нефти и газа. Классификация

ИА Neftegaz.RU. С 1 января 2012 года в РФ действуют следующая классификация запасов нефти и газа (приказ МПР от 1 ноября 2005 г. № 298), основывающаяся на показателях геологической изученности и степени промышленного освоения.

• Классификация по категориям:
• Запасы:
• А (достоверные)
• В (установленные)
• С1 (оцененные)
• С2 (предполагаемые)
• Ресурсы:
• D1 (локализованные)
• D2 (перспективные)
• D3 (прогнозные)
• Приказом МПР РФ от 7 марта 1997 г № 40, запасы категорий A, B, C1 и C2 — определялись по степени разведанности, прогнозные ресурсы категорий P1, P2 и P3 — по степени обоснованности.

Запасы — весовое количество нефти и газового конденсата или объемное количество газа на дату подсчета в установленной залежи, приведенные к поверхностным условиям. На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисково-разведочных работах и разработке залежей на дату подсчета, а также применяемые методы подсчета.

1. Балансовые запасы — запасы, разработка которых в настоящее время экономически целесообразна.
2. Забалансовые запасы — запасы, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.
3. Запасы категории А — запасы залежи, подсчитываемые в процессе ее разработки, изученные с детальностью, обеспечивающей полное определение формы и размеров залежи, эффективной нефтегазонасыщенной мощности, характера изменения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности продуктивных пластов, качественного и количественного составов нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов и других параметров, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки: режим работы залежи, давление, гидро- и пьезопроводность, коэффициент продуктивности скважин и др.
4. Запасы категории В — запасы залежи :
5. — с нефтегазоносностью, установленной на основании промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках и наличия благоприятных промыслово-геофизических данных и керна;
6. — приближенно, но в степени, достаточной для проектирования разработки залежи изучены форма и размеры залежи, эффективная нефтегазонасыщенная мощность, характер изменения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов, основные особенности, определяющие условия разработки залежи;
7. — детально изучены: состав нефти, газа, сопутствующих компонентов в пластовых и поверхностных условиях;
8. — проведена пробная эксплуатация отдельных скважин по нефтяной залежи;
9. — установлено отсутствие нефтяной оторочки или определена ее промышленная ценность по газовой залежи.
10. Запасы категории C1 — запасы залежи, в которой:
11. — нефтегазоносность установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в отдельных скважинах и благоприятных промыслово-геофизических данных в ряде других скважин;
12. — условия залегания нефти или горючих газов установлены проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований,
13. — коллекторские свойства продуктивных пластов и другие параметры изучены по отдельным скважинам или приняты по аналогии с более изученной частью залежи и соседними разведанными месторождениями.
14. Запасы категории С2 — запасы нефти и газа, наличие которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных в отдельных неразведанных полях, тектонических блоках и пластах изученных месторождений, и запасы в новых структурах, оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований в пределах нефтегазоносных районов.
15. Промышленные запасы — извлекаемые запасы залежи категорий А+В+С1.
16. Разведанные запасы -балансовые и забалансовые запасы категории A+B+C1 по залежи, находящейся в разработке пли подготовленной для промышленного освоения.
17. Ресурсы
18. Ресурсы нефти, горючих газов, конденсата (группа D) — весовое количество нефти и газового конденсата или объемное количество газа на дату оценки в возможных залежах регионально продуктивных литолого-стратиграфических комплексов па перспективных структурах и прогнозных территориях, приведенные к поверхностным условиям.
19. Прогнозные ресурсы подгруппы D1 -ресурсы, содержащиеся в возможных залежах литолого-стратиграфических комплексов с доказанной нефтегазоносностью на прогнозной территории — на структурах I порядка, используемые для обоснования наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ и прироста запасов нефти на предстоящие 5 лет и на перспективу (10 -15 лет), а также для обоснования долгосрочных схем развития добычи нефти, газа и газового конденсата.
20. Прогнозные ресурсы подгруппы D2 -ресурсы, содержащиеся в возможных залежах литолого-стратиграфических комплексов, нефтегазоносность которых доказана на структурах I порядка, сходных с прогнозными, используемые при планировании региональных работ и выборе направлений ранних этапов поисков.
21. По мнению экспертов новая классификация завышает объем экономически эффективных извлекаемых запасов.
22. Мейджоры нередко проводят аудит запасов по PRMS, и полученные данные обычно оказываются примерно на 30% меньше, чем в рамках российской классификации.
23. По требованию американской Комиссии по биржам и ценным бумагам в отрасли применяется еще одна методика — SEC.
24. Классификация месторождений по сложности геологического строения и величине запасов

