Опорные скважины — бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий залегания осадочной толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления. При бурении опорных скважин стремяться вскрыть кристаллический фундамент, а там, где он залегает глубоко, бурят до технически возможных в настоящее время глубин. Результаты опорного бурения всесторонне исследуют и в комплексе с другими полученными ранее геолого — физическими данными используют для выяснения общих закономерностей геолого-физического строения района, предварительной оценки перспектив его нефтегазоносности, составления перспективного плана геологоразведочных работ и подсчёта прогнозных запасов нефти и газа.

Параметрические скважины — предназначены для более детального изучения геологического строения разреза, особенно на больших глубинах, и для выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геолого-поисковых работ. По результатам бурения параметрических скважин уточняют стратиграфический разрез и наличие благоприятных для скопления нефти и газа структур, корректируют разработанные по данным опорного бурения перспективы нефтегазоносности района и прогнозные запасы нефти и газа.

Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси нефть-газ в координатах давление — температура имеет петлеобразный вид.

Объемный коэффициент B_о — отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после отделения газа в стандартных условиях.

Давлением насыщения пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться.

Вязкость важнейшее технологическое свойство флюидов. Величина вязкости учитывается при оценке продуктивности скважины, при выборе способа эксплуатации скважин добычи нефти и др.

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность — наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений. По скорости перераспределения давления при известных упругих свойствах пород и жидкости можно судить о проницаемости и других параметрах пласта.

Проницаемость характеризует проводимость породы, т.е. способность пород пласта пропускать жидкость и газ. Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемости.

Смачиваемость — предпочтительное распространение флюида по поверхности твердого тела и его прилипание к этой поверхности в присутствии других не смешивающихся флюидов.

Смачиваемость влияет на:

• распределение флюидов в системе пор, так как смачиваемость определяет распределение флюидов в пласте;
• движение флюидов, так как от смачиваемости породы зависит относительная проницаемость.

Насыщенность — это доля объема пор занимаемая данным флюидом (нефтью, водой, газом). Насыщенность важная характеристика продуктивного пласта определяющая фазовую проницаемость того или иного флюида.

Под пористостью породы понимают наличие в ней пустот (пор, пустот, трещин). Различают полную (абсолютную, общую) и открытую пористость.

Геолого-экономическая оценка запасов по международным стандартам выполняется независимыми аудиторами по западным классификациям, принятым во всем мире.

В целом под запасами подразумевается объем углеводородов, добыча которых из пласта экономически оправдана. Запасы должны быть приурочены к открытым залежам, находящимся в разработке, подготовленным к разработке или находящимся в разведочной стадии освоения.

По Российской действующей классификации 1983 года — это разведанные запасы категорий А, В, С1 и предварительно оцененные запасы категории С2. Запасы углеводородов должны быть извлечены опробованными, принятыми технологическими методами разработки и известными способами эксплуатации.

Согласно Классификации PRMS, оцениваемые запасы углеводородов классифицируют как доказанные, вероятные и возможные. Комиссия США по ценным бумагам и фондовым биржам (SEC) рассматривает только Доказанные запасы нефти, газа и конденсата.

Вместилищем для воды, нефти или газа в недрах земной коры служат породы — коллекторы, окруженные полностью или частично плохо проницаемыми породами. Такие коллекторы называют природными резервуарами.

Под влиянием глубинных процессов происходят колебательные, складчатые и разрывные движения земной коры. Вследствие колебательных движений нарушается горизонтальное положение пластов осадочных горных пород, и образуются пологие прогибы (синеклизы) и вздутия (антеклизы).

Определение возраста горных пород основано на изучении последовательности образования напластований в земной коре. На основании данных об органических остатках, составе, строении и расположении пластов относительно друг друга в вертикальном и горизонтальном направлениях разработана геохронологическая шкала, отражающая геологическую историю Земли. В соответствии с геохронологической шкалой создана стратиграфическая шкала, в которой указываются комплексы горных пород, образовавшиеся в геологические отрезки времени. Ниже приведено соотношение основных геохронологических и стратиграфических подразделений, т.е. интервалов геологического времени и комплексов пород, образовавшихся в соответствующий интервал времени.

Земная кора сложена горными породами, состоящими из минералов. По происхождению горные породы подразделяются на:

• изверженные (магматические),
• осадочные,
• метаморфические.