Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин
.pdf
Рис. 1.3. Виды тектонических нарушений с разрывами и сдвигами:
à − сброс; á − взброс; в − тектонический разрыв антиклинальной складки
стояние между кровлей и подошвой), горизонтальную (расстояние между кровлей и подошвой по горизонтали) и вертикальную (расстояние между кровлей и подошвой по вертикали) мощности пластов.
Тектонические движения земной коры привели к образованию складок пластов, их разрывам, разломам и смещениям по плоскостям нарушений.
Различают складки в виде синклинали, антиклинали (см. рис. 1.1) и моноклинали (рис. 1.2). Синклиналь − это складка, обращенная выпуклостью вниз к центру Земли, в ядре которой более «молодые» породы, чем по краям. Антиклиналь − это складка, обращенная выпуклостью к поверхности Земли, в ядре которой находятся более древние породы. Последовательно расположенные антиклиналь и синклиналь образуют полную складку.
Синклиналь и антиклиналь имеют крылья − боковые части складки, замок − линия перегиба складки (у антиклинали называется седлом, а у синклинали − мульдой). Угол между крыльями называют углом складки. Если у складки только одно крыло, то ее называют моноклиналью (см. рис. 1.2).
Разрывы земной коры также привели к возникновению разных структурных образований пластов. Если в процессе разрыва одна часть пластов
8
опустилась, а другая осталась на месте, такое образование называют сбросом (рис. 1.3, à). Если же одна часть пластов поднялась, а другая осталась на месте, то это образование называют взбросом (рис. 1.3, á).
При разрушении антиклинали формируются так называемые горсты и грабены (рис. 1.3, в). Для горста характерно поднятие части антиклинали над другой (неподвижными крыльями), а для грабена − наоборот, сводовая часть складки опустилась по отношению к неподвижным крыльям.
Если при тектоническом разрыве возникает горизонтальное перемещение пластов, то такое образование называют сдвигом. Взброс при сдвиге образует так называемый надвиг.
1.4. ОБРАЗОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Вместилещем нефти и газа в земной коре являются пустоты (поры) и трещины в осадочных горных породах. Суммарный объем пустот характеризует абсолютная (теоретическая) пористость − отношение объема пустот в породе Vï ко всему объему породы V. Это отношение, выраженное в процентах или долях единицы, называют коэффициентом пористости
K = Vï/V.
Абстрагируясь от реальности, представим пористую среду, сложенную из шариков. Легко показать, что максимальный теоретический коэффициент пористости K = 47,6 %, а минимальный K = 25,8 %. Реальный коэффициент пористости, как правило, лежит в этих пределах. Однако форма зерен, неотсортированность по размеру, наличие цементирующего вещества между зернами могут привести к уменьшению пористости ниже 25,8 %. Нетрудно показать, что теоретическая пористость не зависит от размеров шарообразных зерен.
Эффективной пористостью называют отношение объема сообщающихся между собой пар ко всему объему породы. Именно сообщающиеся поры заполняются пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой), поэтому важный показатель − коэффициент насыщения породы Kí, равный отношению объема пустот, заполненных флюидом Vô, к общему объему пор Vï:
Kí = Vô/Vï.
Показатель горной породы, характеризующий возможность и скорость перемещения в ней флюида, называют проницаемостью.
Пористые и трещиноватые горные породы, способные вмещать промышленно значимые количества флюидов, называют коллекторами. Луч- шими природными коллекторами являются пески и песчаники (так называемые гранулярные коллекторы), а также известняки (так называемые трещиноватые коллекторы). Обязательное условие существования коллекторов в качестве резервуаров нефти и газа − изоляция их от других проницаемых пород практически непроницаемыми породами. Лучшими изоляторами (так называемыми флюидоупорами) являются глины, проницаемость которых близка к нулю, в то время как пористость может быть существенной.
Нефть и газ − это горные породы, отличающиеся способностью гореть как каменный уголь, торф, бурый уголь. Горючие породы получили назва-
9
ние каустобиолитов («каустос» − горючий, биос − жизнь, литос − камень) − горючих органических камней. Каустобиолиты нефтегазового ряда называют битумами.
Споры о происхождении нефти в земной коре и сейчас не утихли. Известно несколько гипотез о происхождении нефти и газа, некоторые существенные из них, имеющие косвенное подтверждение, подвергнем анализу.
