§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений

В первый период разработки газовых и газоконденсатных месторождений, залегающих на относительно небольших глу­бинах, когда пластовый газ не содержал сероводорода, мер­каптанов, гелия, ртути и использовался главным образом в ка­честве топлива, рассматривали эффективность разработки за­лежей с точки зрения «укрупненных» компонентов: сухого газа (СН₄+С₂Н₆+следы С₃Н₈ и С₄Н₁₀) и углеводородного конден­сата (С₅₊).

В настоящее; время, когда пластовый газ рассматривается как сырье для нефтехимической промышленности и источник энергии, исследуют вопрос о компонентоотдаче и использовании запасов пластовой энергии.

Компонентоотдача газового, газоконденсатного или нефтя­ного месторождения характеризуется коэффициентом компонентоотдачи. Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема Qgi извлеченного из пласта компонента к его геологическим запасам Qзi. Раз­личают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый момент эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти коэффициенты выражаются в процентах , (VII.18)

где i — компонент пластового газа; Q_0i—остаточные запасы компонента.

Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи выражаются сле­дующим образом (в %):

, (VI 1.19)

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 ме­сторождения; 2) средневзвешенное по объему порового про­странства пласта конечное давление в залежи; 3) площадная и по разрезу пласта неоднородность литологического состава и фациальная изменчивость пород пласта; 4) тип месторож­дения (пластовое, массивное); 5) темп отбора газа.

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

(VI1.20)

где Ω_H и Ω_к — начальный и конечный газонасыщенные объемы порового пространства пласта, м³; — соответственно конечные и средневзвешенные по газонасыщенному и обвод­ненному объемам порового пространства пласта безразмерные (т. е. отнесенные к атмосферному давлению) приведенные (т. е. деленные на соответствующие коэффициенты сверхсжимаемости z) давления;  — коэффициент остаточной объемной га­зонасыщенности обводненной (Ω_H—Ω_к) зоны, доли единицы; Q(t)— текущий извлеченный объем газа; _н — начальная газо­насыщенность пласта; Q₃ — запасы газа.

С учетом (VII.20) коэффициент газоотдачи можно выразить так (в %):

(VII.21)

где - начальное средневзвешенное по газонасыщенному объему порового пространства пласта приведенное (т. е. де­ленное на z) давление.

Исследуем зависимость коэффициента газоотдачи от раз­личных геологических, эксплуатационных и физических факто­ров.

1. Коэффициент газоотдачи при газовом режиме эксплуа­тации,

, (VII.22)

2. Коэффициент газоотдачи при жестком водонапорном ре­жиме эксплуатации

(VII.23)

где для песков . (VII.24)

для доломитов (VII.25)

В том случае, если Ω_к/Ω_н=0: для песков (VI 1.26)

для доломитов (VI 1.27)

3. Коэффициент газоотдачи при упруговодонапорном ре­жиме эксплуатации

(VII.28)

где =₀f/(р_в, Q(t)/Q₃), кроме того,  является функцией литологического строения пласта; Q(t) — годовой отбор газа из месторождения.

Если Q(t)/Q₃<0,2 и пласт представлен несцементирован­ным песком, то

(VII.29)

Если Q(t)/Q₃<0,2 и пласт представлен песчаником, то

(VI 1.30)

На коэффициент газоотдачи, кроме рассмотренных, влияют и другие факторы: а) охват пласта вытеснением; б) размеще­ние скважин на структуре и площади газоносности; в) глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб. Учет их рассмат­ривается в других курсах.

На коэффициент конденсатоотдачи в основном влияет сле­дующее: 1) метод разработки месторождения (с поддержанием или без поддержания пластового давления); 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.

Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достига­ется при поддержании начального пластового давления в про­цессе отбора пластового газа. В этом случае коэффициент кон­денсатоотдачи может достигать 85 % при поддержании давле­ния с помощью газообразного рабочего агента и 75 % — при поддержании давления с помощью закачки воды в залежь. Коэффициент конденсатоотдачи несцементированного песка или песчаника при вытеснении жидкого углеводородного кон­денсата водой при постоянном давлении можно рассчитать по уравнению

, (VII.31)

где _НК — начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли ед.

Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления при га­зовом режиме эксплуатации пласта (Ω_H=const) можно опре­делить экспериментально в сосуде pVT (например, на установке УФР-2) в процессе дифференциальной конденсации пластового газа при пластовой температуре (см. § 10 гл. IV) рассчитать аналитически (см. § 11, гл. IV) и далее с учетом влияния по­ристой среды K_K=К_KО-27,810^-4F^1/2, (VII.32)

где F — удельная поверхность пористой среды, см²/см³.

Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления при га­зовом режиме эксплуатации пласта (Ω_H=const) можно найти по различным корреляционным зависимостям, полученным на основе обработки лабораторных экспериментальных данных.