В статье рассмотрена проблема, характерная для большинства газовых месторождений Западной Сибири, – необходимость вовлечения в разработку месторождений со сложными фильтрационно-емкостными свойствами, обусловленная истощением ресурсного потенциала действующих месторождений на фоне роста спроса на углеводородное сырье.

В качестве альтернативного источника, обладающего промышленным потенциалом, рассмотрена залежь сухого газа ипатовской свиты Верхнеколик-Еганского нефтегазоконденсатного месторождения, которая относится к продуктивным отложениям коньякского и сантонского ярусов и является близким аналогом туронских отложений.

Представлена геолого-физическая характеристика ипатовской свиты, проанализированы изученность и история разработки объекта, приведено сопоставление свиты с аналогами.

Оценка перспективы разработки залежи выполнена на основе комплексного подхода к определению эффективности разработки, включающего в себя расчеты по гидродинамической модели, а также учитывающего опыт разработки аналогичных объектов и анализ имеющихся рисков и неопределенностей.

По результатам проведения многовариантных расчетов авторами выполнен технико-экономический анализ, на основе которого выбран оптимальный вариант разработки, характеризующийся совокупностью наилучших экономических и технологических показателей, определены ключевые параметры разработки, такие как способ заканчивания скважин, степень вскрытия пласта, темп отбора газа.

Дополнительно в работе проведена сценарная оценка влияния наличия наземного обустройства и необходимости капиталовложений на экономическую привлекательность подобных проектов, предложены возможные пути повышения рентабельности проекта.

Представленный анализ позволяет сделать вывод о промышленном потенциале разработки ипатовской свиты и перспективах развития схожих объектов в пределах одновозрастных отложений.

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день в условиях растущего спроса на углеводороды и истощения запасов традиционных залежей все большую актуальность приобретает задача освоения газовых месторождений со сложными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), тем более что значительная часть крупных разрабатываемых месторождений газа Западной Сибири находится в стадии падающей добычи.

Большинство месторождений, вводимых в настоящее время в разработку, приурочено к залежам, характеризующимся сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой расчлененностью, наличием подстилающих вод и проч. Характерным примером таких пластов являются продуктивные отложения коньяк-сантонских и туронских ярусов. Данные пласты имеют региональное развитие, и до недавнего времени большого интереса к их разработке добывающие компании не проявляли. В то же время, по предварительной оценке, в них сосредоточено более 3 трлн м³ газа [1], что позволяет рассматривать эти ресурсы в качестве значимого промышленного источника добычи углеводородного сырья.

История освоения одновозрастных отложений в России началась в 2011 г., когда был получен первый туронский газ на Южно-Русском месторождении. Начало опытно-промышленной эксплуатации другого уникального месторождения – Харампурского – датируется 2014 г. При этом запасы газа Южно-Русского месторождения оцениваются в 300 млрд м³, а Харампурского – более чем в 800 млрд м³ [1].

Таблица 1. Геофизические характеристики пластов-аналогов

В данной статье представлен новый подход по вовлечению в разработку запасов газа ипатовской свиты Верхнеколик-Еганского месторождения (Нижневартовский р-н ХМАО), которая с определенной долей условности может считаться аналогом указанных пластов (табл. 1). Кроме того, авторами статьи проведена оценка перспектив разработки коллекторов сантон-коньякских и туронских отложений.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИПАТОВСКОЙ СВИТЫ

Ипатовская свита, возраст которой определяется как коньяк-сантон, представлена слабосцементированными песчаниками, зеленовато-серыми алевритами, часто глауконитовыми, с глинистым, известковистым и кремнистым цементом, с прослоями серых глин, сидеритовыми конкрециями, углистыми растительными остатками. Залегает ипатовская свита на глубине 815,0–996,2 м [2].

