3.3 Газоотдача и конденсатоотдача пластов
Для характеристики эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений используют коэффициенты газоотдачи и конденсатоотдачи пластов.
Коэффициентом газоотдачи г называют отношение объёма извлеченного из пласта газа Qд к его начальным запасам QН
(3.3)
Чем выше начальное и ниже конечное давление, больше газоотдача месторождения при газовом peжиме.
Для месторождений с хорошими коллекторскими свойсл при высоких начальных пластовых давлениях коэффициент газоотдачи может достигать 0,97.
Для месторождений со значительной неоднородностью продуктивных пластов, сложным геологическим строением, низкими начала пластовыми давлениями коэффициент конечной газоотдачи, составляет 0,7 - 0,8.
При водонапорном режиме газоотдача зависит от темпов разработки месторождения, механизма вытеснения газа водой, коллекторских свойств пласта, степени его однородности, начального и конечного пластовых давлений и многих других факторов.
По многим причинам газ из пласта вытесняется водой не полностью, часть его остается фронтом вытеснения. Опыт разработки газовых месторождений и лабораторные исследования указывают, что при вытеснении газа водой главная причина значительных объёмов защемленного газа - неравномерность внедрения воды в залежь, обусловленная неоднородностью коллекторов и неравномерностью отборов из различных участков и интервалов пласта.
В зависимости от геологических условий и системы разработки месторождения коэффициент газоотдачи при водонапорном режиме может изменяться от до 0,97.
Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений заключается в возможности при снижении давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях.
Ценность конденсата ставит перед рациональной системой разработки месторождения требование наиболее полного извлечения конденсата из пласта.
В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления как чисто газовые) или с поддержанием давления в пласте.
Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных по сравнению с другими методами затратами.
Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным.
Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляется двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения.
Полнота извлечения конденсата из пласта характеризуется коэффициентом конденсатоотдачи, под которым понимают отношение объема извлеченного из пласта конденсата к его первоначальным запасам.
На конечный коэффициент конденсатоотдачи влияют: способ разработки месторождения (с ППД или нет), содержание конденсата в газе, составы конденсата и газа, удельная поверхность пористой среды, начальное пластовое давление и температура и другие факторы.
Практика разработки месторождений показывает, что коэффициент конечной конденсатоотдачи обычно изменяется от 0.3 до 0,75. Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании пластового давления в процессе отбора газа. Если поддержание давления осуществляется закачкой 8 залежь газа, то коэффициент конденсатоотдачи может составлять 0,85, а при закачке воды - 0,75.