Регулирование процесса разработки залежей

Этап: промышленная эксплуатация

- Тех. схема разработки (на период разбуривания месторождения).

В данном документе решаются задачи:

- выделение объектов;

- расстановка фонда скважин на полное развитие.

Основное условие для составления тех. схемы – это выполнение пересчета запасов иТЭО КИН с представлением в ГКЗ РФ. (После утверждения тех. схемы составляется проект обустройства в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышл. нефтепроводов и их техн. характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства ведется строительство объектов сбора, транспорта, инфраструктуры и др.)

- Дополнение к тех. схеме;

- Проект разработки (после разбуривания фонда скважин на 70 %);

- Дополнение к проекту разработки;

- Проект доразработки (уточненный проект разработки) (отобрано ≥ 80 % НИЗ);

- Авторский надзор за реализацией проектного документа.

Проектные документы составляются специализированными организациями, не требуют

лицензирования. Но обязательно рассмотрение и согласование работы в ЦКР Роснедра.

Ресурс - это то, что характеризуется величиной и категорией,

К запасам - относятся ресурсы высокой категории.

10. На какие группы подразделяются методы регулирования?

Методы регулирования делятся на две группы:

1. Без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин;

2. Путем частичного изменения системы воздействия и добуривания новых скважин (БС).

К первой группе относятся:

а) Увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, ГРП, кислотные обработки, применение поверхностно-активных веществ, пен и др.). Все модификации обработок, разных составов желательно, сначала испытать в лабораторных условиях.

Гидродинамически совершенная скважина, в которой пласт вскрыт на всю мощность и забой открыт, так что флюид может свободно притекать через всю поверхность её стенок.

При течении продукции в такую скважину фильтрационные сопротивления обусловлены только характеристикой продуктивного пласта и являются минимально возможными.

На практике большинство скважин являются гидродинамически несовершенными.

б) Изоляция или ограничения водопритока в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных «экранов» с применением химреагентов).

в) В сильно неоднородных и трещиноватых коллекторах – выравнивание или ограничение профиля притока или закачки, селективная изоляция с помощью химреагентов, пен, механических добавок, закачка воздуха и газа, закачка загущенной воды).

г) Изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, форсированный отбор жидкости).

д) Изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, периодическая закачка).

е) Применение на многопластовых месторождениях:

Одновременно-раздельной добычи (ОРД) – в транзитных скважинах с целью уплотнения добывающего фонда скважин в низкопродуктивных, слабодренируемых участках или пластах.

Одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) – с целью усиления системы ППД на более низкопроницаемых участках или участках, где недостаточное воздействие в силу геологических причин (выклинивание и замещение коллекторов).

ж) Изменение направления фильтрационных потоков.

Ко второй группе относятся:

а) Добуривание эксплуатационных скважин, предусмотренных проектным документом.

б) Приближение фронта нагнетания путем добуривания новых скважин или перевод под нагнетание добывающие скважины.

в) Бурение боковых стволов.

г) Совершенствование существующей системы заводнения (преобразование рядной в блочную, организация очагового заводнения, девятиточечную в пятиточечную и т.п.).

Вопросы 11,12 смотри вопрос 10

Виды геологической неоднородности и их влияние на выработку запасов?

Смотри вопросы 5 и 7.

Описать процесс изменения реализуемых систем разработки?

Критерии применимости нестационарного циклического заводнения?

ВЫВОДЫ по разделу

1. Анализ эффективности изменения фильтрационных потоков показал, что наилучший эффект от этого мероприятия наблюдается в первой трети общей продолжительности основного срока разработки месторождения.

2. На поздней стадии при высокой обводненности добываемой продукции, целесообразно регулировать за счет временной остановки нагнетательных и вывода из эксплуатации высокообводненных добывающих скважин.

Регулирование процесса разработки залежей

1. Что понимается под «процессом регулирования»?

Процесс регулирования – проведение комплекса мероприятий (ГТМ), обеспечивающих поддержание определенного заданного режима.

Если принять, что в проектных документах режим процесса установлен оптимальным, то вроде бы нет особых трудностей с регулированием процесса разработки – нужно лишь проводить систематический контроль за параметрами процесса и соответствующим образом осуществлять поддержание данного режима.

На практике это осложнено рядом обстоятельств:

1. Пласт (объект) неоднороден и характер неоднородности устанавливается весьма приближенно, особенно в первых проектных документах, сам процесс разработки схематизируется и в известной части идеализируется как некий целый для залежи или зоны, в действительности каждый элемент и скважина работают с некоторыми отступлениями от среднего, что выявляется лишь в процессе эксплуатации.