1 группа. Месторождения (залежи) простого внутреннего строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами; продуктивные нефте-или газонасыщенные пласты представлены коллекторами порового типа и характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.

2 группа. Месторождения (залежи) сложного строения; продуктивные нефте- или газонасыщенные, в отдельных случаях с нефтяной оторочкой пласты представлены коллекторами в основном порового типа и характеризуются невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу, наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений.

3 группа. Месторождения (залежи) очень сложного строения, характеризующиеся варьирующими по площади ВНК и ГНК, наличием или литологических замещений, или тектонических нарушений, или очень изменчивых толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных в основном коллекторами с вторичной пустотностью.

• При отнесении месторождений (залежей) к той или иной группе сложности геологического строения могут использоваться количественные критерии показателей неоднородности продуктивных пластов.
• Классификация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа:
• уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м3 газа;
• очень крупные — от 100 до 300 млн т нефти или от 100 до 500 млрд м3 газа;
• крупные — от 30 до 100 млн т нефти или от 30 до 100 млрд м3 газа;
• средние — от 10 до 30 млн т нефти или от 10 до 30 млрд м3 газа;
• мелкие — от 1 до 10 млн т нефти или от 1 до 10 млрд м3 газа;
• очень мелкие — менее 1 млн т нефти или менее 1 млрд м3 газа.
• Классификация месторождений по степени их изученности:
• — разрабатываемые;
• — разведанные (подготовленные для промышленного освоения);
• — предварительно оцененные.

Разрабатываемые — месторождения (залежи) нефти и газа, полностью или частично разбуренные эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с технологической схемой или проектом промышленной (для газа — опытно-промышленной) разработки.

Детальность изучения залежей обеспечивает полное определение количественных и качественных характеристик, а также продуктивности выявленных пластов и позволяет квалифицировать запасы разбуренных участков месторождения по категориям А или В (для очень мелких месторождений — С2).

1. Разведанные — месторождения (залежи), добывные возможности которых, запасы, качество нефти, газа, газового конденсата и содержащихся в них компонентов, гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия разработки изучены в процессе разведочных работ с полнотой, достаточной для достоверного технико-экономического обоснования решения о порядке и условиях их вовлечения в промышленное освоение, а также о проектировании на их базе добывающего предприятия (промысла).
2. Разведанные месторождения (залежи) по степени изученности должны удовлетворять следующим требованиям:
3. установлены площадь, структура (модель ловушки), строение месторождения и закономерности изменения количественных и качественных характеристик продуктивных пластов (залежей) в его разрезе и плане;
4. число и положение нефтяных и газовых залежей в структуре месторождения, высотное положение контактов (ГНК, ВНК, ГВК) надежно установлены опробованием и геофизическими методами, достоверность которых доказана для условий рассматриваемого месторождения;
5. подсчетные параметры определены с применением современных методик по данным адекватного для района комплекса ГИС, обеспеченного надежной петрофизической основой;
6. состав и технологические свойства нефти, газа, конденсата и содержащиеся в них компоненты, имеющие промышленное значение, изучены в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных для проектирования их добычи и переработки;
7. гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия обеспечивают получение количественных данных для обустройства промысла;
8. основные параметры залежей — продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность — изучены с детальностью,обеспечивающей составление технологической схемы разработки месторождения;
9. достоверность данных о добывных возможностях (промысловых характеристиках) залежей подтверждена (на месторождениях 2-й и 3-й групп сложности) данными пробной или опытно-промышленной эксплуатации;
10. параметры для подсчета геологических запасов (минимальная эффективная толщина пластов, минимальные пористость и проницаемость коллекторов, коэффициенты извлечения нефти, конденсата и др.) установлены на основании подтвержденных государственной экспертизой повариантных технико-экономических расчетов, позволяющих определить масштабы и промышленную значимость месторождения с необходимой степенью достоверности;
11. детальность изучения геологического строения месторождения (залежи) обеспечивает возможность квалификации не менее 80 % его запасов по категории С1 **;
12. рассмотрено возможное влияние разработки месторождения на окружающую среду и даны рекомендации по предотвращению или снижению прогнозируемого уровня отрицательных экологических последствий.
13. Предварительно оцененные — месторождения (залежи), запасы и добывные возможности которых, качество нефти и газа, гидрогеологические, геокриологические, экономические, экологические и другие условия разработки изучены в степени, позволяющей обосновать целесообразность дальнейшей их разведки и разработки с использованием аналогий с другими разрабатываемыми или разведанными объектами в данном районе или более изученными залежами данного месторождения.
14. Запасы таких месторождений (залежей) по степени изученности квалифицируются обычно по категории С2 и служат основанием для проектирования на их базе дальнейших разведочных работ и частично опытно-промышленной разработки.

