2018-03-09
472
Пластовый газ является сырьем для нефтехимической промышленности и источником энергии. Поэтому важен вопрос о компонентоотдаче и использовании запасов пластовой энергии.
Компонентоотдача газового, газоконденсатного или нефтяного месторождения характеризуется коэффициентом компонентоотдачи.
Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема извлеченного из пласта компонента 
к его геологическим запасам 
. Различают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый момент эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти коэффициенты выражаются в процентах.
, (14.1)
где 
— оставшиеся запасы.
Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи выражаются следующим образом:
, (14.2)
. (14.3)
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:
- режим эксплуатации месторождения;
- средневзвешенное по объему порового пространства пласта конечное давление в залежи;
- площадная и по разрезу пласта неоднородность литологического состава и фациальная изменчивость пород пласта;
- тип месторождения (пластовое, массивное);
- темп отбора газа.
При разработке месторождений, приуроченных к относительно однородным по коллекторским свойствам пластам в общем случае объем остаточного газа в пласте в конце периода разработки можно выразить следующим равенством:
, (14.4)
где 
и 
— начальный и конечный газонасыщенные объемы порового пространства пласта, м3; индексы «н», «к», «в» относятся к начальным, конечным и обводненным объемам; 
— коэффициент остаточной объемной газонасыщенности обводненной (т.е. 
) зоны, доли единицы; 
— средневзвешенное по площади, приведенное (деленное на коэффициент сверхсжимаемости) и безразмерное (отнесенное к атмосферному давлению) давление.
С учетом (14.4) коэффициент газоотдачи запишется в виде:
, (14.5)
Исследуем зависимость коэффициента газоотдачи от различных геологических, эксплуатационных и физических факторов.
Коэффициент газоотдачи при газовом режиме эксплуатации ( 
, 
, 
)
. (14.6)
Коэффициент газоотдачи при жестком водонапорном режиме эксплуатации ( 
; 
, 
)
. (14.7)
Здесь: для песков 
;
для долмитов 
.
|
|
|
Если 
, то: 
; 
.
Коэффициент газоотдачи при упруговодонапорном режиме эксплуатации ( ; , 
)
, (14.8)
где 
, литологии пласта); 
— годовой отбор газа из месторождения.
Если 
, то:
для несцементированных песков 
; (14.9)
для песчаников 
. (14.10)
При разработке залежей, приуроченных к резко неоднородным по коллекторским свойствам пластам, пользоваться для определения коэффициента конечной газоотдачи формулой (14.5) нельзя даже при проявлении газового режима.
На коэффициенты газоотдачи, кроме рассмотренных, влияют и другие факторы:
- охват залежи вытеснением;
- размещение скважин на структуре и площади газоносности;
- глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб.
Коэффициент газоотдачи больше у пород с большей пористостью и газонасыщенностью и меньшей проницаемостью:
, (14.11)
где — коэффициент газонасыщенности; 
— коэффициент эффективной пористости. Влиянием коэффициента проницаемости на газоотдачу можно пренебречь.
Коэффициент газоотдачи практически не зависит от вязкости газа и воды и поверхностного натяжения на границе фаз (при различных температурах), а также от давления вытеснения и скорости вытеснения газа водой. На этот коэффициент в основном влияют капиллярные процессы, происходящие при вытеснении газа водой, а также коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Чем больше макро- и микронеоднородность пласта, тем меньше коэффициент газоотдачи.
Со снижением пластового давления в обводненной зоне пласта увеличивается коэффициент остаточной газонасыщенности, что приводит к уменьшению фазовой проницаемости для воды. Стабилизация коэффициентов остаточной газонасыщенности и фазовой проницаемости для воды происходит практически одновременно. После достижения критической газонасыщенности «защемленный» газ обретает подвижность и выходит в газонасыщенную часть залежи, что может существенно увеличить ее газоотдачу.
При разработке газовых и газоконденсатных залежей, приуроченных к однородным по коллекторским свойствам пластам, в целях увеличения конечной газоотдачи рекомендуется увеличивать темп отбора газа из них. В этом случае вода не успевает поступать а газовую залежь, в связи с чем резко сокращается количество «защемленного» ею газа.
В случае разработки неоднородных по коллекторским свойствам залежей их форсированная разработка может привести к избирательному обводнению, значительно снижающему газоотдачу месторождения в целом.
Существенно может снизить газоотдачу месторождений проведение капитальных и подземных ремонтов на заключительной стадии разработки залежи. В этот период эксплуатации глушение скважин глинистым раствором или другими задавочными жидкостями приводит к тому, что в большинстве случаев производительность их резко падает, а иногда скважины после ремонтных работ вообще не удается освоить.
Основными физическими параметрами, влияющими на коэффициент конденсатоотдачи, являются:
- метод разработки месторождения (с поддержанием или без поддержания пластового давления);
- потенциальное содержание конденсата (С5+) в газе;
- удельная поверхность пористой среды;
- групповой состав и физические свойства конденсата (молекулярная масса и плотность);
- начальное давление и температура.
Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании начального пластового давления в процессе отбора пластового газа. В этом случае он может достигать 85 % при поддержании давления с помощью газообразного рабочего агента и 75 % — при поддержании давления при закачке воды в залежь.
Коэффициент конденсатоотдачи несцементированного песка или песчаника при вытеснении жидкого углеводородного конденсата водой при постоянном давлении можно рассчитать по уравнению
|
|
|
, (14.12)
где 
— начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли единицы.
Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления при газовом режиме эксплуатации пласта ( 
) можно определить по различным корреляционным зависимостям, полученным на основе обработки лабораторных экспериментальных данных.
