1. Этап промышленного освоения эксплуатационного объекта (залежи).

Для нефти: характеризуется резким наращиванием добычи нефти при незначительной обводненности продукции. Для этого этапа характерен в основном фонтанный способ эксплуатации, он заканчивается получением максимального уровня добычи нефти.

Для газа: характеризуется прогрессирующий рост добычи газа до уровня постоянного годового отбора. Этап нарастающей добычи следует сделать по возможности более коротким, поэтому разработка месторождения в этот этап должна осуществляться в основном за счёт ввода скважин по наиболее продуктивным и мощным эксплуатационным объектам.

2. Этап стабилизации достигнутого максимального отбора нефти или газа.

Для нефти: характеризуется разбуриванием эксплуатационного объекта (оставшимися по проекту) добывающими и нагнетательными скв. Скв-ны в основном эксп-ся фонтанным способом, к концу этапа переводят на механизированный способ экспл-ции. Наблюдается увелечение обводненности, пластовое давление начинает стабилизироваться. В течении 1 и 2 этапа отбирается 40-70 % извлекаемых запасов нефти.

Для газа: характеризуется устойчивым годовым отбором газа. Наиболее эффективный этап, для него характерны высокие технологические и технико-экономические показатели разработки. Желательно этот этот период делать более продолжительным, для крупных мест-ий 10-15 лет, а суммарная добыча к концу составит 55-56% от начальных запасов.

3. Этап снижающейся или падающей добычей нефти или газа.

Для нефти: характеризуется значительным снижением добычи нефти. Перевод последних из оставшихся фонтанирующих скв на механизированный способ эуспл-ции. Резкое увеличение обводненности, за счет чего часть добывающих скв выбывает из числа действующих. Ежегодно добыча нефти снижается на 10-15 %, из-за значительного уменьшения отборов пластовое давление начинает расти. К концу этапа отбтрается 80-90% извлекаемых запасов.

Для газа: характеризуется уменьшением дебитов от постоянного до такого минимального, при котором экспл-ция становится экономически нерентабильной. Этот период значительно более длительный, чем период постоянной добычи.

4. Только для нефти: Завершающий этап разработки

Все добывающие скв переведины на механизированный способ, продукция отличается высокой обводненностью. Благодаря высокому пластовому давлению создаются условия для форсированного отбора жидкости, что позволяет значительно увеличить отборы жидкости (в 2-3 раза), а следовательно и добычу нефти. В связи с продолжающимся обводнением дебиты нефти к концу этапа значительно уменьшаются.

4. Формулы подсчета запасов нефти. Подсчетные параметры, их обоснование. (из шпор)

Для подсчета запасов нефти используют следующие методы: объемный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти.

В геологопромысловой практике наиболее широко применяется объемный метод. Его можно использовать при подсчете запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи. Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них.

При подсчете запасов нефти объемным методом используют формулу

Q_изв=F h k_п k_н _н  ,

где Q_изв —извлекаемые запасы нефти, т;

F—площадь нефтеносности, м²;

h— эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

k_п —коэффициент открытой пористости;

k_н —коэффициент нефтенасыщенности;

—коэффициент нефтеотдачи;

_н —плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м²

— пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; =1/b (b —объемный коэффициент пластовой нефти).

В этой формуле произведение Fh представляет собой объем залежи;

Fhk_п—поровый объем залежи (суммарный объем открытых пор, слагающих залежь);

Fhk_пk_н—нефтенасыщенный объем пласта (объем нефти в порах пласта); Fhk_пk_н—объем нефти, которая может быть поднята на поверхность при существующих способах разработки залежи;

Fhk_пk_н—объем нефти, которая может быть извлечена на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия;

Fhk_пk_н_н представляет собой запасы нефти в тоннах, которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (т. е. промышленные или извлекаемые запасы нефти).

Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Площади нефтеносности замеряют планиметром на подсчетных планах продуктивного объекта (пласта) раздельно по полям различных категорий запасов.

Эффективную нефтенасыщенную мощность h определяют преимущественно по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов. Среднюю величину нефтенасыщенной мощности можно рассчитать либо как среднюю арифметическую, либо как среднюю взвешенную по площади.