2. По разным причинам может отсутствовать полностью или частично систематическое проведения контроля (например: за изменением характера насыщения однопластовых месторождений, поскольку все скважины перфорированы), что затрудняет представление о состоянии.

3. Может оказаться, что нет возможности поддерживать установленный режим из-за нарушений режима воздействия на пласт, экран тектонический или литологический со стороны нагнетательной скважины, либо отсутствие технических возможностей осуществления: монолитный пласт с подошвенной водой и анизотропией пласта близкой к 1, а также залежи с газовой шапкой (проблема – конусообразование).

4. установленный в проектном документе режим может оказаться неоптимальным из-за ошибок в проектировании или изменений требований, предъявляемых к объекту разработки.

На начальной стадии разработки вопросы регулирования не представляют особой сложности, то на стадии высокой обводненности они приобретают большую сложность и ответственность, т.к. неправильное решение неизбежно приведет к ухудшению показателей разработки (ГРП в обширных ВНЗ с небольшим или отсутствием экрана от воды и низкой начальной нефтенасыщенностью).

Перед регулированием ставится задача не коренного изменения системы разработки и воздействия, а выработка мероприятий, обеспечивающих оптимальный ход процесса, в рамках запроектированной системы разработки.

2. Какой режим процесса разработки залежей можно назвать оптимальным?

Это соотношение дебита к забойному давлению, при котором мы получим постоянный приток со скважины соответствующий проектным документам и не влияющий, не изменяющий свойства скважины и пласта

При котором соблюдаются указания, режимы, условия проектных документов, где нужно лишь проводить систематический контроль за параметрами процесса и соответствующим образом осуществлять поддержание данного режима.

Процесс разработки – это управление совокупностью технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов.

Залежи ­­­– это естественное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород.

Ловушка — это часть природного резервуара, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие её экранирования относительно непроницаемыми породами.

3. Чем обусловлена необходимость в регулировании процесса разработки залежей?

Это обусловлено несоответствием текущих показателей разработки залежей проектным (например: снижение объёмов добычи нефти, низкий уровень заводнения скважин, высокая обводненность скважин,ошибки в проектировании или изменение требований предъявляемых к объекту разработки ). Задача процесса регулирования не коренное изменения системы разработки и воздействия, а выработка мероприятий, обеспечивающих оптимальный ход процесса, в рамках запроектированной системы разработки.

4. Определение и классификация (вид) – залежь УВС, скважина, проектный документ на разработку месторождений, нефтеотдача, гидропроводность, пьезопроводность?

Залежи УВС - это естественное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород.

Виды залежей определяют по типу ловушки к ним относятся пластово-сводовые, массивные, экранированные. Виды экранов – выклинивание пласта, замещение коллектора, тектоническое нарушение.

Пластовые сводовые залежи контролируются сводовыми изгибами пластового резервуара, форма которых определяет форму залежи, они связаны с антиклинальными складками и куполовидными поднятиями самого разнообразного вида. В сводовых залежах вода, подстилающая скопления нефти и газа, замыкает это скопление со всех сторон.

Пластово–экранированные залежи, образовавшиеся вследствие срезания природного резервуара плотным экраном на пути движения флюидов вверх по восстанию пласта. Это могут быть поверхности тектонических нарушений, стратиграфических нарушений, литологических замещений. В связи с этим выделяют: а) тектонически, б) стратиграфически, в) литологически, г) экранированные залежи.

а) Тектонически-экранированные залежи образующееся если в следствии дизъюнктивных дислокаций прир.резервуар начинает контактировать с непроницаемыми породами. Наиболее распространены в складчатых обл-ях. Разрывные нарушения могут разбивать пластово-сводовые залежи, тогда их наз. комбинированными.

б) Стратиграфически-экранированная залежь приурочена к ловушкам, формирование которых связано с несогласным перекрытием пластов более молодыми плохо проницаемыми породами. Ухудшение коллекторских. свойств при развитии процессов минералообраз-я в полостном пространстве в рез-те циркуляции воды.

в) Литологически-экранированные залежи приурочены к ловушкам, экранами которых служит литологич замещение и выклинивание коллекторов. Особенностью таких ловушек явл-ся ухудшение пористости и проницаемости коллекторов по мере приближения к пов-ти выклинивания. Они возникают в прибрежно-морских толщах в условиях частого изменения уровня моря.

