Особенности геологического строения разработки нефтегазовых залежей

Особенностью является то, что при данных начальных пластовых термобарических состояниях, система находится в перенасыщенном состоянии(т.есущечствует жидкая и газовая фаза).

Разница в начальных пластовых давлениях в разных точках пласта месторождения различается на 5-12%. В фонтанном фонде скважин осложнение- прорыв газа в систему сбора (приводит к увеличению давления в системе сбора с 15 атм до 40-60 атм) сопровождающиеся большими вибрациями, в механизированном фонде скважин – срыв подачи.

В контактных зонах на границах ГНК, благодаря отсечению газовой шапки от нефтяной перемычки 1, 5-2 метра создавались условия реализации практически тех же режимов, что и в нефтяных залежах, только с осложнениями вязкостной характеристики и дебитов. Отсюда нефтегазовые залежи сложного строения требуют выделения так называемых частных технологий даже в пределах одних и тех же объектов. Пример – Лянтор, в пределах этого месторождения выделено 4 обьекта.

Осложнения – опережение выработки газа из газовой шапки. Применяют барьерное заводнение(газ.шапка отсекается барьерным рядом)

по условиям насыщения зоны (части) в НГЗ
В НГЗ могут быть выделены:

1. ПГЗ - подгазовая зона в пределах внешнего контура газоносности;

2. ЧНЗ - чисто нефтяная зона между внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности;

3. ВНЗ - водонефтяная зона между внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Особенности разработки обусловлены:

1.фазовым состоянием системы при начальных пластовых условиях (система перенасыщена газом)

2.геологические литофациальные особенности НГЗ (послойная и зональная неоднородность, тектоническая нарушенность,, глинизация

Перечисленные факторы определяют ряд особенностей разработки НГЗ:

1) т.к. Δ Р = Р_пл^нач - Р_нас = 5 -10 ат, скважины работают при P_заб< Р_нас;

2) вокруг каждой добывающей скважины развиваются зоны разгазирования (происходит движение газонефтяной системы со снижением фазовой проницаемости по нефти);

3) отмечаются повышенные газовые факторы нефти; (для НГЗ 150-300м3/т, а в НЗ 30-90 м3/т)

4) происходит вытеснение газированной нефти водой;

5) в подгазовой зоне (ПГЗ) вскрытие пласта перфорацией предусматривает отступление от ГНК на 4-5 метров для предупреждения прорыва верхнего газа и от ВНЗ на 1.5-2 метра.

6) при прорыве воды (законтурной, подошвенной или закачиваемой) происходит трехфазная фильтрация со всеми отрицательными последствиями;

7) конечнаянефтеотдача в НГЗ при прочих равных условиях на 10-15 % ниже, чем в чисто нефтяных залежах;

8) глубинно-насосное оборудование работает в более неблагоприятных условиях по сравнению с нефтяными залежами.

9) Интервалы перфорации требуют тщательного анализа характера послойной неоднородности пласта.

10)Местоположение ГНК и ВНК может обеспечить многообразие типов НГЗ (до 12 по Самарцеву)