17. Особливості розробки покладів в карбонатних колекторах

При розбурюванні цих порід обов’язково слід використовувати керновий матеріал для визначення істинного значення промислової цінності відкритих покладів вуглеводнів.

Безпосередньо в процесі розробки нафтових покладів виникають інші труднощі, пов’язані з тим, що в карбонатних колекторах нафти поклади переважно масивного типу. Особливо це стосується карбонатних рифогенних утворень. На контакті нафти з водою, яка підстилає масивний нафтовий поклад, проходять різні хімічні і біогенні процеси. Дуже часто це приводить до того, що поклади нафти в карбонатних колекторах стають ізольованими від підошвенної води. Тобто утворюється шар, який запечатує нафтовий поклад в нижній частині. Цей непроникний шар формується в результаті заповнення пор, пустот і тріщин колектора вторинним кальцитом і в’язким бітумом.

Прикладом родовища із запечатаним покладом служить родовище Ішимбайське в Передуральському прогині.

Рисунок 26 – Схема видобутку нафти з карбонатного колектору, де формується непроникний шар.

Товщина шару, що запечатує нафтовий поклад в карбонатних колекторах може сягати десятків метрів, а в районі Ішимбайського родовища зафіксовані непроникні шари до 200м і більше, це тому, що в порах пустот і тріщин разом з випаданням кальциту формуються бітумні проби густої нафти і навіть певних похідних з нафти, які щільно закупорюють всі прохідні шляхи для підошвенної води.

В нафтовому покладі в таких родовищах пластовий тиск швидко знижується, дебіти також швидко знижуються.

Для того, щоб поновити видобуток нафти з покладів, які виявились запечатаними, в карбонатних колекторах застосовують буріння свердловин спеціального призначення. Мета свердловин - пройти через весь нафтовий поклад і розкрити непроникний шар (рис.26). Іноді потрібно бурити до 3-4 таких свердловин і більше, це залежить від площі нафтоносності даної структури. Через пробурені свердловини підошвенна вода, яка знаходиться під тиском, проривається в нижню частину нафтового покладу. Таким чином в нафтовому покладі поновлюється пластовий тиск і дебіт свердловин. В деяких випадках дебіти свердловин сягають початкових величин.

18. Особливості розробки покладів з газовою шапкою

Геологічні особливості розробки нафтових покладів з газовими шапками наступні:

1.Видобувні свердловини повинні бути пробурені на всю товщину продуктивного пласта, але перфоруються тільки інтервали, де в пласті зосереджена нафта, тобто нижче контакту газ-нафта.

2.По мірі видобутку нафти з покладу ніколи не дозволяється знижувати пластовий тиск в покладі, щоб запобігти руху контакту газ-нафта вверх по пласту. Це тому, що та нафта, яка займе суху (газову) частину пласта, "змочує" стінки пор і ця нафта стає майже повністю втраченою для видобутку. Це відбувається за рахунок дії молекулярних сил між нафтою, що зайшла в суху частину пласта, і стінками пор.

3.Як правило, поклади нафти з газовою шапкою експлуатуються з підтримкою пластового тиску в покладі з початкової стадії видобутку. Це досягається нагнітанням газу в газову шапку через нагнітальні свердловини.

4.В процесі видобутку нафти з покладу, контакт газ-нафта повинен поступово рухатись вниз.

5.Видобуток газу з газової шапки допускається після виснаження промислових запасів нафти.

У випадку, коли нафтовий поклад з газовою шапкою має також напірні води, які його підстилають, то підтримка пластового тиску в нафтовому покладі може також забезпечуватись нагнітанням води в напірні води. Але це роблять рідко, оскільки є небезпека при нагнітанні води в законтурні або в підошвенні води, що контакт газ-нафта буде рухатись в газову частину природного резервуара.

Таким чином, пластовий тиск у покладах нафти з газовою шапкою підтримується шляхом закачки газу в газову шапку.

Рисунок 27 – Схема видобутку нафти з покладу з газовою шапкою.