Массивные залежи связаны с природными резервуарами, ограниченные непроницаемой покрышкой только сверху. Движение флюидов происходит преимущественно в верхнем направлении. Отличительная черта массивной залежи - гидродинамическая связь всех частей залежи. В кровле такие залежи ограничиваются непроницаемыми породами, а в подошве - водой, заполняющей большую часть природного резервуара; при этом водонефтяной или газоводяной контакт разделяет массив по всей площади залежи независимо от характера напластования пород. Среди массивных различают залежи: а) в структурном выступе; б) в эрозионном выступе: в) в биогенном выступе.

Проектный документ на разработку месторождений –это свод геологических и технологических решений, указаний и др. информации на освоение месторождения, залежи и дальнейшей его разработки в соответствии с определенными лицензией на пользование участком недр и законодательством РФ. Проектные решения должны быть основаны на имеющейся геологической и иной информации о недрах, в том числе на результатах расчетов технологических показателей разработки. Виды проектных документов:- проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) и дополнения к нему; - технологическая схема разработки месторождения и дополнения к ней; - технологический проект разработки месторождения и дополнения к нему.

Основным содержанием проекта пробной эксплуатации является программа работ по изучению месторождения в целях получения всей необходимой информации для составления технологической схемы разработки.

Основные задачи пробной эксплуатации:

- реализация программы доразведки месторождения и исследовательских работ;

- оценка добывных возможностей эксплуатационных объектов;

- определение перспектив добычи углеводородов;

- оценка перспектив использования попутного газа и других сопутствующих компонентов.

Проект пробной эксплуатации служит основанием для своевременного оформления разрешительных документов на право ведения разработки на лицензионном участке недр, проектирования и строительства объектов промыслового обустройства.

Технологическая схема разработкиявляется проектным документом, определяющим систему разработки месторождения на период его разбуривания.

В технологической схеме рассматривают мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, газовыми, тепловыми методами, рекомендуют мероприятия по достижению установленного норматива использования попутного газа. Коэффициенты извлечения УВС, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению по результатам разработки месторождений.

Технологический проект разработки месторождения составляют после завершения бурения не менее 70% скважин основного фонда по технологической схеме разработки.

В проекте разработки анализируют осуществляемую систему разработки и предлагают мероприятия, направленные на достижение максимально возможного экономически целесообразного КИН и установленного норматива использования попутного газа.

Дополнения к проектным документам составляют в случаях существенного отличия геологического строения эксплуатационных объектов, несовпадения условий реализации систем разработки, более низкой эффективности технологий извлечения УВС по сравнению с принятыми в утвержденных проектных документах. В дополнениях анализируют выполнение проектного документа за рассматриваемый отчетный период, обосновывают необходимость изменения условий разработки, уточнения проектных решений и технологических показателей.

Исходная информация для составления проектных документов на разработку месторождений:

- данные разведки, подсчета запасов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков;

- требования технического задания на проектирование;

- лицензия на пользование участком недр;

- техническое задание на проектирование;

- составленные ранее проектные документы и протоколы их рассмотрения;

- результаты сейсмических, геофизических и промысловых исследований скважин и пластов;

- результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин;

- отчеты по подсчету запасов УВС и результаты их экспертизы;

- ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения;

- результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

- результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты;

- гидрогеологические, инженерно-геологические условия, включая геокриологические условия в районах распространения многолетне-мерзлых пород;

- средние фактические по компании за предыдущий год цены и доли реализации углеводородов на внешнем и внутреннем рынках; исходная информация по капитальным и эксплуатационным затратам, подготовленная недропользователем (нефтедобывающим предприятием).

В проектных документах обосновывают следующие положения:

- выделение эксплуатационных объектов;

- системы размещения и плотности сеток скважин, а также уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачка в них вытесняющих агентов по годам;

- выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей и др.;

- мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению гидродинамических, физико-химических, газовых, тепловых методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа;

- опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;

- мероприятия по обеспечению установленного норматива использования попутного газа;

- требования к конструкции скважин, рекомендации по их проводке, заканчиванию и освоению;

- требования к способам подъема жидкости из скважин;

- рекомендации по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

- основные требования к системам сбора и подготовки нефти;

- основные требования к системам поддержания пластового давления;

- объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения;

- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

- рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин.

Нефтеотда́ча — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. Достигаемые КИН варьируются от 0,09 до 0,75 (9—75 %); средний КИН в мире составляет около 0,3 — 0,35 (оценка 2006 года). Нефтеотдача — характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки месторождения. Повышение нефтеотдачи - это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет три основных свойства: пористость, проницаемость и трещиноватость. Если на первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) человек не в силах повлиять, то на проницаемость и трещиноватость можно повлиять несколькими способами. (ГРП, заводнение.)

