Низкопроницаемые коллекторы газоконденсатных месторождений, к которым в первую очередь относятся пласты ачимовских отложений, являются основным объектом для наращивания добычи нефти и газа. В статье предлагается комплекс мероприятий по внедрению технологии разработки низкопроницаемых коллекторов Уренгойского месторождения и выявляется его экономическая эффективность.
Ключевые слова: низкопроницаемые коллекторы, ачимовские отложения, газоконденсатные месторождения, гидроразрыв пласта, многостадийный гидроразрыв пласта.
Ачимовские отложения Уренгойского месторождения являются трансграничным объектом разработки, т. е. продуктивные залежи распространены на территории нескольких недропользователей. Ачимовская толща выделена в пределах 11 лицензионных участков и включает в себя свыше 40 продуктивных залежей и линз, права на разработку которых принадлежат восьми недропользователям.
Проектными решениями предусмотрена разработка пластов Ач3, Ач4, Ач51 и Ач52–3 (объекты 2а и 3а) с использованием наклонно-направленных и субгоризонтальных скважин, при этом преобладает фонд субгоризонтальных скважин, а общее число скважин сокращено за счет увеличения протяженности вскрываемого горизонтального участка в пласте до 1000 м.
По состоянию на 01.01.2019 ачимовские отложения Уренгойского региона разрабатываются в пределах газоконденсатных залежей пластов Ач3–4 и Ач52–3. Продуктивные отложения вышеуказанных пластов распространены на территории лицензионных участков: Уренгойского, Ново-Уренгойского, Восточно-Уренгойского, Самбургского, Ево-Яхинского и Олимпийского. Уренгойский лицензионный участок, ввиду своей протяженности разделен на шесть эксплуатационных участков: 1А, 2А, 3А, 4А, 5А, 6А.
Исследование скважин с проведенной интенсификацией притока при помощи технологии ГРП показывает, что данным аналитического моделирования Kappa Saphir «скин-фактор» изменяется от минус 6,6 до 0,17 при среднем значении минус 4,3. Отсюда следует вывод, что призабойная зона пласта имеет значение проницаемости выше, чем у удаленной зоны, и как следствие, значение проницаемости трещины после проведения ГРП значительно выше значения эффективной проницаемости пласта, что логично для данных условий.
Практически во всех проектных скважинах запланировано проведение ГРП. Данное мероприятие в фильтрационной модели при создании выполнено путем изменения величины «скин-фактора», полученного по итогам ГДИ фактически разрабатываемых на тот момент скважин.
Заложенная в фильтрационную модель зависимость пористости и проницаемости также имеет немаловажную роль. Учитывая многообразие выполненных экспериментов на керновом материале по определению абсолютной и относительной фазовой проницаемостей, при создании действующего проектного документа выполнено соответствующее обоснование петрофизических связей, которое в дальнейшем использовалось для моделирования фильтрационных процессов в межскважинном пространстве.
Заложенные данные при создании проектного документа показали более пессимистическую картину напротив фактических данных. Фактические данные же свидетельствуют о том, что в действительности продуктивные характеристики скважин выше проектных. Основными причинами превышения проектных продуктивностей являются:
1) более высокая проницаемость матрицы коллектора;
2) применение большего количества стадий ГРП на субгоризонтальных скважинах;
3) более высокий эффект от ГРП на скважинах с вертикальным окончанием.
В таблице 1 представлены примеры сопоставления результатов выполненного анализа по каждой из выделенных групп в пределах Самбургского ЛУ.