Среднюю арифметическую величину используют в случае, когда количество данных об исследуемом параметре невелико, либо когда значения этого параметра относительно мало разнятся. Рассчитывают ее по формуле

h=(h₁+h₂+h₃+... +h_n) / n,

где h₁, h₂, h₃, ... , h_n —значения нефтенасыщенной мощности по отдельным скважинам; n —число скважин.

При расчете средней взвешенной нефтенасыщенной мощности на единицу площади залежи используют соотношение h=(h1f1+h2f2+…)/f1+f2+…

где f₁, f₂, f₃, …, f_n —площади отдельных участков пласта, ограниченные соседними изопахитами, м², h₁, h₂, h₃, …, h_n —средние значения изопахит, соответствующие указанным участкам и определяемые как средние величины между двумя соседними изопахитами, м.

Коэффициент открытой пористости k_п определяется на основании анализа кернов, отобранных из продуктивного разреза при бурении скважин.

Коэффициент нефтенасыщенности k_н определяют лабораторным путем при исследовании кернов, отобранных в специальных скважинах, где продуктивные отложения пройдены с применением безводных (преимущественно известково-битумных) промывочных растворов. Различными лабораторными методами (центрифуги, полупроницаемых мембран и др.) воссоздается (моделируется) количество связанной воды в порах коллектора. И при условии, что весь газ растворен в нефти, коэффициент нефтенасыщенности находят из соотношения k_н=1—k_в, где k_в—коэффициент водонасыщенности.

Коэффициент нефтеотдачи η—это отношение извлекаемых запасов нефти к начальным геологическим. Точно определить эту величину для каждого конкретного объекта можно лишь в конце его разработки.

Плотность нефти ρ определяют в стандартных условиях (в лаборатории). Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин.

Пересчетный коэффициент , или величину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти b, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности. Объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем.

Кроме объемного при подсчете запасов нефти используют методы материального баланса и статистический.

Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти.

Подсчет извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворенным) в процессе разработки (отбора жидкости, газа). Поэтому до начала разработки и в ранние ее периоды метод материального баланса неприменим. Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение его ограничивается трудностями точного определения довольно большого числа параметров, характеризующих пластовые условия (пластовое давление, газосодержание, температура и др.). Есть и другие обстоятельства (например, воздействие на пласт), ограничивающие применение метода материального баланса.

Статистический метод основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущим и накопленным отборами нефти, долей воды (нефти) в продукции залежи и накопленным отбором нефти и т. п.

Применение статистического метода, так же как и метода материального баланса, возможно, следовательно, после достаточно длительной разработки. Однако статистический метод дает гораздо более достоверные результаты при подсчете запасов нефти, поскольку необходимые для расчета показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт.

Билет 7

1. Биостратоны и определение возраста. Биохронологические шкалы. (ответ нашел Томилов А.)

Биостратоны – руководящие формы палеонтологических остатков, к которым приурочено определенное время.

Методы определения возраста: относительная геохронология:

· стратиграфический метод - позволяет сопоставлять и прослеживать отдельные слои, сходные по литологии на значительные расстояния

· биостратиграфический (или палеонтологический) – по остаткам ранее живущих более примитивных предков судят об относительно более древнем возрасте данного пласта (выделяют руководящие ископаемые,являющихся реперами в геологической истории)

абсолютная геохронология:

· Сезонно-климатические методы - по сезонным слойкам роста в известковых постройках кораллов

· Изотопные методы(суть: радиоактивные изотопы в малых количествах входят в кристалл.решетку минералов, с момента их образования в них начинают накапливаться продукты самопроизвольного распада изотопов):

1) Уран-свинцовый

2)Свинцово-изотопный

3)Калий-аргоновый

4)Рубидий-стронциевый

5)Радиоуглеродный

Биохронологические шкалы – это схема развития органической жизни от губок и водорослей в Э до человека в Q. (+ кораллы и псилофиты в S, брахиоподы в D, амфибии в C, аммониты в T)

2. Структурное картирование закрытых территорий. (из шпор)

Глубинное геол картирование (ггк) проводят в районах, положит перспективы которых в отношении конкретного вида пол ископ установлены предыдущими исслед. Основная задача ГГК изучение элем-ов геол строения погребённых гор-ов или поверхностей, контрол-их локализацию пол ископ, а также выявлен площ и участков для проведения дет и поисков работ. Для эффект проведения ГГК необходимо: сочетание данных по геол стр-ю земной поверхности, бурение глуб скв, геофиз, геохим и др материалов. В основе методики ГГК лежит геол интерпретация указанных выше геол материалов на основе геол-х моделей хорошо изуч участков.