Наиболее ранняя − гипотеза М.В. Ломоносова − предполагает образование нефти из органического материала (растительного и животного) че- рез фазу каменного угля с последующей его перегонкой под действием повышенных температур и давлений. Немецкие ученые Гефер и Энглер в 1888 г. подтвердили опытным путем возможность получения нефти из животных организмов, перегнав 492 кг сельдевого жира при температуре 400 °С и давлении 1 МПа и получив 299 кг (61 %) углеводородов (УВ) коричневого цвета плотностью 810,5 кг/м3. В 1919 г. академик Н.Д. Зелинский перегнал органогенный ил растительного происхождения (сапропель) из озера Балхаш и получил: 63 % смолы, 96 % кокса, 21 % газа (смесь метана с оксидом углерода, водородом и сероводородом). При последующей перегонке смолы получили бензин, керосин и тяжелые масла. Это серьезные аргументы в пользу господствующей в настоящее время гипотезы органи- ческого происхождения нефти и газа.
Однако ранее опытов Энглера в 1866 г. французский химик Бертело высказал гипотезу образования нефти в недрах Земли из минеральных веществ, а через 10 лет, в 1876 г. на заседании Русского химического общества Д.И. Менделеев изложил свою неорганическую гипотезу происхождения нефти из карбидов металлов (карбидная гипотеза), сущность которой в том, что во время деформации земной коры по возникающим разломам поверхностная вода проникала в глубь Земли, встречала на своем пути карбиды металлов, в результате взаимодействия с которыми получались УВ:
2FeC + 3H2O = Fe2O3 + C2H6↑.
Образовавшиеся УВ по разломам и трещинам поднимались в верхние слои земной коры и накапливались в коллекторах, образуя месторождения нефти и газа.
Серьезным подтверждением карбидной гипотезы служат данные о приуроченности многих нефтегазовых месторождений к известным разломам земной коры и опыты французского химика Клоэца, который воздействием соляной и серной кислот на чугун, содержащий до 4 % углерода, получил ненасыщенные УВ. Однако более веские доводы в пользу гипотезы Д.И. Менделеева отсутствуют.
Особого внимания, на наш взгляд, заслуживает космическая гипотеза В.Д. Соколова, высказанная им в 1892 г., сущность которой в том, что в составе первичного газопылевого облака, из которого образовалась Земля, находились УВ, с течением времени попавшие в мантию, а в последующие периоды, по мере остывания мантии, выделились из нее и по трещинам мигрировали в рыхлые породы земной коры.
«Органические» гипотезы не могут ответить на следующие основные вопросы:
1)почему в природе встречаются огромные скопления нефти, которые не могут образоваться в результате анаэробного брожения растительных и животных масс?
2)почему месторождениям нефти и газа сопутствуют пластовые воды?
10
3)почему включения нефти и газа находят в магматических породах, в вулканических извержениях?
4)почему с увеличением глубины залегания плотность нефти, как пра-
вило, уменьшается, а минерализация сопутствующей воды увеличивается до предельных значений?
5) как могли сравнительно быстро образоваться капельные УВ при сравнительно низкой температуре?
В связи с этим заметим, что несмотря на господство органической гипотезы, она становится в некотором роде тормозом в развитии нефтегазовой науки и сдерживает практическую направленность поисков месторождений нефти и газа.
Попытаемся развить идею о конденсационном образовании всех горных пород в направлении происхождения нефти и газа. Когда образовалась кристаллическая кора, разделившая Землю на внутреннюю жидкостную (расплав) и внешнюю пылегазокапельную части, конденсация веществ продолжалась, и на кристаллическую кору выпадали «дожди» таких менее термостойких веществ как Na2SO4, Na2CO3, Na(K)Cl, Ca(Mg)Cl2, P2O5 и др., которые за счет сравнительно низкой молекулярной массы не погружались в глубь Земли и отлагались на поверхности в виде смеси сульфатов, хлоридов и карбонатов щелочно-земельных металлов, являющихся составными элементами верхних слоев земной коры. К определенному периоду господствующее положение в газопылевой зоне заняли пары воды с заметным присутствием паров углеводородов, кислот, пылинок солей калия, натрия, кальция, магния и др. На поверхность Земли обильно выпадали минераль- но-водяные дожди в виде грязи. Вода с углеводородами, растворимыми газами, кислотами и растворенными солями заполняла поровое пространство между пылеобразными минеральными частицами, частично вновь испарялась под действием повышенной температуры на поверхности Земли, частично погребалась с минеральным веществом, частично вступала в химиче- ские реакции с минералами и газами. Центрами конденсации водяных паров были минеральные пылинки в газопылевой зоне Земли, так что эти вещества выпадали на поверхность Земли совместно, дифференцируя указанную зону на флюидолитосферу и гидроатмосферу.
