Нефтегазовые месторождения – это нефтяные месторождения с естественной газовой шапкой [2]. Начальное пластовое давление в них ниже давления насыщения, вследствие того, что часть газа растворена в нефти, остальная же находиться над нефтью, образуя первичную газовую шапку.

Нефтегазоконденсатные месторождения – это нефтегазовые месторождения, в газовой части которых содержится значительное количество жирного газа-конденсата, представляющего в основном смесь углеводородов .

Считается, что если в  газа, находящегося в газовой шапке, содержится не более 150-200г конденсата при стандартных условиях, то такое месторождение относится к нефтегазовым. При содержании конденсата от 200г до 600г на  месторождение считают нефтегазоконденсатным со средним содержанием конденсата. Содержание конденсата свыше 600 г на  газа считается высоким [2].

В нефтяной части НГМ находятся нефть вместе с растворенным в ней газом и связанная вода. В газовой части НГМ имеется газ и связанная вода.

К естественным режимам разработки НГМ относятся:

- газонапорный режим, который осуществляется за счет разницы давлений в газовой шапке и нефтяной зоне, при опережающей разработки нефтяной оторочки;

 - режим растворенного газа, при котором вытеснение нефти из пласта происходит за счёт энергии выделяющегося из нефти газа и приводит к образованию газированной жидкости;

- упруговодонапорный режим, при котором вытеснение нефти из пласта происходит за счёт упругой энергии пластовых вод при наличии хорошо проницаемой и достаточно большой водонасыщенной зоны;

- смешанный режим, когда сочетаются несколько режимов, например, газонапорный и упруговодонапорный.

При опережающей разработке нефтяной оторочки для предотвращения конусообразования газовая залежь консервируется на срок выработки основных запасов нефти. Отбор газа из газовой шапки служит способом регулирования ГНК, добыча нефти осуществляется за счёт энергии активных кривых пластовых вод.

Основное требование, предъявляемое к разработке НГМ, состоит в том, что нефть не должна перемещаться в сторону газовой шапки. Считается, что нефть, переместившаяся в газовую зону, создаёт в ней остаточную нефтенасыщенность, в результате чего возникают дополнительные потери нефти, которая «размазывается» по пористой среде газовой шапки.

Разработка НГМ на естественных режимах приводит к ряду трудностей, связанных главным образом с невозможностью достижения высокого темпа отбора нефти из пласта без уплотнения сетки скважин; с высокими газовыми факторами в нефтяных скважинах; выпадением конденсата в пористой среде пласта.

Устранить эти трудности можно посредством перехода на разработку НГМ с воздействием на пласт.

2.2. Упрощенная теория образования газовых конусов

Основным путём предотвращения прорыва газа к нефтяным скважинам, помимо отбора газа из газовой шапки, является значительное уменьшение дебитов нефтяных скважин.

Рассмотрим отбор нефти из нефтяной зоны НГМ, которые не подстилаются пластовой водой (залежи замкнуты). Газовая шапка не разрабатывается. Схема притока нефти к скважине НГМ изображена на рисунке 2.2.1.

Рис 2.2.1.