Таблица 1
Качественное сравнение продуктивных характеристик скважин
|
Факт > Проект |
|
U0102, U0103, U0104, U0105, U0106, U0401, U0402, U0403, U0404, U0501, U0502, U0504, U0505, U0509, U0701, U0703, U0704, U0705, U0706, U1001, U1002, U1003, U1005, U1202, U1203, U1204, U1701, U1703, U1722, U1901, U1903, U1904, U1905, U2001, U2003, U2004, U2022, U2301, U2303, U2304 |
|
Факт = Проект |
|
U0205, U1501, U1704, U1705, U2601 |
|
Факт < Проект |
|
U0203, U0406, U0510, U0707, U1902, U2602 |
Исходя из сравнений, можно сделать вывод о том, что фактические показатели более оптимистичны, в сравнении с проектными показателями. В процессе проведения исследования необходимо выделить, что фактически субгоризонтальные скважины с МГРП работают с более высокой продуктивностью, чем все остальные скважины
Согласно методическим рекомендациям по подготовке технических проектов разработки месторождений, оценка эффективности проведения ГТМ приводится для скважин в конструкции, которых не был предусмотрен ГРП.
Несмотря на вышеотмеченное, анализ проведенных мероприятий по интенсификации притока был проведен в контексте сопоставления добычных возможностей скважин в зависимости от технологии ГРП.
Основным видом ГРП, применяемом в эксплуатационных скважинах Самбургского ЛУ является большеобъемные ГРП и многостадийные ГРП проводимые в субгоризонтальных скважинах.
Одним из важных показателей к принятию проекта к реализации является его экономическая эффективность.
Экономическая эффективность проекта выражается в расчете прибыли от дополнительной добычи нефти. При этом учитываются все статьи затрат: затраты на подготовительные работы, проведение ГРП, эксплуатационные затраты, затраты на электроэнергию, налоговые исчисления.
На основании экономических показателей, таких как показатель экономического эффекта, дисконтированный поток денежной наличности, прибыль от реализации продукции, период окупаемости можно судить об экономической эффективности предлагаемых мероприятий. Численные значения этих показателей дают нам полное представление об экономической эффективности предлагаемых мероприятий, позволяют определить превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой затрат, совокупный доход предприятия уменьшенный на величину эксплуатационных затрат, определить период окупаемости проекта.
Расчеты осуществлялись по среднему значению показателей (таблица 2).
Таблица 2
Результаты технико-экономического анализа базового ипроектного вариантов
|
Показатели |
Единица измерения |
Без ГРП |
с ГРП |
|
Проектная добыча газа |
Тыс.м3 |
1299653 |
2510826 |
|
Проектный срок разработки |
год |
3 |
3 |
|
Накопленная закачка воды |
Тыс.м3 |
420,3 |
420,3 |
|
Эксплуатационные затраты с учетом амортизационный отчислений |
Млн.руб |
198,9 |
408,4 |
|
Дисконтированный поток наличности |
Млн.руб |
106,4 |
224,5 |
|
Индекс доходности |
ед |
1,7 |
|
|
Срок окупаемости |
год |
0,5 |
По результатам расчётов эффективным по основным экономическим параметрам является вариант с применением ГРП, при котором инвестор получает дополнительный дисконтированный доход в размере 118,031 млн. руб., дисконтированный доход государства составит 195,8 млн.руб. за 3 года. При осуществлении гидравлического разрыва пласта дополнительная добыча составит 1211172 тыс.м3 газа.
Литература:
- Пеливанов Ю. П. Токарев Д. К. Фатеев Д. Г. Способ эксплуатации газоконденсатной скважины, обеспечивающей сокращение потерь ретроградного конденсата и предотвращения его аккумулирования в стволе скважины// Сборник научных трудов ООО «ТюменНИИгипрогаз». — Тюмень, 2013. — 302 с.
- Зотова Г. А., Алиева З. С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. — М.: Недра, 1980.
- Временные методические рекомендаций по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (Распоряжение Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 18.05.2016 № 12-р).
- Технологическая схема разработки четвертого опытного участка ачимовсикх отложений Уренгойского метосторождения лицензионной территории ООО «Уренгойгазпром» с выделением периода опытно-промышленной эксплуатации: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Лютомский С. М. — Тюмень, 2005.
- Сабитов Р. Р. Обоснование и разработка метода оценки эффективности повторных гидравлических разрывов пласта / Р. Р. Сабитов // дис. уч.ст. к.т.н. — Тюмень. — 2012 г. — 134 с.