Источник: https://neftegaz.ru/tech-library/geologorazvedka-i-geologorazvedochnoe-oborudovanie/141927-zapasy-nefti-i-gaza-klassifikatsiya/

Материковая добыча нефти

Взрывные методы перфорации

Гидропескоструйная перфорация

Скважина — цилиндрическая горная выработка пространственной ориентации, диаметр которой существенно меньше ее длины, предназначенная для сообщения продуктивного горизонта с земной поверхностью.

Нефтяная или газовая скважина — это приблизительно цилиндрическое сооружение в глубь Земли, включающее преимущественно вертикальную или наклонную горную выработку в непродуктивной зоне пород и соединенную с ней выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных труб и цементных оболочек и фильтр, обеспечивающий надежную гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом.

Скважина создается последовательным разрушением горных пород и извлечением их на поверхность. Начало скважины называется устьем, дно скважины — забоем. Диаметр скважины находится в пределах 59… 1000 мм.

При обычном бурении разрушается вся масса породы.

При бурении с отбором внутреннего столбика породы (керна) разрушается только кольцевое пространство у стенок скважины, а керн извлекается в неразрушенном состоянии для изучения геологического строения месторождения.

Классификация и назначение скважин

Целевое назначение скважин может быть различным. Все скважины, бурящиеся в целях региональных исследований, поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, подразделяются на следующие категории:

1. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакоплений, с целью выбора наиболее перспективных направлений геолого-разведочных работ на нефть и газ.
2. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для детальных геологических работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.
3. Структурные скважины бурят для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей (антиклинальные складки, зоны экранирования, выклинивания и т.д.). По полученным в результате бурения структурных скважин данным определяют элементы залегания пластов (тектонику, стратиграфию и литологию) в различных точках и составляют профили данной площади.
4. Поисковые скважины бурят на площадях, подготовленных геолого-поисковыми работами (геологической съемкой, структурным бурением, геофизическими и геохимическими исследованиями или комплексом этих методов) с целью установления нефтегазоносности.
5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоностью для оконтуривания месторождения, подсчета запасов и подготовки его к разработке.
6. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные (для оценки коллекторов продуктивных горизонтов), добывающие (добычные), нагнетательные (для закачки в продуктивные горизонты воды, воздуха или газа с целью поддержания пластового давления и удлинения периода естественного фонтанирования) и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины. К этой же категории относят скважины, предназначенные для термовоздействия на пласт при разработке месторождений с высоковязкими нефтями.
7. Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

Бурение скважин применяется не только в нефтяной и газовой промышленности.

Скважины бурятся также в целях разведки и добычи других полезных ископаемых, водоснабжения населенных пунктов, тушения подземных пожаров, газификации углей, вентиляции шахт, замораживания грунта при проходке шахт, исследования грунтов на месте предполагаемого возведения различных промышленных и гражданских сооружений и т.п.

Взрывные методы перфорации

Гидропескоструйная перфорация

Источник: http://proofoil.ru/Oilproduction/Borewell1.html