Гидропроводность- это способность пласта коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры (способность пласта-коллектора пропускать газ называется проводимостью). Гидропроводность - комплексная характеристика пласта, вычисляется по формуле:

где: k - проницаемость горных пород; h - толщина пласта; µ - вязкость жидкости, насыщающей поры пласта.

Гидропроводность определяется также при проведении гидродинамических исследований пластов и скважин. Используется в расчетах по определению показателей разработки месторождений, составлении технологических проектов. Изменяется от десятков до десятков тысяч м3 1/Н•с.

Пьезопроводность – это способность среды передавать давление. В случае несжимаемой среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта скважинами, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности.

КОЭФФИЦИЕНТ ПЬЕЗОПРОВОДНОСТИ ПЛАСТА (а2) — служит основной характеристикой процессов перераспределения пластовых давлений — определяет темпы изменения пластового давления: , где ; K— коэф. проницаемости пласта; β* — коэф. упругости пласта; μ — динамическая вязкость жидкости; кф — коэф. фильтрации пласта; γ — вес единицы объема жидкости; К — динамический коэф. фильтрации. Единица измерения: см²/с.

5. Виды геологической неоднородности, характер этой неоднородности?

Если проницаемость и пористость пласта неодинаковы в различных точках, то пласт называется неоднородным.

В пластах-коллекторах нефти и газа выделяют следующие основные виды макронеоднородности:

1. Слоистая неоднородность, когда пласт разделяется по толщине на несколько слоев, в каждом из которых проницаемость в среднем постоянна, но отлична от проницаемости соседних слоев. Такие пласты называют также неоднородными по толщине. Границы раздела между слоями с различными проницаемостями считают обычно плоским. Таким образом, в модели слоистой пористой среды предполагается, что проницаемость меняется только по толщине пласта и является кусочно-постоянной функцией вертикальной координаты.

2. Зональная неоднородность, при которой пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

Микронеоднородность– это изменчивость коллекторских свойств среды (пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также фациально – литологических свойств, таких как глинистость, карбонатность, степень цементации, гранулометрический и минеральный состав зерен, структура порового пространства).

Макронеоднородность – это пространственное распределение коллекторов и не коллекторов внутри продуктивного горизонта. характеризуется в разрезе чередованием пород коллекторов с практически непроницаемыми породами. На границе этих разностей основные параметры продуктивных пластов будут изменяться резко и скачкообразно.

6. Охарактеризуйте монолитный пласт, неоднородный пласт?

Монолитный пласт- это пласт обладающий хорошими коллекторскими свойствами (проницаемость, пористость.) Монолитные пласты так же, как и расчлененные, обводняются нагнетаемыми и краевыми водами неравномерно по толщине. Это приводит к оставлению нефти в отдельных пропластках и в кровельной части пласта даже при полном обводнении продукции скважин. Для монолитных пластов, при наличии изменения фильтрационных характеристик по разрезу целесообразно применение технологий селективной изоляции. Это позволит как снизить обводненность добываемой продукции, так и подключить в работу неработающие или слабо работающие интервалы пласта. В монолитных пластах плотности сетки скважин на нефтеотдачу оказывает несущественное влияние, а в расчлененных пластах значительное.

Пласт считается неоднородным, если проницаемость и пористость пласта неодинаковы в различных точках. Неоднородность пласта по проницаемости приводит к тому, что хорошо проницаемые зоны разрабатываются более высокими темпами. Малопроницаемые зоны отстают в темпах разработки, в результате чего на поздних стадиях приток нефти происходит из плохо проницаемых зон и пропластков, а по высокопроницаемым поступает, главным образом, вода.

Помимо неоднородности на различие скорости выработки запасов отдельных зон оказывает влияние степени активности системы заводнения (ППД). Поэтому одним из основных принципов регулирования является создание по проблемным зонам, блокам с более низкими темпами отбора более активной системы заводнения.

Необходимо отметить, что зоны с низким темпом отбора – зоны низкопроницаемые, со сложной реологией, по ним отмечается и низкая приемистость нагнетательных скважин. Следовательно, регулирование разработки сводится к избирательному воздействию на менее проницаемые участки. В практике на первое место выступает экономическая целесообразность скважин, скважины с низким темпом отбора могут быть не рентабельны.

На практике, на многопластовых, многообъектных месторождениях альтернативой могут быть транзитные нагнетательные скважины, проходящие через подобную зону – возможно применение комплекса оборудования для ОРЗ. Таким образом, дифференциальное усиление системы заводнения позволит увеличить КИН и сократить добычу попутно отбираемой воды.

7. Влияние геологической неоднородности пласта, принятой в проектном документе, на фактические показатели разработки?