Погребенные вместе с частицами минералов вода и УВ подвергались воздействию постоянно повышающихся температуры и давления, обусловленному накоплением вышележащих осадков. Флюиды могли претерпевать фазовые превращения, другие физико-химические переходы, отжиматься из пластических осадков в пористые и трещиноватые слабо деформирующиеся осадки, мигрировать по проницаемым осадочным породам и возникающим под неравномерной нагрузкой трещинам и разломам как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях.
К этому времени образовались так называемые ловушки для флюидов − зоны проницаемых осадков, изолированные со всех сторон непроницаемыми осадками. Попадая в эти зоны, флюид прекращал мигрировать, и начиналась его дифференциация по плотности: верхнюю часть ловушки занимали газы, ниже по направлению поля тяготения Земли располагались жидкие углеводороды (нефть), а самые нижние области занимала вода. Так, на взгляд авторов, можно нарисовать крупными мазками конденсационную гипотезу образования залежей нефти, газа и воды.
В природе существуют разные ловушки, наиболее распространенные сводовые и экранизированные (структурного и неструктурного типов)
11
Рис. 1.4. Ловушки структурного типа: |
Рис. 1.5. Ловушки неструктурного типа: |
||||
à − |
антиклинальная складка; á − |
тектони- |
1 − поверхность зоны несогласного залегания |
||
ческое экранирование ловушки; |
1 |
− êîë- |
пластов; 2 − скопления нефти |
||
лекторы; 2 |
− флюидоупоры; 3 |
− |
нефть; |
|
|
4 |
− тектонический разрыв с вертикаль- |
|
|||
ным смещением
(рис. 1.4, 1.5). Сводовые ловушки создаются в антиклинальных складках, если кровля и подошва коллектора экранированы практически непроницаемыми породами. Попавшие в свод антиклинали путем миграции флюиды «запираются» в ней и естественно расслаиваются по плотности в поле тяготения Земли. Если коллектор расположен негоризонтально, сверху и по бокам гидроизолирован непроницаемыми породами, то он образует литологически экранированную ловушку для флюида. Ловушки, образованные в местах разрыва или разлома в результате сброса, взброса или надвига, когда из-за смещения пластов коллектор перекрывается непроницаемыми пластами по линии тектонического нарушения, называют тектонически экранированными.
Рис. 1.6. Сводовая газонефтяная залежь: |
Рис. 1.7. Массивная газонефтяная залежь: |
||
1 − внутренний контур газоносности; 2 − |
1 − контур газоносности; 2 |
− |
контур нефте- |
внешний контур газоносности; 3 − внутрен- |
носности |
|
|
ний контур нефтеносности; 4 − внешний |
|
|
|
контур нефтеносности
12
Ловушка, заполненная нефтью и газом, называется нефтегазовой залежью. Основными элементами нефтегазовой залежи (рис. 1.6 и 1.7) являются:
поверхность водонефтяного раздела (подошва нефтезалежи или водонефтяной контакт (ВНК));
внешний контур нефтеносности − линия пересечения ВНК с кровлей пласта;
внутренний контур нефтеносности − линия пересечения ВНК с подошвой пласта;
поверхность газонефтяного раздела (газонефтяной контакт (ГНК)); внешний контур газоносности − линия пересечения ГНК с кровлей
пласта; внутренний контур газоносности − линия пересечения ГНК с подош-
вой пласта; газовая шапка − скопление свободного углеводородного газа над неф-
тью в залежи; газовая залежь − ловушка, заполненная углеводородами в газообраз-
ном состоянии.
Все горизонтальные геометрические размеры залежи УВ определяются из проекции ее на горизонтальную плоскость. Высота нефтегазовой залежи находится как расстояние по вертикали от ВНК до наивысшей точки, а высота нефтяной залежи − как расстояние по вертикали между ВНК и ГНК.
