11.3.6. Нафтові облямівки

Нафтовою облямівкою називають поклад нафти, який має газову шапку, причому висота нафтового покладу набагато менша за ви­соту газової шапки і, відповідно, запаси нафти набагато менші за газові. Втім, незважаючи на це, нафтові облямівки іноді мають промислові за­паси.

У нафтогазопромислових регіонах світу виділяють чотири типи нафто­вих облямівок залежно від геологічної будови родовища.

Перший тип приурочений до симетричних антиклінальних структур. Вони характеризуються однаковим напором крайових вод на крилах і на перикліналях, і тому висота нафтової облямівки И повсюдно є також одна­ковою (рис. 11.17).

Другий тип нафтової облямівки відрізняється від першої тим, що її ви­сота є неоднаковою на крилах структури. Це може бути пов'язане з аси­метрією антиклінальної структури, а також з тим, що на одному крилі на­пір крайових вод більший порівняно з напором на протилежному крилі структури (рис. 11.18).

Третій тип нафтової облямівки характеризується тим, що вона є тільки на одному крилі, а на протилежному відсутня. Це може бути пов'язане із

різним напором крайових вод на крилах структури, коли різниця напорів дуже велика (рис. 11.19).

Четвертий тип нафтової облямівки (рис. 11.20) — нафтове скупчення, приурочене до масивних колекторів. Здебільшого це рифогенні утворення, занурені і перекриті непроникними породами, але можуть також являти собою занурені ерозійні останці.

Отже, четвертий тип нафтової облямівки трапляється в колекторах ве­ликої товщини, тобто в колекторах масивного типу. Нафтові облямівки цього типу поділяють на два підтипи за співвідношенням висот газового покладу (/?") і нафтової облямівки {к')\ не менше 10 (рис. 11.20, а); понад 10 (рис. 11.20, б).

Особливості розробки нафтових облямівок:

• на розвідувальному етапі промислові запаси нафти в нафтовій об­лямівці слід обчислювати за категорією ступеня вивчення не менше, як за категорією "В" з поданням її промислової оцінки;

• категорично забороняється розробляти газовий поклад до повного виснаження запасів нафти з нафтової облямівки, якщо вона має промисло­ ве значення;

• як і під час розробки нафтових покладів з газовими шапками, забо­ роняється рух контакту газ—нафта догори в суху (газову) частину колекто­ ру, інакше нафту, що проникла в цю частину, можна повністю втратити для видобутку внаслідок "змочування" сухої частини колектору;

• пластовий тиск у нафтогазовому покладі в процесі розробки можна підтримувати нагнітанням газу в газову частину колектору, а в окремих ви­ падках в його водяну частину (в підошовні, або законтурні, води) з обо­ в'язковими спостереженнями, чи не впливає це на рух контакту газ—нафта догори в суху частину природного резервуара.

11.3.7. Газові поклади

Особливості розробки суто газових покладів визначаються режимом роботи цих покладів, запасами газу в покладі, величиною задано­го видобутку газу на добу і встановленим терміном розробки газового по­кладу.

У зв'язку з тим що газ є дуже мобільною речовиною, виснажити запа­си газу з того чи іншого природного резервуара можливо значно меншою кількістю видобувних свердловин (і навіть однією свердловиною) порівня­но з розробкою покладів нафти.

За водонапірного режиму роботи газового покладу можливо довести коефіцієнт газовіддачі з природного резервуара до одиниці, тому що діють дві рухомі сили: розширення газу в об'ємі та напір вод. Газ розширюється в об'ємі і виходить на поверхню через видобувні свердловини. Вода займає поровий простір, звільнений від газу, а також витісняє його з пор і приму­шує рухатись у напрямку видобувних свердловин.

Під час експлуатації газових родовищ швидкість руху газу в експлуа­таційних свердловинах має не перевищувати певної величини, яку назива­ють максимальною, або критичною, швидкістю. За великої швидкості руху газу може відбутися руйнування пласта у привибійній зоні свердловини, винесення уламків породи в свердловину і навіть на поверхню; можливе також руйнування експлуатаційних колон.

Критичну швидкість фільтрації газу із пласта визначають дослідним способом у кожному конкретному газовому покладі і в кожній свердловині.

Критична величина фільтрації в свердловині зумовлює величину мак­симально допустимого дебіту із свердловини.

Отже, дебіт свердловини в початковий період розробки газового по­кладу переважно обмежується в кожній свердловині. На кожну свердлови­ну залежно від певних характеристик колектору, де пробурена конкретна свердловина, встановлюють норму відбору газу. При цьому виходять з не­допущення швидкості фільтрації газу із пласта вище значення критичної швидкості.

Нормування відбору газу із свердловини під час розробки газових по­кладів в їх приконтурних зонах здійснюють також з метою запобігання

формуванню язиків обводнення, а за наявності підошовних вод — форму­ванню конусів обводнення.

Дебіти газу зі свердловин у процесі розробки газових покладів можуть обмежуватися з таких причин:

• з виносом дрібноуламкового, переважно пелітового, матеріалу з пла­ ста у привибійній зоні пласта закупорюються пори;

• в експлуатаційних свердловинах за великої швидкості фільтрації газ може надмірно охолоджуватися, внаслідок чого виникають термічні напру­ ження в обладнанні, а також гідратоутворення всередині обсадних колон;

• турбулентність потоку газу спричинює вібрацію обладнання і його руйнування.

Нижче наведено особливості розміщення видобувних свердловин на газових покладах.

За відсутності пересування контуру води в пласті, тобто за відсутності в пласті будь-якого водонапірного режиму, сумарна віддача газоносного пласта не залежить від розміщення свердловин. Газовий поклад може бути виснажений і однією свердловиною на структурі, що обумовлюється вели­кою рухливістю газу. Тому іноді видобувні свердловини на газових покла­дах розміщують виключно за техніко-економічними умовами, тобто побли­зу кінцевої точки магістрального газопроводу. Втім це неможливо, якщо заданий певний термін розробки газового покладу. Здебільшого газові по­клади розробляють за рівномірною сіткою видобувних свердловин або роз­ташовують експлуатаційні свердловини батареями.

Рівномірні сітки видобувних свердловин застосовують, якщо газовий поклад знаходиться в монолітних однорідних пластах (враховують порис­тість і проникність, товщину, плікативні та розривні ускладнення пласта тощо). Відстань між свердловинами вибирають залежно від фільтраційних властивостей пласта, яка зумовлює можливу швидкість газу в пористому середовищі пласта.

Якщо газові поклади належать до неоднорідних пластів, з плікативни­ми ускладненнями, з якими пов'язаний нерівномірний розподіл тріщину­ватості колектору, доцільно розміщувати видобувні свердловини батареями. Відстань між свердловинами на різних ділянках пласта може зменшуватися і збільшуватися залежно від певних колекторних властивостей пласта на цих ділянках.