Форму погребённых гор-от или пов-ей изуч по структ картам. Геол границы, по которым строят стр карты, связаны с контактами пород разного возраста и состава, стратигр несогласиями, поверхностями разделяющими коллекторы по хар-ру их насыщенности (ВНК, ГВК, ГНК).

Построение стр карты – это процесс опред полож изогипс контролируемой пов-ти на плане. Исходной инф для построения стр карты в ЗС используют данные глубокого бурения и абсолютной отметки глубин, вычесленные по сейсморазведке. Основанием для карты служит план распред скв и сейсмических профилей. Конфигурация изогипс на стр карте характеризует направление падения границ, расстояние м/д изогипсами и их плотность, углы наклона границ.

Структ карта даёт полное представление о современном рельефе картируемых границ. Полная геол модель строения закрытых тер-рий представляется серией стр карт от проектной глуб исслед до верхних границ, геол (сейсмич) разрезами, сводным геол разрезом.

Закрытыми называются такие территории, на которых обнажения дочетвертичных горных пород практически отсутствуют, а земная поверхность полностью покрыта современными осадками, мощным слоем почвы, рыхлых осадков, растительностью. Дешифрирование закрытых территорий — процесс значительно более сложный, чем открытых и полузакрытых территорий. Далеко не все геологические объекты здесь опознаются. Но все, что можно отдешифрировать в закрытых районах,— очень важно, потому что для получения геологической информации другими методами (геологическими, геофизическими, буровыми) требуется еще больше времени и средств. Опознавание литологии осадочных пород в таких районах обычно невозможно, кроме особо благоприятных случаев. Например, карстовые углубления в разного рода карбонатных породах часто проявляются в ландшафте большей увлажненностью и, следовательно, пятнами более темного фототона. Иногда, особенно в неблагоприятных для нее условиях, растительность является индикатором литологического состава. Например, сосновые леса, дешифрирующиеся по относительно более светлому фототону и формам теней одиночных деревьев, приурочены, в основном, к выходам песчаников, а еловые — к местам развития преимущественно глинистых пачек. Выходы карбонатных и ультраосновных пород, как правило, сопровождаются угнетением растительного покрова из-за избытка щелочей в почве.

Например, в пустынях и полупустынях зоны дизъюнктивных дислокаций часто служат и зонами повышенной циркуляции воды, следовательно, отличаются большей увлажненностью. Вследствие этого, в таких зонах сильнее развита растительность, и на снимках они выражаются узкими полосками более темного фототона. Еще пример: область неотектонического поднятия характеризуется более интенсивной речной эрозией, следовательно, глубина врезов рек и ручьев будет относительно большей, и поэтому на мелкомасштабных космических снимках фоторисунок таких тер­риторий выглядит более зернистым, чем окружающий.

Общие закономерности связи геологического строения и особен­ностей фотоизображения имеют исключения. Например, для мно­гих районов установлено, что области прогибания, которые одно­временно являются областями аккумуляции современных осадков, на космоснимках имеют относительно более светлый фототон, по­тому что современные осадки обычно светлее горных пород. Но на западной части Предкавказья фотоизображение, соответствующее современной молассе (осадкам, образующимся при разрушении Кавказа и накапливающимся на предгорной равнине), имеет отно­сительно более темный цвет из-за большей увлажненности и, следо­вательно, более густой растительности.