В песках верхней части свиты выявлена газовая залежь, относящаяся к массивному типу. По результатам проведения геолого-разведочных и поисковых работ залежь вскрыта более чем в 600 транзитных скважинах, продуктивность подтверждена по результатам опробования 14 скважин. Во всех скважинах получены притоки сухого газа дебитом 7,2–189,2 тыс. м³ / сут при депрессии 0,1–4,9 МПа. По величине запасов залежь относится к категории крупных: начальные геологические запасы составляют 34 млрд м³.

Разработка газовой залежи ипатовской свиты осложняется низкими ФЕС пласта (табл. 1), высокой расчлененностью, низкой начальной и высокой остаточной газонасыщенностью. Средняя газонасыщенная толщина составляет около 13 м, что обусловливает риск преждевременного обводнения скважин в условиях наличия подстилающей воды.

Начальная пластовая температура – 25 °C, что с учетом низкого начального пластового давления создает риск образования гидратов (рис. 1) [3, 4].

Рис. 1. Условия гидратообразования в пласте ипатовской свиты Верхнеколик-Еганского месторождения

В настоящее время отмечается недостаточная изученность ипатовской свиты. В открытых источниках накоплен незначительный объем информации по разработке и эксплуатации подобных объектов.

ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ ИПАТОВСКОЙ СВИТЫ

Для Нижневартовского района добыча газа исторически не является приоритетной задачей, поэтому впервые интерес к ипатовской свите как к газовому активу возник в 2013 г. С этого года были инициированы работы по созданию постоянно действующей геолого-технологической модели и запланировано проведение опытно-промышленных работ (ОПР).

В 2017 г. в рамках проведения ОПР в целях выбора оптимального типа заканчивания были пробурены одна наклонно-направленная (ННС) и одна горизонтальная (ГС) скважины, проведено их испытание (без гидроразрыва пласта). При сопоставимых депрессиях (2,3 МПа) дебит горизонтальной скважины составил 117,4 тыс. м³ / сут, что на 41 % больше дебита вертикальной скважины (83,3 тыс. м³ / сут).

Также в рамках ОПР был произведен отбор керна из вертикальной скважины. В ходе исследований керна получена петрофизическая зависимость коэффициента проницаемости К_пр от коэффициента пористости К_п: К_пр = f(К_п), построена капиллярная модель и уточнено значение начальной газонасыщенности (0,34 д. ед.), оказавшееся значительно ниже значения соответствующего показателя пластов-аналогов (0,54–0,64 д. ед.). Потоковые исследования позволили уточнить подвижные характеристики газожидкостной смеси.

Исходя из геолого-физических характеристик пласта и опыта разработки отечественных газовых залежей подобного типа можно сделать вывод, что оптимальным для эксплуатации газовых скважин является режим, при котором депрессия на пласт не превышает 20 % начального пластового давления [5].

По результатам ОПР дебиты газа в газодобывающих скважинах, пробуренных на ипатовской свите, в 2–5 раз ниже, чем в скважинах, эксплуатирующих сеноманские отложения.

С учетом опыта, накопленного в процессе ОПР, в ходе которых изучался пласт Т Харампурского месторождения [6], можно констатировать, что ипатовская свита должна разрабатываться преимущественно горизонтальными скважинами.

Наиболее эффективным является бурение ГС с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), однако в условиях маломощной водоплавающей залежи ипатовской свиты данная технологическая операция многократно повышает риск прорыва воды, поэтому эксплуатация объекта планируется без проведения ГРП.

В целях уточнения ФЕС на каждой из скважин выполнено по одному газодинамическому исследованию.

Результаты исследований подтвердили опыт разработки пластов-аналогов, продемонстрировавший бльшую эффективность горизонтальных скважин по сравнению с наклонно-направленными (для ННС a = 2,92 МПа²/ (тыс. м³ / сут), b = 0,0091 МПа² / (тыс. м³ / сут)2; для ГС a = 1,66 МПа² / (тыс. м³ / сут), b = 0,0073 МПа² / (тыс. м³ / сут)² , где а – линейный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа² / (тыс. м³ / сут), b – квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа² / (тыс. м³ / сут)² ), и стали основой для адаптации гидродинамической модели, по которой выполнялись технологические расчеты.

