8.5 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений

Технологии газоизвлечения в первые годы освоения газовых место­рождений были ориентированы на использование газовых смесей как ис­точника топлива, и эффективность разработки залежей оценивалась по вы­ходу сухого газа (СH₄ + С₂Н₆ + следы С₃Н₈ и С₄Н₁₀) и конденсата (С₅₊). В настоящее время пластовый газ рассматривается как сырье для нефтехи­мической промышленности и источника энергии, в связи с чем появилось понятие о компонентоотдаче.

Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема Q_qi извлеченного из пласта компонента к его геологическим запа­сам Q_3i (Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский, 1982 г.):

EMBED Equation.3 (8.11)

Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи тогда выразятся следую­щим образом:

EMBED Equation.3 (8.12)

Практика разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что коэффициент газоотдачи во многих случаях достигает 85-95 %, в то время как коэффициент конденсатоотдачи изменяется от 30 % до 75 %.

Основными физическими факторами, влияющими на коэффициент газоотдачи, являются:

1. режим эксплуатации залежи;

2. средневзвешенное по объему резервуара конечное давление в залежи;

3. послойная и зональная неоднородности пород пласта;

4. тип залежи (структурная, литологического или массивного типа);

5. темп отбора газа.

В общем случае объем остаточного газа в пласте в конце периода разработки можно выразить следующим равенством [1]:

EMBED Equation.3 (8.13)

где Ω_н и Ω_к - начальный и конечный газонасыщенные объемы порового пространства пласта, м³;

EMBED Equation.3 и EMBED Equation.3 - соответственно конечные и средневзвешенные по газонасыщенному и обводненному объемам порового пласта безраз­мерные (то есть отнесенные к атмосферному давлению) приве­денные (то есть деленные на соответствующие коэффициенты сверхсжимаемости Z) давления;

α - коэффициент остаточной объемной газонасыщенности об­водненной зоны объемом (Ω_н - Ω_к), доли единицы;

Q(t) - текущий извлеченный объем газа;

ρ_н - начальная газонасыщенность пласта;

Q_з - запасы газа.

Для случаев проявления различных режимов при разработке газовых залежей коэффициенты газоотдачи рассчитываются по соответствующим зависимостям:

1) при газовом режиме эксплуатации

EMBED Equation.3 (8.14)

при Ω_н = Ω_к = const; Q_з= Ω_н·(Р_н/Z_н); α = 0

2) при жестком водонапорном режиме

EMBED Equation.3 (8.15)

при Ω_н > Ω_к; EMBED Equation.3  EMBED Equation.3  EMBED Equation.3 ; α > 0,4;

3) при упруговодонапорном режиме

EMBED Equation.3 (8.16)

где α = α₀·f ( EMBED Equation.3 );

Q(t) - годовой отбор газа из залежи; α за­висит также от литологии пласта (это учитывается в эмпирических форму­лах для песков, песчаников и карбонатных пластов).

На коэффициент газоотдачи влияют:

2. размещение скважин на залежи;

3. охват пласта вытеснением;

4. глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб (НКТ).

На коэффициент конденсатоотдачи влияет следующее:

1. способ разработки залежи (с ППД или без ППД);

2. потенциальное содержание конденсата (C₅₊) в газе;

3. удельная поверхность пористой среды;

4. групповой состав и физические свойства конденсата (молекулярная масса и плотность);

5. начальное давление и температура;

6. темп отбора газа.

Поддержание пластового давления с помощью газообразного агента может увеличить конденсатоотдачу до 85 %, с помощью воды - до 75 %.