3. Основные показатели разработки газовых залежей. (из шпор)

Всего 57. К основным показателям разработки газовых залежей относятся:

1. Годовой отбор газа в поверхностных и пластовых условиях;

2. Накопленный отбор газа в поверх. и пласт. условиях;

3. Среднегодовой % обводненности;

4. Число добывающих скважин;

5. Плотность сетки скважин;

6. Темп отбора газа, % от балансовых запасов;

7. Текущая газоотдача;

8. Газовый фактор;

10. Р_пл;

11. Р_заб.

Гл. - давление. Если р↓ резко→загубление м/р (т.к.обр-ся интенс.дипресс.воронка)

На основании данных строят графики разработки по объекту в целом во времени. Они наглядно отображают динамику показателей разработки по объекту в целом во времени. Детальность графика разработки зависит от решаемых с его помощью задач, а промысловые данные могут быть ежемесячными, ежеквартальными или ежегодными. С помощью графика разработки можно быстро построить некоторые дополнительные зависимости.

4. Требование к отбору керна в поисковых и разведочных скважинах и задачи, решаемые с помощью керна. (из шпор)

Отбор керна проводится в предполагаемых н/г/носных пластах. Опорные скв. – 100%; параметрические – 60-70%, особенно в тех разрезах, где резко меняются геофиз. пар-ры; поисковые – 30%, чтобы дать хар-ку поиск. объектам; разведочные – только по отдельным скважинам, 80-120 м. Основная задача – уточнение подсчетных параметров, изучение коллекторских св-в породы. Должно быть отобрано 20-30% от общего объема по всем разведочным скважинам.

Задачи, решаемые с помощью керна:

1.определить пористость, проницаемость, характер насыщения (ФЕС);

2.определить остаточную воду и нефть, соленость воды;

3.изучить литологические характеристики пород;

4.капиллярометрические исследования;

5.петрофизические исследования.

Требования к керну:

1. должен охарактеризовать разрез пласта и все литотипы;

2. керн нужно герметизировать;

3. глинистый раствор д.б. сменен на воду или РНО

4.отбирается керноотборниками

5. укладывается в ящики, нумеруется, подписываются интервалы глубин, ск-ко проходка, ск-ко вынесено;

6. д.б. обязательно привязан к глубине.

Обязательно нужно использовать лабораторные исследования керна для получения петрофизических зависимостей.

*Крн: 1.поднятый недрами (керноотборниками)

2.бок.грунтоносом

3.шлам

Билет 8

1. Понятие о корах выветривания: зональность и основные типы. (из шпор)

КВ – сов-сть г.п. верх.части литосферы обр-ся за счет разрушения и преобр-ия первич.г.п. на месте под возд-ем физ-го, хим-го и биохим-го выветр-я.

Типы КВ: - остаточная – продукт, оставшийся на месте, - переотложенная, - размытая, верх.части частично смыты, а оставшиеся породы подвергаются процессом выв-ния, - преобразованная, возникла из остат КВ в рез-те химич переработки в теч геол-го времени или в рез-те инфильтрации.

По времени обр-я: - современные, - древние

Состав КВ в сущес.степени зав-т от первич.породы. Ультраосн и осн породы, в составе к-ых преобл фемич.мин-лы наиболее легко обр-ют КВ с мощной верхней зоной выв-ния, сложенной окислами и гидроокислами Fe и Mg. Кислые породы, состав к-ых опр-ся преоблад-ем солических мин-в преобр-ся медленнее. В КВ возникают м-ия глин разного состава и светлых бокситов.

Профиль КВ сост. из след. горизонтов (снизу вверх):

1.Горизонт дезинтеграции и гидратации исходной породы. Окраска обусловлена цветом исх. п. Трещины заполнены дресвой, песком, суглинком. Стенки трещин покрыты налетами гидроокислов железа и марганца.

2.Гидрослюдистый-гидрохлоритовый или выщелоченный горизонт. Окраска обычно пестрая, пятнами чередуются бурые, желтые, зеленоватые тона. При высыхании п. легко рассыпается. Текст.-стр. соотношения исх. п. макроскопич. сохр-ся. Больш-во первичн. мин-лов замещено (гидрослюдой и гидрохлоритами).

3.Горизонт глиноземистых и железистых глин. Материал вязкий, в сухом состоянии плотный, содержит скопления легко крошащихся обломков, аналогичных по облику предыдущему горизонту. Окраска горизонта бурая, охристая. Шир. распр-ны глин. минералы.