Изучение геологической неоднородности пластов тесно связано с исследованием коллекторских свойств слагающих их пород, данные о которых необходимы на стадии как проектирования, так и анализа и регулирования разработки нефтяных месторождений. Без знаний коллекторских свойств пород невозможно составить не один проект разработки или подсчитать запасы углеводородов. Это необходимо дляэффективной эксплуатации и регулирования разработки нефтяных залежей.Геологическая неоднородность пласта, принятая в проектном документе может показать нам по факту какая система разработки необходима на конкретном участке, ее усложненность из-за особенностей гео. строения пласта, какая должна быть величина доб.фонда скважин, какую нужно применить систему заводнения, сможем ли достичь конечный КИН и в конце экономическую целесообразность.

Микронеоднородность позволяет решать ряд практических задач разведки и разработки нефтяных и газовых залежей˸

1) оценивать погрешность определения средних значений геолого физических свойств;

2) определять предельные значения параметров продуктивных пород (предел коллектор - неколлектор);

3) прогнозировать темп обводнения скважин и возможный коэффициент охвата пластов.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи:

1) выявлять форму сложного геологического тела, служащего вместилищем нефти или газа в пределах пласта;

2) выявлять участки отсутствия коллекторов и участки повышенной их мощности, возникающей в результате слияния прослоев;

3) обосновывать местоположение рядов добывающих и нагнетательных скважин при проектировании разработки;

4) выявлять участки затрудненного и активного подъема ВНК;

5) выявлять места перетока нефти и газа из одного пласта в другой при разработке залежей;

6) прогнозировать степень охвата залежи разработкой.

Коэффициент относительной песчанистости К_ппредставляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины, т. е.

Коэффициент расчлененности К_р определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор

,где - число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор.

Под коэффициентом литологической связанности или слияния К_с понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности. По данным работы[1], этот коэффициент предлагается вычислять по формуле:

,где - площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; - общая площадь залежи; - среднее максимальное число песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе данного пласта (горизонта).

8. Причины осложняющие процесс разработки залежей?

Причинами осложнения процессов разработки залежей являются:отложения в призабойной зоне пласта(загрязнение), кривизна и профиль скважины, отложения солей в промысловом оборудовании, АСПО, гидратов углеводородов; вынос механических примесей и коррозия оборудования.Также причинами осложнений могут быть: недостаточный зазор между аппаратом и стенкой колонны или стволом скважины; сужение ствола из-за выпучивания пород; наличие каверн в породе; наличие выступов в соединениях труб и на внутренней поверхности их стенок ( заусенцы, застрявшие пули); деформация труб; большая кривизна скважины; неполноценные проработка и промывка скважины; наличие цементной корки на внутренней поверхности труб; скопление шлама и остатков ранее использованных аппаратов в скважине; утяжеленный и вязкий раствор; неточное измерение длины кабеля или колонны труб и в результате - установка аппарата не на заданной глубине; спуск кабеля без достаточного натяжения, отсутствие контроля за движением аппарата и, как следствие, образование скруток ( жучков, петель) на кабеле, остановка аппарата вне заданного интервала

9. Стадии разработки месторождений. Принятие решений по регулированию процесса разработки на различных стадиях?

Основные этапы:

1 этап: поиск месторождения. На этом этапе составляется и реализуется «Проект поискового бурения», который составляется на площадь с выявленной ловушкой и перспективными ресурсами категории С3. Намечается проведение сейсмики, бурение одной или нескольких поисковых скважин, отбор керна, флюидов, испытания с целью обнаружения залежей нефти и/или газа и открытия месторождения.

2 этап: разведка месторождения. Месторождение открыто, если на площади в скважине получен промышленный приток нефти и/или газа. На этом заканчивается этап поиска.

После открытия м-ния составляется «Проект разведочного бурения», с целью разведки и уточнения геологического строения пластов месторождения. Может составляться еще «Проект доразведки». Этап разведки закончен, когда на Госбаланс РФ поставлены запасы категорий С1 и С2. Но доразведка месторождения продолжается, пока на месторождении имеются запасы категории С2.

3 этап:подготовка к промышленной эксплуатации

- Проект (план) пробной эксплуатации разведочной(ых) скважин;

- Проект пробной эксплуатации (на 3 года);

Основные условия для составления ППЭ – это наличие на Госбалансе РФ запасов нефти и/или газа категории С1 и С2. Основная цель - оценка добывных возможностей скважин и

пластов.

Рис.2.1. Схема разведки месторождения

В данных документах решаются задачи:

- выбор первоочередного участка; - сетка скважин, система воздействия;

--количество первоочередных скважин; - программа НИР и доразведки;

- оценка добычи на полное развитие.