Газоотдача

ГАЗООТДАЧА газового пласта (а. gas yield of а gas seam; н. Gasabgabe der Gasschicht; Gasausbringung; ф. rendement de la соuche а gaz; и. produccion de la capa соn gas) — характеризуется степенью извлечения запасов газа.

Различают текущую (определяемую на некоторый момент времени) и конечную газоотдачу (на период прекращения промышленной эксплуатации месторождения). Для количественной оценки газоотдачи используется коэффициент газоотдачи — отношение добытого количества газа к начальным запасам. Средний коэффициент газоотдачи месторождений 0,85. Минимальное значение этого показателя (0,4-0,6) отмечено на месторождениях с относительно небольшими запасами, характеризующихся также неоднородностью коллекторских свойств и активным избирательным продвижением пластовых вод. Максимальной газоотдачей (коэффициент до 0,9) обладают месторождения со средними и незначительным запасами, представленными однородными коллекторами.

Конечная газоотдача определяется рядом геологических особенностей, экономическими факторами, а также факторами, связанными с разработкой месторождений и добычей газа. Основные из них: геологическое строение месторождения и пластово-водонапорной системы, к которой оно приурочено; активность пластовых вод; физические свойства пласта-коллектора; величины запасов газа и начального пластового давления; количество эксплуатационных скважин и их расстановка по площади залежи; порядок разбуривания залежи и очерёдность ввода скважин в эксплуатацию; темпы отбора газа из залежей; регулирование продвижения пластовой воды в залежи; технология проведения ремонтов эксплуатационных скважин; борьба с выносом песка из призабойной зоны; ликвидация песчаных пробок; удаление пластовой воды и конденсата с забоев скважин и др.

В случае разработки месторождения в условиях проявления газового режима конечная газоотдача (bk) продуктивного пласта зависит от величины средневзвешенного пластового давления Рк на момент окончания промышленной разработки и минимального рентабельного отбора газа из месторождения (дебитов скважин):

Реклама



где Рн — начальное пластовое давление;

Zн — соответствующий Рн коэффициент сверхсжимаемости газа;

Zk — соответствующий Рк коэффициент сверхсжимаемости газа.

Для месторождений со значительной неоднородностью пластов-коллекторов, сложным геологическим строением и низкими пластовыми давлениями bk составляет 0,7-0,8. В условиях проявления водонапорного режима, при котором разрабатывается большинство газовых и газоконденсатных месторождений, газоотдача в основном зависит от начальной газонасыщенности и пористости пород (прямая зависимость), их проницаемости, макро- и микронеоднородностей продуктивного пласта, конечного пластового давления в его обводнённой зоне (обратная зависимость), характера протекания капиллярных процессов при вытеснении газа водой.

Коэффициент конечной газоотдачи при разработке в условиях водонапорного режима и обводнения всего газонасыщенного объёма залежи рассчитывается по формуле

где аост — средневзвешенный по объёму залежи коэффициент остаточной газонасыщенности.

Максимальное значение bк в этих условиях 0,9.

Повышают газоотдачу в основном за счёт создания и применения облегчённых промывочных жидкостей и тампонажных цементных растворов в процессе добуривания дополнительных скважин, размещения скважин первой очереди по сетке, близкой к равномерной, для более детального изучения геологического строения залежи и охвата дренажом практически всей её площади, равномерного дренирования продуктивных отложений по мощности для предотвращения преждевременного обводнения скважин. Для равномерного дренирования продуктивного разреза, а также приобщения к нему всей вскрытой толщины продуктивного пласта ликвидируют песчаные пробки и столбы жидкости на забоях скважин, применяют нефтяные, газоконденсатные, кислотные и другие ванны, специальное забойное оборудование. Для определения состояния скважин одновременно с дебитометрией, шумометрией, термометрией и др. проводят их газодинамические исследования.

Повышение газоотдачи на 1% равнозначно значительному увеличению добычи газа без дополнительных капитальных затрат на обустройство промыслов и транспорт газа. Особенно важно решение этой проблемы применительно к месторождениям с запасами газа до 10 млрд. м3CCCP — около 500 с суммарными запасами около 1 трлн. м3, 1980), на которых отмечаются наиболее низкие значения коэффициента газоотдачи, а также для месторождений с низкими пластовыми давлениями (Тюменская область, РСФСР).