Из всей имеющейся информации наибольшую неопределенность представляет коэффициент остаточной газонасыщенности К_ог. По данным собственных исследований, значение К_ог составляет 0,246 д. ед., что существенно выше принятого по аналогии с пластом Т Харампурского месторождения (0,159 д. ед.). Однако образцы, на которых проведены исследования, имеют завышенные значения начальной газонасыщенности (0,65–0,78 д. ед.) и проницаемости (0,015–0,23 мкм²) и не описывают основной диапазон ФЕС пласта, что в совокупности с незначительным объемом собственных исследований (их было проведено всего два) не позволяет достоверно оценить значение остаточной газонасыщенности.

По результатам проведения ОПР построена геолого-гидродинамическая модель (ГГДМ), свойства которой приведены в табл. 2. В основе ГГДМ лежит трехфазная изотермическая модель в системе «свободный газ – вода», что обусловлено фазами, насыщающими пласт.

Таблица 2. Свойства гидродинамической модели ипатовской свиты Верхнеколик-Еганского месторождения

На основании построенной модели авторами статьи был определен наиболее эффективный вариант разработки ипатовской свиты.

НОВЫЙ ПОДХОД к ВОВЛЕЧЕНИЮ В РАЗРАБОТКУ ЗАПАСОВ ГАЗА ИПАТОВСКОЙ СВИТЫ

Ввиду особенностей геологического строения залежи за основу размещения проектных скважин принята лучевая (кольцевая) схема, обеспечивающая одновременное расположение скважин в зонах максимальных газонасыщенных толщин и на минимальных гипсометрических отметках.

Авторами также рассматривалась возможность использования возвратного фонда, однако согласно проектным решениям 100 % технически исправного фонда предполагается использовать на нижележащих нефтяных объектах.

Рис. 2. Схемы размещения проектного фонда наклонно-направленных скважин и газовой скважины с длиной ствола 800 м (рекомендуемый вариант) ипатовской свиты Верхнеколик-Еганского месторождения

В ходе многовариантных расчетов варьировались следующие параметры:

1. способ заканчивания ННС и ГС, причем длина ствола скважины принималась равной 400, 600, 800 и 1200 м (рис. 2);
2. степень вскрытия (интервал проводки ГС с отступом от газоводяного контакта) – 0,3; 0,5; 0,7;
3. темп отбора газа от начальных газовых запасов варьировался в пределах 2–3 % с шагом 0,5 %.

Кроме того, в связи с имеющейся неопределенностью расчет технологических показателей выполнялся по двум сценариям, в которых использовались модифицированные относительные фазовые проницаемости с К_ог, равным 0,159 и 0,246 д. ед., причем последнее значение было принято по данным собственных исследований.

При расчете прогнозных показателей для газовых скважин задавались следующие технологические ограничения: предельное устьевое давление – 2,03 МПа, предельная депрессия – 3,04 МПа. Экономические условия отключения скважин: дебит газа менее 10 тыс. м³ / сут, водогазовый фактор (ВГФ) более 0,0001 м³ / см³.

Эффективность разработки определялась соотношением между капитальными вложениями в строительство скважин и объектов наземного обустройства, операционными затратами на содержание фонда скважин и прибылью от реализации добываемого газа.

Рис. 3. Технико-экономическое обоснование выбора рекомендуемого варианта разработки ипатовской свиты Верхнеколик-Еганского месторождения с длиной ствола горизонтальной скважины 800 м с интервалом проводки, равным 0,3 уровня газоводяного контакта, на основе следующих факторов: а) способа заканчивания скважины; б) темпа отбора газа; в) степени вскрытия разреза

На основе технико-экономического анализа (рис. 3) был выбран оптимальный вариант разработки с длиной горизонтального ствола 800 м с интервалом проводки ГС, равным 0,3 уровня газоводяного контакта (ГВК).

Темп отбора газа от начальных запасов определен исходя из соотношения периода постоянных отборов газа и минимально допустимого уровня отбора газа, при котором будет обеспечиваться нормальное функционирование газотранспортной сети. Установлено, что для ипатовской свиты оптимальный темп отбора газа от начальных запасов составляет 2,5 %.

