Пластовый газ является сырьем для нефтехимической промышленности и источником энергии. Поэтому важен вопрос о компонентоотдаче и использовании запасов пластовой энергии.
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.
, (5.1)
где Qо оставшиеся запасы.
Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи выражаются следующим образом:
, ( 5.2)
(5.3)
Практика разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что коэффициент газоотдачи во многих случаях достигает 8595%, 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.
При разработке месторождений, приуроченных к относительно однородным по коллекторским свойствам пластам в общем случае объем остаточного газа в пласте в конце периода разработки можно выразить следующим равенством:
, (5.4)
где Wн и Wк – начальный и конечный газонасыщенные объемы порового пространства пласта, м3;индексы н, к, в относятся к начальным, конечным и обводненным объемам; aкоэффициент остаточной объемной газонасыщенности обводненной (т. е. Wн- Wк ) зоны, доли единицы;
– средневзвешенное по площади, приведенное (деленное на коэффициент сверхсжимаемости) и безразмерное (отнесенное к атмосферному давлению) давление.
С учетом (5.4) коэффициент газоотдачи запишется в виде:
, (5.5)
Исследуем зависимость коэффициента газоотдачи от различных геологических, эксплуатационных и физических факторов.
1. Коэффициент газоотдачи при газовом режиме эксплуатации (Wн=Wк=const, a=0, Qз=Wн`рн)
, (5.6)
2. Коэффицииент газоотдачи при жестком водонапорном режиме эксплуатации (WнWк; a0, `рн=`pкconst)
. (5.7)
Здесь: для песков 
;
для долмитов 
.
Если Wк=0, то: 
; 
.
3. Коэффициент газоотдачи при упруговодонапорном режиме эксплуатации (WнWк; a0, `рн`pв`pк)
, (5.8)
где a=a0f(рв, Q(t)/Qз, литологии пласта); Q(t) годовой отбор газа из месторождения.
Если Q(t)/Qз0,2, то:
– для несцементированных песков 
; (5.9)
– для песчаников 
. (5.10)
При разработке залежей, приуроченных к резко неоднородным по коллекторским свойствам пластам, пользоваться для определения коэффициента конечной газоотдачи формулой (5.5) нельзя даже при проявлении газового режима.
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:
, (5.11)
где a – коэффициент газонасыщенности; m – коэффициент эффективной пористости. Влиянием коэффициента проницаемости на газоотдачу можно пренебречь.
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 и газоконденсатных 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 а 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 задавочными жидкостями приводит к тому, что в большинстве случаев производительность их резко падает, а иногда скважины после ремонтных работ вообще не удается освоить.
Основными физическими параметрами, влияющими на коэффициент конденсатоотдачи, являются: 1) метод разработки месторождения (с поддержанием или без поддержания пластового давления); 2) потенциальное содержание конденсата (С5+) 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 он может достигать 85 % при поддержании давления с помощью газообразного рабочего агента и 75%при поддержании давления при закачке воды в залежь.
Коэффициент конденсатоотдачи несцементированного песка или песчаника при вытеснении жидкого углеводородного конденсата водой при постоянном давлении можно рассчитать по уравнению
, (5.12)
где rнк – начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли единицы.
Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления при газовом режиме эксплуатации пласта (Wн=соnst) можно определить по различным корреляционным зависимостям, полученным на основе обработки лабораторных экспериментальных данных.