4.Охристый или ожелезненный горизонт. Стр-ра исх. п. полностью неразличима. В окраске преобладают оттенки желтого, красного и бурого цветов.

2.Геологическая съёмка. (из шпор)

В её задачи входит: 1.составить геологическую карту, сводный разрез, 2.составить отчет, карту фактического материала.

Цель: изучение закономерностей геологического строения, построение геологической карты.

Методики: систематическое изучение естественных и искусственных обнажений, использование дистанционных методов, результатов аналитических исследований.

Это первый и наиболее дешевый тип работ в геологоразведочных работах, особенно эффективен в геосинклинальных областях, в основном направлен на поиск антиклинальных структур и выходов нефти или газа на поверхность.

Геологическая съемка делится на:

Подготовительный этап – изучение мелкомасштабных карт, всех проведенных работ, подготовка оборудования к экспедиции;

Полевой этап – работа в поле, сопровождается описанием отложений, замерами азимута падения и угла падения образцов, отборами образцов на разные виды анализа. В течении полевого этапа проводятся ежедневные камеральные работы и обработка образцов;

Камеральный этап – написание отчета и построение геологических карт с целью обнаружить закономерности залегания полезных ископаемых.

Требования к маршрутам: изучение в крест простирания и наличие хорошей обнаженности.

Геологический отчет д/содержать: стратиграфию, тектонику, развитие района.

Съемки бывают: мелкомасштабные 1:1000000, крупномасштабные 1:50000 (поисковые работы).

Бывает маршрутная и площадная продолжительность съемки от 1 года до 5-7 лет.

При геологической съемки используют аэро- и космоснимки.

Геологическая съемка или геологическое картирование один из основных методов изучения геологического строения верхней части земной коры какого-либо района и выявление его перспектив в отношении минеральносырьевых ресурсов путем составления геологической карты этого района.

Геологическая съемка включает полевые исследования и камеральную обработку собранного в поле материалов, детальность геологосъемочных работ определяется заданным масштабом картирования.

Для крупномасштабной съемки требуется большое количество точек наблюдения. При мелкомасштабном картировании – ограничиваются малым числом пунктов наблюдения, тогда карта дает лишь общее представление по геологии района.

Целью геологической съемки любого масштаба является получение данных о наличии и местах залегании ПИ. Основными особенностями геологических съемок проводимых в 20 веке являлись их комплексность и планомерность, базирующиеся на единых методических требованиях.

Комплексность геологических съемок характеризуется тем, что наряду с основным видом работ, то есть картированием коренных пород производится съемка четвертичных отложений и поиски ПИ, а также весь комплекс сопутствующих исследований (геоморфологических, гидрогеологических и др.)

I этап. «Подготовительный период» - это сбор материалов и составление проекта работ. От подготовки к работам по геологической съемки во многом зависит эффективность ее результатов. Подготовка к полевым работам включает:

1.Изучение района по данным предшествующих исследований.

2.Составление проекта и сметы работ.

3.Обеспечение партии топографическими картами и материалами аэрофотосъемки

4.Хорошо продуманная организация партии, обеспечение снаряжением, подбор оборудования.

II этап. «Полевой период». Он является основным и самым ответственным в цикле геологосъемочных работ и включает следующие стадии:

1.Транспортировка личного состава и личного снаряжения партии к месту работ и организации работ на месте.

2.Производственно-полевая деятельность.

3.Прекращение работ партии и ее возвращение к месту камеральных работ на постоянную базу.

Изучение обнажение. Составление стратиграфического разреза.

Полевая работа геолога заключается в изучении и увязки объекта съемки их документирование и в обобщении исходных данных. В результате должны быть получены:

1.Полевая геологическая карта (основная и дополнительная)

2.Колонки обнажений и разведочных выработок.

3.Сводная стратиграфическая колонка.

4.Геологические разрезы.

5.Иллюстрации в виде рисунков, фотоснимков, схем, вспомогательных карт и т.д.

6. Описание (полевые книжки, журналы).

7. Коллекция образцов.