При расчете варианта с К_ог = 0,159 д. ед. накопленная добыча газа закономерно превышает аналогичный показатель при К_ог = 0,246 д. ед. на 90 %, при этом газоотдача при оптимистичном сценарии составляет не более 0,6 д. ед., при пессимистичном – не более 0,3 д. ед. (рис. 4).

Рис. 4. Технико-экономические показатели рекомендуемого варианта разработки ипатовской свиты Верхнеколик-Еганского месторождения при разных значениях коэффициента остаточной газонасыщенности

Согласно обзору разрабатываемых месторождений газа [7] (табл. 3), для рассматриваемого типа залежей характерно значение коэффициента извлечения газа менее 0,6, что коррелирует с полученными результатами.

Таблица 3. Предельные значения фактических коэффициентов конечной газоотдачи в зависимости от типа коллектора

Базовый сценарий монетизации газа объекта «Ипатовская свита Верхнеколик-Еганского месторождения» предполагает строительство газопровода до Северо-Варьеганского месторождения протяженностью около 200 км, откуда газ будет поступать на компрессорную станцию «Аганская». Поскольку в данный момент на Верхнеколик-Еганском месторождении отсутствует необходимая инфраструктура для функционирования газового промысла, реализация проекта предполагает значительные капитальные расходы. Вложения в строительство дорог и трубопроводов составляют порядка 70 % в структуре затрат на освоение объекта и не окупаются при самостоятельной разработке.

Авторами проведена технико-экономическая оценка перспектив разработки ипатовской свиты в случае, если бы на месторождении уже существовала газовая инфраструктура. Технико-экономический анализ показывает, что при наличии развитой инфраструктуры добыча газа окупила бы затраты на бурение скважин и строительство кустовых площадок.

Таким образом, разработка объектов, аналогичных ипатовской свите, может быть рентабельной, если их рассматривать в роли второстепенных, для продления плато добычи газа в период постоянных отборов.

Повысить эффективность разработки подобных залежей может изменение налогового законодательства, где по аналогии с нефтяными залежами можно ввести понятие трудноизвлекаемых запасов для газовых объектов.

Рис. 5. Обзорная схема возможных путей монетизации газа ипатовской свиты Верхнеколик-Еганского месторождения

В ближайшей перспективе монетизация свободного газа ипатовской свиты не планируется ввиду низкой экономической привлекательности проекта. В настоящее время проектная команда ведет работы по поиску оптимального решения для разработки данного объекта, предложен вариант синергии с несколькими соседними месторождениями ПАО «Газпром», требующий детальной проработки (рис. 5). Ориентировочная дата реализации проекта – 2030 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время многие добывающие компании ведут работы по изучению и освоению коньякских и туронских отложений, в которых содержатся значительные запасы свободного газа. Однако изученность подобных отложений находится на низком уровне, что не позволяет однозначно подобрать технологию для оптимального извлечения газа.

Согласно текущему представлению подобные пласты характеризуются высокой расчлененностью (>10), низкой проницаемостью (<0,03 мкм²), что обусловливает наличие дополнительных сложностей при разработке. При этом достигаемый коэффициент извлечения газа может варьироваться от 0,3 до 0,6 д. ед.

Эффективность разработки коньякских и туронских отложений требует комплексного подхода, учитывающего аспекты поверхностного обустройства конкретного месторождения.

По результатам представленного исследования, в рамках которого в качестве объекта рассматривалась ипатовская свита Верхнеколик-Еганского нефтегазоконденсатного месторождения, разработка залежи признана неэффективной ввиду низкой рентабельности из‑за высокой стоимости поверхностного обустройства.

Источник: журнал Территория "Нефтегаз" 1-2.2021
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ РАЗРАБОТКИ КОНЬЯКСКИХ И ТУРОНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ НА ПРИМЕРЕ ИПАТОВСКОЙ СВИТЫ