Будем различать три группы нефтегазовых залежей: пластовые (сводовые и экранированные ловушки);
массивные (многопластовые, рядом расположенные и гидродинамиче- ски не изолированные или плохо изолированные друг от друга ловушки);
литологически ограниченные.
Несколько однотипных нефтегазовых залежей, объединенных одной площадью земной коры, называют месторождением нефти и газа. Будем различать месторождения двух классов:
I − месторождения складчатых областей (Северный Кавказ, Крым, Прикарпатье, Туркмения, Ферганская область, о. Сахалин);
II − месторождения платформенных областей (Волго-Уральская зона, Западная Сибирь).
1.5. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА
Как и все каустобиолиты, нефть содержит углерод, водород и кислород в следующих средних соотношениях: С 85 %; H 13,5 %; О 1,5 %. Кроме этого, часто в нефти содержатся сера и азот (до 5 %).
Нефть составляют УВ трех основных групп: метановые, нафтеновые и ароматические. Метановые УВ (алканы) относятся к предельным УВ и соответствуют химической формуле CnH2n+2
H |
H |
H |
H |
H |
| |
| |
| |
| |
| |
H C C C C C H. |
||||
| |
| |
| |
| |
| |
H |
H |
H |
H |
H |
13
УВ с числом атомов углерода до 4 − газ, от 5 до 16 − жидкость, выше 16 − твердые (парафин).
Нафтеновые УВ − CnH2n (цикланы)
H |
H |
H H |
|||
H |
\ |
/ |
|
\ |
/ |
C |
|
C H |
|||
\ |
/ |
|
|
\ / |
|
/C |
\ |
|
|
/C\ . |
|
H |
C |
|
C |
H |
|
|
/ \ |
|
/ \ |
||
H H |
|
H H |
|||
Ароматические УВ (арены) бедны водородом, а химическая формула имеет вид кольца (CnHn):
CH CH
//\\
CH |
CH. |
\ |
/ |
CH CH
Различают нефти метановые (метановых УВ более 65 %), нафтеновые (нафтеновых УВ более 66 %), нафтено-метановые и ароматические.
К основным показателям физических свойств нефтей относятся плотность, вязкость, температура застывания, кипения и испарения, теплота сгорания, растворимость, электрические и оптические характеристики.
Углеводородный природный газ образует как самостоятельные промышленные скопления, так и встречается в земной коре вместе с нефтью. Он представляет собой смесь нескольких газов: 95 % метан СН4, остальное − этан C2Í6, пропан С3Í8, бутан С4Í10 и другие метановые УВ. Основные свойства газа: молекулярная масса, плотность, вязкость, растворимость, сорбционная способность, упругость паров, критическое давление, теплотворность, теплоемкость, температура.
Как видим, нефть и газ − это сложные естественные соединения УВ. Как правило, нефть имеет темный цвет, резкий запах, масляниста наощупь; плотность нефти менее 1000 кг/м3. Газ бесцветен, не имеет запаха, тяжелее воздуха, ядовит; в смеси с воздухом взрывоопасен.
1.6. ПОИСКИ И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Для того чтобы открыть (обнаружить) нефтяное и газовое месторождение необходимо выполнить целый комплекс поисково-разведоч- ных работ, который включает в себя несколько этапов: полевые, геологиче- ские работы, поверхностные геофизические и геохимические исследования, бурение разведочных скважин с одновременными глубинными исследованиями.
История разведочных работ на нефть и газ богата парадоксами. В 1859 г. американский полковник Дрейк пробурил удачную скважину в одной из низин штата Пенсильвания и это дало основание закладывать нефтегазовые скважины в пониженных частях рельефа местности. Однако многочисленные неудачи, связанные с этим правилом, привели к появле-
14
нию прямо противоположного мнения − искать нефть на возвышенностях рельефа. Это был более логичный подход, так как к возвышенностям часто приурочены антиклинальные складки. Следуя этому правилу, на побережье Мексиканского залива в 1901−1905 гг. выявили 17 месторождений нефти.
Оба метода называли методом «дикой кошки». Однако уже в тот период были сделаны попытки научно обосновать направление и методы разведочных работ на нефть и газ.