8. Пробы ПИ.

Основным объектом изучения при геологической съемке является обнажение, основным документом геолога – полевая книжка (дневник). Вся документация была строго унифицирована государственным геологическим комитетом СССР и производилась по стандартным формам на изготовленных в типографии бланков.

Полевая геологическая карта.

Является главной итоговым документом полевых работ и съемки в целом. Она составляется в 2-х экземплярах в черновом и чистовом. Основой для их служит топографический планшет, он разрезается на 6 частей и наклеивается на материю. В поле берется только та часть планшета соответствующему району съемки данного дня.

Этот рабочий экземпляр карты наращивается обязательно в поле, по мере уточнения карты на неё наносят соответствующие поправки. Карта в поле составляется карандашом, а вечером обводится тушью и раскрашиваются цветными карандашами.

Чистовой неразрезанный экземпляр служит копией рабочей карты и хранится на базе партии.

На полевую карту наносятся фактический материал (маршруты, пункты наблюдения с номерами, буровые скважины и т.п.) и все результаты геологических наблюдений (геологические границы, элементы залегания, местонахождение ПИ и др. данные).

Места по которым обнаружены неясности при вечерней обработки материала оставляются на карте незаполненными впредь до разрешения неясного вопроса. Для карты должна быть выработана легенда и обязательно на неё помещена.

В случае большой загруженности основной экземпляр карты составляются особые экземпляры полевой карты. Очень важно чтобы точки наблюдения и геологические контакты были точно привязаны к топооснове, так как от этого зависит правильность геологических построений. В зависимости от масштаба работ это привязка осуществляется глазомерно или инструментально.

Камеральные обработки материалов.

Это работы геологосъемочной партии является завершающим этапом любого геологического исследования. Итоговым документом является геологический отчет. Геологический отчет, в котором главной составляющей частью является геологическая карта, а текст лишь объяснительная записка к карте.

Камеральный период длится 4-6 зимних месяцев в течении которых окончательно обрабатывается, полевые материалы уточняются и оформляются основная геологостратиграфическая карта и составляется серия дополнительных карт.

Отчет составляется в 4-х экземплярах и сдается в соответствующие организации.

3. Раздельный прогноз ресурсов Н и Г (из шпор)

Показатели:

1. усл-ия седиментации (палеогеогр.)

2. усл-ия накопления ОВ (морские-сапропелевые, преимущ.генерир.Н; Конт.-гумусовое – Г)

3.палеотемп.(если t=25-50°- генерир.Г отл-ия проходят зону протогенеза, если t=50-130° - генер. Н. 130-150° - Н.)

4. р (если АВПД-все р-ции по генерации смещ-ся в сторону жидких УВ-Н)

5.рассч-ся Г-ый фактор (ск-ко Г в Н и Г-насыщ-сть вод для оц.Г)

6.подъем терр-ии (чем ↑ подъем, тем больше вероятн.наличия Г в комплексе)

4. Выбор и обоснование объектов испытания в поисковых и разведочных скважинах (из шпор)

Поисковые скв: интервалы испытания выбираются только по промысловой геофизике. Исп-ся информация по микрозондам, электр. каротажу, БКЗ, спец. каротажу: углерод-кислородный опред. содержание О₂, Н₂ и С, имеет маленькую глубину информации (19-15 см), плотностной каротаж, все виды γ-каротажа. Для каждого района существует свой комплекс исследований. Обычно проводится испытание объектов, которые продуктивны на соседних площадях. Геофизики дают заключение о характере насыщения (продукт, неясно, вода). Неясно – плохие колл-кие св-ва. Когда неясен хар-р или продукт интервал обяз-но испытывается. Где вода – испытание не проводится. Испытания проводятся во время бурения и в экспл. колонне. Во время бурения – если были н/г/проявления (пленка нефти, пузырьки газа). Испытывается не больше 10 объектов, при выборе кол-ва учитывается состояние колонны.

В разведочных скв. интервал испытания выбирается по этажу разведки. Испытания проводятся снизу вверх (если нижняя залежь самая крупная). Иногда распределяется так, чтобы в скв. испытывать один из объектов.

Билет 9