Геология и Геофизика Юга России

2221-3198

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федеральный научный центр "Владикавказский научный центр Российской академии наук"

969

10.46698/VNC.2024.22.22.012

Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Анализ эффективности эксплуатации газоконденсатных месторождений Северного Кавказа на завершающем этапе разработки

Гасумов

Э.Р.

e.gasumov@gmail.comГасумов

Р.А.

R.Gasumov@yandex.ru

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, г. Баку, пр. Азадлыг, 20, AZ 1010, Азербайджан; Азербайджанский технический университет, г. Баку, пр. Г. Джавида, 25, AZ 1073, АзербайджанСеверо-Кавказский Федеральный университет, Россия, 355000, г. Ставрополь, ул. Ленина, 419

30062024

2154165

2024

Геология и геофизика Юга России

Актуальность работы. В статье рассмотрены вопросы минимизации отрицательного воздействия осложнений, связанных с изменением состояния продуктивной залежи в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений на завершающем этапе разработки, ведущих к снижению дебита и выходу скважин из действующего фонда. Изучены ситуации, когда в газоконденсатных месторождениях разработка осуществляется неравномерно по площади и/или по разрезу, что приводит к наличию невыработанных залежей, замедлению темпа разработки месторождения, снижению конечного коэффициента газоконденсатоотдачи и ухудшению экономических показателей. Обоснован выбор варианта регулирования эксплуатации продуктивных залежей по объектам, связанный с уточнением остаточных запасов газа и распределением их в пласте, предупреждающий снижение конечного коэффициента газоконденсатоотдачи и ухудшение экономических показателей. Цель исследований. Определить пути минимизации отрицательного воздействия осложнений, возникающих в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений на завершающем этапе разработки, ведущих к снижению дебита и выходу скважин из действующего фонда. Объекты исследований. Многопластовые продуктивные залежи газоконденсатного месторождения, находящегося на завершающем этапе разработки. Методы исследований основаны на анализе и обобщении промысловых данных по изучаемым проблемам, а также на результатах собственных аналитических и теоретических исследований с использованием математической статистики с помощью современных технических и программных средств. Использовалась фактическая зависимость снижения приведённого пластового давления от накопленного отбора газа, адаптированная по истории разработки месторождения, для составления расчётной модели прогнозирования технологических показателей разработки объекта. Результаты исследований. Предложены рекомендации для регулирования разработки по объектам, связанные с уточнением остаточных запасов газа и распределением их в залежах, минимизацией отрицательного воздействия возникающих осложнений в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений на завершающем этапе разработки, ведущих к снижению дебита и выходу скважин из действующего фонда.