В 1863 г. российский академик Г.В. Абих опубликовал результаты своих исследований на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова. Основные выводы: нефтяные месторождения приурочены к антиклинальным складкам; пластовые флюиды дифференцируются по глубине: сверху газ, под ним нефть, ниже вода. Выводы Г.В. Абиха и высказанные позже аналогичные идеи американского геолога И.С. Уайта подтверждались опытом Мексиканских работ и были успешно использованы в 1913 г. при обнаружении Новогрозненского месторождения нефти. Поэтому и до сегодняшнего дня стремятся уже на раннем этапе разведки обнаружить прежде всего антиклинали.
Основная задача первого этапа разведки − выполнить геологическую съемку − метод изучения поверхностной геологии и геоморфологии местности, на основании чего составляется геологическая карта района. На этом этапе изучают выходящие на дневную поверхность элементы пластов и образцы горных пород, окаменевшие остатки древних животных и растений, измеряют углы и направление простирания (падения) пластов, выполняют необходимые лабораторные анализы.
Для более детальной структурной геологической съемки бурят мелкие картировочные и структурные скважины глубиной от 20 до 300 м, которыми «проходят» все наносные современные отложения и достигают коренных пород, устанавливая структуру их и отбирая пробы коренных пород для описания и последующего лабораторного изучения.
По результатам первого этапа работ строят геологическую карту района, на которой условными обозначениями отражают распространение пород различного возраста.
Более детально геология района описывается дополнительно предполагаемым сводным стратиграфическим разрезом в виде колонки с последовательно изображенными по глубине породами и структурной картой, отражающей поверхность характерного пласта и форму его распространения.
На втором этапе используют поверхностные геофизические, геохими- ческие и биологические методы разведки, позволяющие косвенно установить вероятное местонахождение нефтегазового пласта.
Наибольшее распространение из поверхностных геофизических методов получили сейсмо- и электроразведка, грави- и магниторазведка.
В основе сейсморазведки лежат особенности распространения упругих колебаний в земной коре. Сейсмические волны (упругие колебания), вызванные искусственным путем (например, взрывом), в зависимости от плотности пород распространяются в них со скоростью 2−8 км/с. Чем плотнее порода, тем выше скорость сейсмической волны в ней. На границе пород различной плотности волны частично отражаются и возвращаются на поверхность Земли, а частично преломляются и продолжают распространяться в глубь Земли до новой границы пород разной плотности.
Отраженные сейсмические волны улавливают и регистрируют на земной поверхности приборами сейсмографами, а затем, анализируя время
15
прохождения волн в горных породах, устанавливают глубину залегания пород, образовавших волны, углы падения пластов, относительную плотность пород. По этим данным строят профили и карты глубинного рельефа. Заметим, что метод отраженных волн (MOB) предложен российским геофизиком В.С. Воюцким в 1923 г., и с тех пор и до настоящего времени широко и успешно используется во всем мире.
Помимо MOB в поверхностной геофизике широко распространены: корреляционный метод преломленных волн (КМПВ), основанный на регистрации преломленных волн при встрече их с границей раздела различных пород под так называемым критическим углом; метод регулируемого направленного приема (РНП); метод общей глубинной точки (ОГТ).
В последние годы взрыв как источник излучения упругих колебаний уходит в прошлое. Стали применять невзрывные методы: падающий груз (Джиограф), вибраторы (Вибросейс), механические излучатели на основе «закрытых» взрывов (Диносейс). Себестоимость этих методов по меньшей мере на 50 % ниже себестоимости взрывных методов.
В морской сейсморазведке в качестве излучателей колебаний чаще других используют пневматические и электроискровые источники.
Применение современной компьютерной техники позволило существенно улучшить сейсморазведку до возможности обнаружения залежей нефти и газа, которые выявляются по рассеиванию упругих колебаний в виде «яркого пятна» (так называемая АТЗ − аномалия типа залежь).
В основе электроразведки, разработанной французом Шлюмберже в 1923 г., лежит различие в удельном электрическом сопротивлении горных пород. Хорошо проводят электрический ток кристаллические породы, осадочные породы, насыщенные минерализированной водой; плохо проводят электрический ток пористые осадочные породы, насыщенные нефтью и газом. Поэтому по характеру искусственно создаваемого в земной коре электрического поля можно определить последовательность и условия залегания горных пород.
