Компонентоотдача месторождений природных газов - Основы добычи нефти и газа

Компонентоотдача газового, газоконденсатного или нефтяного месторождения характеризуется коэффициентом компонентоотдачи.

Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема, извлеченного из пласта компонента QД к его геологическим запасам QЗ,. Различают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый момент эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти коэффициенты выражаются в процентах:

, (4.99)

Где Q0 - оставшиеся запасы.

Коэффициенты газо -- и конденсатоотдачи выражаются следующим образом:

, . (4.101)

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 %.

Коэффициент газоотдачи. 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.

На коэффициенты газоотдачи, кроме рассмотренных, влияют и другие факторы: а) охват залежи вытеснением; б) размещение скважин на структуре и площади газоносности; в) глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб.

Коэффициент газоотдачи больше у пород с большей пористостью и газонасыщенностью и меньшей проницаемостью. 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 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 в 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 жидкостями глушения приводит к тому, что в большинстве случаев производительность скважин резко падает, а иногда, после ремонтных работ, их вообще не удается освоить.

Похожие статьи




Компонентоотдача месторождений природных газов - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая