Геологические особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Газ обладает незначительной вязкостью и высокой подвижностью по сравнению с нефтью. Поэтому давление в газовой залежи при разработке распределяется равномерно во всей залежи. Поэтому на газовом месторождении количество эксплуатационных скважин бурится меньше, чем на нефтяном.

При расположении скважин учитывается режим залежи, поэтому их располагают параллельно контуру газоносности. Если залежь однородная, то скважины располагают по равномерной сетке, а при неоднородной залежи – по неравномерной сетке. Расстояния между скважинами берутся от 700 м до 2500 м.

При разработке газовых залежей скважины эксплуатируют на максимальных дебитах. Если породы неустойчивые, то следует ограничивать дебит скважины, т.к. при высокой скорости движения газа будет происходить частично разрушение скелета породы и вынос песка.

Если газовая залежь имеет нефтяную оторочку с промышленным запасом нефти, то вначале отбирают нефть, а затем газ, т.к. нефть будет перемещаться по пласту за счет энергии газа. В некоторых случая можно одновременно отбирать нефть и газ. При этом необходимо контролировать, чтобы давление снижалось одинаково. В противном случае нефть переместится в газовую часть и покроет тонкой пленкой сухие поры газовой части залежи – эта нефть будет неизвлекаемой.

Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие углеводороды, называются газоконденсатными.