Технически электроразведка осуществляется так: через заглубленные в грунт металлические стержни − электроды создают в земной коре искусственное электрическое поле, а при помощи других стержней, расположенных между электродами, исследуют различные аномалии искусственно созданного электрического поля земной коры. Сравнивая нормальное поле с аномальным, устанавливают литологическую характеристику разреза и наличие скоплений УВ.
Гравиметрический метод основан на неоднородности гравитационного поля земной поверхности, обусловленной различной плотностью горных пород. В зонах распространения пород с низкой плотностью (например, каменной соли) ускорение силы тяжести меньше, чем в зоне распространения более плотных пород (например, гранита). Измеряя силу тяжести в разных точках земной поверхности, можно обнаружить аномальные отклонения в ту или иную сторону от нормальной силы тяжести и по этим данным дифференцировать распространение пород с различной плотностью. Прибор, фиксирующий аномалии силы тяжести, называют гравиметром.
В последние годы гравиметрический метод стал распознавать флюидонасыщенные пористые породы (коллекторы), причем, дифференцировать водоносные коллекторы от нефтеносных и газоносных, так как разница в плотности флюидов значительная (для нефти 60−80 кг/м3, äëÿ ãàçà 160− 220 êã/ì3 в сравнении с водой).
16
В комплексе с гравиразведкой применяется магниторазведка, основанная на исследовании неоднородности магнитного поля на поверхности Земли, обусловленной неодинаковой магнитоактивностью горных пород (например, магматические породы более магнитоактивны, чем осадочные). Используемые приборы (магнитометры) способны фиксировать магнитные аномалии даже с самолета или вертолета, что существенно ускоряет и облегчает магниторазведку. Карта магнитных аномалий уточняет результаты гравиразведки.
Среди геохимических методов следует отметить газовую, люминес- центно-битуминологическую, радиоактивную съемку, а также гидрохими- ческий метод.
Газовая съемка, впервые предложенная В.А. Соколовым в 1929− 1930 гг., основана на возникновении на поверхности Земли над нефтегазовыми залежами ореола повышенной концентрации УВ за счет фильтрации, диффузии и проникновения по трещинам глубокозалегающих УВ к дневной поверхности. Исследуя пробы грунтов и грунтовых вод при помощи чувствительных анализаторов, устанавливают области повышенных концентраций УВ, под которыми наиболее вероятны залежи нефти и газа.
Люминесцентно-битуминологическая съемка исследует ореол рассеяния битумов. Над нефтегазовыми залежами содержание битума в грунте повышенное, что устанавливается путем отбора образцов грунта с последующим определением их люминесцентной характеристики в ультрафиолетовом свете.
Радиоактивная съемка обнаруживает пониженное распределение радиоактивных элементов в породах в зоне распространения нефтегазовых залежей. Однако из-за неуверенности расшифровки метод пока широко не применяется.
Гидрохимическим методом исследуют химический состав подземных вод, содержание в них растворенных газов и УВ (аренов). По мере приближения к нефтегазовым залежам концентрация этих компонентов в водах увеличивается, что является признаком скопления УВ.
Геохимические методы расширяют возможности поиска месторождений нефти и газа, позволяют не только устанавливать нефтегазоносность антиклинальных складок, выявленных геологической съемкой и графиче- скими методами, но и обнаруживать скопления УВ в ловушках неструктурного типа, обнаружение которых другими методами практически невозможно.
Нельзя обойти вниманием так называемую бактериологическую съемку, основанную на поиске бактерий, развивающихся в среде УВ. Путем исследования почв изучаемой площади обнаруживают места скопления этих бактерий и, следовательно, проникновение из глубин УВ. Бактериологиче- ский анализ почв является хорошим подспорьем в обнаружении нефтяных и газовых залежей.
Третий, заключительный этап поисков и разведки нефтяных и газовых залежей состоит в бурении одной или нескольких разведочных скважин с целью уточнения геологического строения площади, отбора и подробного анализа образцов глубоко залегающих горных пород (кернов), вскрытия нефтегазоносных коллекторов и их исследования на предмет промышленного использования нефтегазовой залежи. В разведочных скважинах проводят разнообразные геофизические исследования, испытания пластов на приток флюида, термодинамические измерения и т.д. Разведочные скважи-
17