НЕФТЯНА́Я ОТОРО́ЧКА

НЕФТЯНА́Я ОТОРО́ЧКА, неф­тя­ная часть га­зо­неф­тя­ной или га­зо­кон­ден­сат­но-неф­тя­ной за­ле­жи, раз­ме­ры и гео­ло­гич. за­па­сы ко­то­рой на­мно­го мень­ше га­зо­вой (га­зо­кон­ден­сат­ной) час­ти двух­фаз­ной за­ле­жи. Н. о. рас­по­ла­га­ет­ся в ниж­ней час­ти за­ле­жи в ви­де слоя неф­те­на­сы­щен­ной по­ро­ды-кол­лек­то­ра (по­сле га­зо­на­сы­щен­ной и пе­ред во­до­на­сы­щен­ной ча­стью). Мощ­ность Н. о. да­же при боль­шой плот­но­сти га­за в пла­сто­вых ус­ло­ви­ях (ок. 0,4 г/см³ на боль­ших глу­би­нах) не пре­вы­ша­ет 35% от вы­со­ты за­ле­жи и сни­жа­ет­ся до 10% и ме­нее на ма­лых глу­би­нах. B за­ви­си­мо­сти от раз­ме­ров H. o. раз­де­ля­ют на про­мыш­лен­ные и не­про­мыш­лен­ные.

Н. о. га­зо­неф­тя­ной за­ле­жи фор­ми­ру­ют­ся дву­мя пу­тя­ми: в ло­вуш­ку сна­ча­ла по­сту­па­ет газ, за­тем нефть, об­ра­зую­щая ото­роч­ку (при этом ос­та­точ­ная неф­те­на­сы­щен­ность во всём объ­ё­ме га­зо­нос­ной час­ти за­ле­жи от­сут­ст­ву­ет); в уже неф­те­нос­ную ло­вуш­ку по­сту­па­ет газ и от­тес­ня­ет нефть в ниж­нюю часть ло­вуш­ки (в этом слу­чае во всём объ­ё­ме га­зо­нос­ной час­ти за­ле­жи со­хра­ня­ет­ся ос­та­точ­ная неф­те­на­сы­щен­ность). При об­ра­зо­ва­нии Н. о. газ в ло­вуш­ку дол­жен по­сту­пать из внеш­не­го ис­точ­ни­ка. Га­за, рас­тво­рён­но­го в неф­ти, да­же при наи­выс­шей сте­пе­ни её де­га­за­ции не­дос­та­точ­но для фор­ми­ро­ва­ния га­зо­неф­тя­ной за­ле­жи с неф­тя­ной ото­роч­кой.

H. o. га­зо­кон­ден­сат­ных за­ле­жей мо­гут иметь раз­ное про­ис­хо­ж­де­ние. Кон­денсационныe H. o. фор­ми­ру­ют­ся в пла­сто­вых ус­ло­ви­ях за счёт кон­ден­са­ции из сжа­тых га­зов зна­чит. час­ти рас­тво­рён­ных жид­ких уг­ле­во­до­ро­дов; обыч­но от­ли­ча­ют­ся низ­кой плот­но­стью неф­ти (800–830 кг/м³), вы­со­ким вы­хо­дом бен­зи­но­ке­ро­си­но­вых фрак­ций (до 90%), не­боль­шой кон­цен­тра­ци­ей смол (до 2%) и твёр­дых ал­ка­нов (б. ч. до 2%). Оста­точныe H. o. об­ра­зу­ют­ся в ре­зуль­та­те об­рат­но­го ис­па­ре­ния оп­ре­де­лён­но­го ко­ли­че­ст­ва бен­зи­но­ке­ро­си­но­вых и мас­ля­ных ком­по­нен­тов неф­тей: име­ют по­вы­шен­ные зна­че­ния плот­но­сти (до 880–900 кг/м³), со­дер­жа­ния смо­ли­стых ве­ществ (св. 10–15%) и твёр­дых ал­ка­нов (до 12–15%); вы­ход бен­зи­но­вых фрак­ций не­боль­шой (до 15%). Во­прос o кри­те­ри­ях ди­аг­но­сти­ки ге­не­тич. ти­па H. o. га­зо­кон­ден­сат­ных за­ле­жей ос­та­ёт­ся дис­кус­си­он­ным.

При боль­шой пло­ща­ди рас­про­стра­не­ния Н. о. мо­гут со­дер­жать круп­ные за­па­сы неф­ти. Од­на­ко пром. раз­ра­бот­ка их со­пря­же­на с боль­ши­ми труд­но­стя­ми из-за воз­мож­но­сти од­но­врем. под­тя­ги­ва­ния к за­бо­ям экс­плуа­тац. сква­жин по­дош­вен­ной во­ды и га­за из га­зо­нос­ной час­ти за­ле­жи. За­ле­жи c H. o. раз­ра­ба­ты­ва­ют­ся как га­зо­вые (га­зо­кон­ден­сат­ные), ес­ли ото­роч­ка име­ет не­про­мыш­лен­ное зна­че­ние, и как га­зо­неф­тя­ные (га­зо­кон­ден­сат­но-неф­тя­ные) – в слу­чае её оцен­ки в ка­че­ст­ве про­мыш­лен­ной.