Одна из основных проблем при разр-ке нефтегазовых залежей связана с трудностями извлечения нефти из нефтяной оторочки. Она проистекает от так называемой проблемы конусообразования.
При реализации сис-мы вертикальных скв-н нефтяная оторочка вскрывается в интервале несколько метров выше ВНК и несколько метров ниже ГНК. При использовании горизонтальных скв-н ее ствол располагается на наибольшем отдалении от ГНК, в нескольких метрах от ВНК
Типы нефтяных оторочек:
а - краевая,
б - краевая с чисто нефтяной зоной,
в - подошвенная,
г - промежуточного типа,
д - краевая оторочка в литологически экранированной залежи,
е - краевая оторочка, смещенная потоком пластовой воды.
Отбор нефти из таких скв-н обусловливается пониженными давл-ями вблизи интервалов дренирования. Поэтому газ газовой (точнее, газоконденсатной) шапки и подошвенная (или краевая) вода прорываются к интервалу дренирования. Формируются конуса газа и воды, которые имеют тенденцию к постоянному соответственно опусканию и подъему. В рез-те продукция добыв-х скв-н загазовывается и обводняется в прогрессирующих масштабах. Достаточно быстро дебит по нефти снижается до уровня, когда дальнейшая эксплуатация скв-ны становится нерентабельной. Следствием этого явл-ся снижение отборов нефти из залежи и достижение низкого значения коэф-та нефтеотдачи. Поэтому ряд из рассматриваемых в дальнейшем изложении сис-м и технологий разр-ки нефтегазовых залежей в той или иной мере рассчитаны на подавл-е этих негативных явлений.
Формирование конусов газа и воды при дренировании нефтяной оторочки вертикальной (а) и горизонтальной (б ) скв-нами
В теории и практике разр-ки м-ний нефти и газа до недавнего времени наличие и скорость естественного фильтрационного потока пластовой воды и угол наклона продуктивных пластов были в разряде так называемых малых пар-ров. Во многих или некоторых случаях это было справедливо. Благодаря наличию естественного фильтрационного потока воды возможны не только смещенные в простр-ве залежи газа и нефти, но и существование залежей углеводородов на моноклиналях, без наличия антиклинальной ловушки.
Продуктивные пласты обычно хар-ризуются весьма малыми углами наклона. Естественно, что таким малым пар-ром, как угол наклона, часто пренебрегали. И правильно делали, рассматривая, напр-р, процессы вытеснения одного флюида другим в слоистых, горизонтальных продуктивных комплексах.
Однако в случае нефтегазовых залежей этот малый пар-р становится принципиально значимым . Рассмотрим две совершенно одинаковые воображаемые антиклинальные ловушки, изображенные на рис. При этом левая ловушка заполнена только нефтью и здесь имеем водоплавающую нефтяную залежь. Правая ловушка явл-ся вместилищем нефтегазовой залежи. Обе ловушки предст-ют собой совокупность пропластков, разделенных друг от друга глинис-
Классификация МПГ
Наиболее полная классификация разработана Дурменьшъян “Г/к м-ния” 1979. По этой классификации Г/К залежи различаются по 11 признакам:
1.По типу залежи:
- Пластовые
- Массивные
- Линзовидные
2. Хар-р ловушки:
- Структурная
- стратиграфическая
- литологическая
3. Хар-р контакта (с водой)
- полностью контактирующие с краевой водой
- частично контактирующие с краевой водой и частично экранируемые непроницаемой поверхностью
- не имеющие контакта с краевой водой
4. Фазовое состояние.
- газовые залежи
- г/к залежи
I класс: однофазные УВ
II класс: 2-хфазные УВ
- газообразные УВ
- жидкие УВ
5. г/к залежи м/б приурочены к складчатым или к платформенным областям. Основное отличие ГКМ на платформах состоит в меньших углах падения продуктивных пластов, меньшей их высоте и, как следствие, более равномерном содержании конденсата по высоте залежи.
6. При наличии н оторочки в залежах платформенного типа, оторочка как правило подстилает залежь и сама явл-ся водоплавающей. Н. оторочки в складчатых областях окаймляют складчатую зону.