газовилучення із газового пласта

Газоизвлечение из газового пласта — gas yield of a gas seam — *Gasabgabe der Gasschicht, Gasausbringung – ступінь видобування запасів газу. Розрізняють поточне (яке визначається на певний момент часу) і кінцеве Г. (на період припинення промислової експлуатації родовища). Для кількісної оцінки Г. використовується коефіцієнт Г. – відношення видобутої кількості газу до початкових запасів. Середній коефіцієнт Г. із родовищ 0,85. Мінімальна величина цього показника (0,4–0,6) зафіксована на родовищах з відносно невеликими запасами, які характеризуються також неоднорідністю колекторських властивостей і активним вибірковим просуванням пластових вод. Максимальне Г. (коефіцієнт до 0,9) мають родовища з середніми і незначними запасами, які характеризуються однорідними колекторами. Кінцеве Г. визначається рядом геологічних особливостей, економічними факторами, а також факторами, пов’язаними з розробкою родовищ і видобуванням газу. Основні з них: геологічна будова родовища і водонапірної системи, до якої воно приурочене; активність пластових вод; фізичні властивості пласта-колектора; величини запасів газу і початкового пластового тиску; кількість експлуатаційних свердловин і їх розміщення на площі покладу; порядок розбурювання покладу і черговість введення свердловин в експлуатацію, темпи відбирання газу з покладів; регулювання просування пластової води в покладі; технологія проведення ремонтів експлуатаційних свердловин; боротьба з винесенням піску з привибійної зони, ліквідація піщаних пробок; видалення пластової води і конденсату з вибоїв свердловин та ін.

У разі розробки родовища в умовах прояву газового режиму кінцеве Г. ( ) продуктивного пласта залежить від величини середньозваженого пластового тиску pк на момент закінчення промислової розробки і мінімального рентабельного відбору газу з родовища (дебітів свердловин):

де pп – початковий пластовий тиск; zп – відповідний pп коефіцієнт cтисливості газу; zк – відповідний pк коефіцієнт стисливості газу.

Для родовищ зі значною неоднорідністю пластів-колекторів, складною геологічною будовою і низькими пластовими тисками складає 0,7–0,8. В умовах прояву водонапірного режиму, при якому розробляється більшість газових і газоконденсатних родовищ, Г. в основному залежить від початкової газонасиченості і пористості порід (пряма залежність), їх проникності, макро- і мікронеоднорідностей продуктивного пласта, кінцевого пластового тиску в його обводненій зоні (обернена залежність), характеру протікання капілярних процесів під час витіснення газу водою.

Коефіцієнт кінцевого Г. при розробці в умовах водонапірного режиму і обводнення всього газонасиченого об’єму покладу розраховується за формулою:

де – середньозважений за об’ємом покладу коефіцієнт залишкової газонасиченості. Максимальна величина в цих умовах 0,9. Підвищують Г. в основному за рахунок створення і застосування полегшених промивальних рідин і тампонажних цементних розчинів в процесі добурювання додаткових свердловин, розміщення свердловин першої черги за сіткою, близькою до рівномірної, з метою детальнішого вивчення геологічної будови покладу і охоплення дренажем практично всієї її площі, рівномірного дренування продуктивних відкладів по товщині для попередження передчасного обводнення свердловин.