fieldreservoirsectionwellflow ratefield developmentgas condensate field

месторождениезалежьразрезскважинадебитразработка месторожденияГКМ

Введение В процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений (ГКМ) на заверша- ющем этапе разработки возникает ряд осложнений, ведущих к снижению дебита и выходу скважин из действующего фонда. К таким осложнениям относятся [Гасу- мов, Гасумов, 2023; Gu, 2023; Yu et al., 2022]: <ul id="l50"> <li style="padding-top: 4pt;padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> неустойчивость продуктивных пластов к длительному воздействию повышен- ных депрессий; </li> <li style="padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> недостаточная для выноса капельной жидкости скорость газового потока, ве- дущая к накапливанию в призабойной зоне пласта (ПЗП) и стволе скважины жидко- сти (водоконденсатная смесь). Накопление жидкости приводит к ухудшению про- ницаемости ПЗП, кольматации порового пространства и нарушению гидродинами- ческой связи в системе “скважина-пласт”; </li> <li style="padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> наличие в составе добываемых углеводородов (УВ) коррозионно-агрессивных компонентов; </li> <li style="padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> снижение давления в устье работающей скважины вследствие истощения пла- стовой энергии. </li> </ul> Сложные условия эксплуатации скважин на месторождениях на завершающем этапе разработки, сложное геологическое строение залежи, её литологическая не- однородность приводят к тому, что наиболее активно дренировались северная и центральная части месторождения. Исследование данной проблемы проводилось на примере многопластового Некрасовского ГКМ, находящегося на завершающем этапе разработки, где подавляющее большинство эксплуатационных скважин вы- шло из эксплуатации в результате внедрения в залежи воды с южной части струк- туры. Оставшиеся скважины разрабатывают северную и центральную зоны место- рождения. За весь период разработки на месторождении пробурено 47 скважин, из которых в эксплуатационном фонде находилось 40, из них используется пять сква- жин, остальные были переведены в бездействующий фонд, так как с 2015 года они не давали продукцию. Промышленная газоносность месторождения связана с готе- рив-барремскими (свита губс) и аптскими (самурская свита) отложениями нижнего мела [Березовский и др., 2020; Gasumov, Gasumov, 2020; Gasumov, Gasumov, 2023а]. В разрезе месторождения выделено четыре продуктивных пачки, имеющие соб- ственные газо-водяные контакты (ГВК), что свидетельствует об отсутствии газоги- дродинамической связи между ними. Однако разработка всех четырёх пачек велась совместно, как единого эксплуатационного объекта, и учёт добычи УВ осущест- влялся в целом по месторождению, систематические замеры пластового давления в каждой пачке отдельно отсутствуют. На начало 2015 года в разработке находились залежи I и II пачек, а уже через два года все скважины были остановлены, из-за отсутствия промышленного притока УВ. Проведённые расчёты показали, что ос- новной отбор производился из залежи пластов I и II, которые составили около 94% от начального балансового запаса, отбор газа из залежи пласта III – 11 %, из зале- жи пласта IV – 24 % [Березовский и др., 2020б; Gasumov, Gasumov, 2023b; Helseth et al., 2004]. Методы исследований Для достижения поставленных целей в работе проведены обработка промысло- вых и экспертных материалов, результатов наблюдений, расчёты полученных тео- ретических зависимостей и их анализ с использованием методов математической статистики с помощью современных технических и программных средств. Постав- ленные задачи решались путём проведения теоретических и экспериментальных исследований. Использованы показатели, полученные в результате вычислительно- го эксперимента, рассчитываемые для различных численных значений определяю- щих факторов. Результаты работы и их обсуждение В результате проведённых исследований методами радиометрии (нейтронный каротаж, нейтронный гамма-каротаж, импульсный нейтрон-нейтронный каротаж) определены основные характеристики продуктивной залежи (табл. 1). Таблица 1 / Table 1 <h3 style="padding-top: 4pt;padding-left: 17pt;text-indent: 11pt;text-align: left;">Результаты исследования методами радиометрии (НГК, ГК, 2ННК, ИННК) /</h3> <h3 style="padding-top: 2pt;padding-left: 9pt;text-indent: 0pt;text-align: center;">Results of the study by radiometry methods (neutron logging, neutron gamma logging, pulsed neutron‑neutron logging)</h3> <table> <tr> <td style="width:212pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Показатели / Indicators </td> <td style="width:213pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Значения / Values </td> </tr> <tr> <td style="width:212pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Продуктивные интервалы (с низкими коллек- торскими свойствами), м / Productive intervals (with low reservoir proper- ties), m </td> <td style="width:213pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> 3360,8–3365,0 3370,6–3374,7 </td> </tr> <tr> <td style="width:212pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Интервалы (неясный характер насыщения), м / Intervals (unclear nature of saturation), m </td> <td style="width:213pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> 3375,1–3380 </td> </tr> <tr> <td style="width:212pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Скважины работают в режиме поддержания заданного устьевого давления / Wells operate in the mode of maintaining the tar- get wellhead pressure </td> <td style="width:213pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Исходя из требований минимального давления в магистральном газопроводе / Based on the requirements of the minimum pres- sure in the main gas pipeline </td> </tr> <tr> <td style="width:212pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Пластовое давление / Reservoir pressure </td> <td style="width:213pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Снизилось на 87,2 % от начального / Decreased by 87.2% from the initial </td> </tr> <tr> <td style="width:212pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Требуемое давление в устье / Required wellhead pressure </td> <td style="width:213pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> На 21 % выше, чем проектное, что ведёт к сни- жению дебита газа / 21% higher than the design, which leads to a de- crease in gas production </td> </tr> <tr> <td style="width:212pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Суточный средний дебит газа / Daily mean gas flow rate </td> <td style="width:213pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Ниже проектной величины на 42 %, в связи со скоплением на забое и выносом воды, перио- дической остановкой скважин и требованием поддержания более высокого давления в устье скважин / Below the design value by 42%, due to the ac- cumulation at the bottomhole and the removal of water, periodic shutdown of wells and the require- ment to maintain a higher pressure at the wellhead </td> </tr> <tr> <td style="width:212pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Суточный средний дебит конденсата / Daily average condensate flow rate </td> <td style="width:213pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Выше проектной величины, что связано с более высоким текущим конденсатосодержанием, чем определено проектом / Above the design value, which is associated with a higher current condensate content than determined by the project </td> </tr> </table> Важной особенностью эксплуатации скважин данного месторождения, ухудша- ющей экономические показатели его разработки, явились низкие устьевые давления (вследствие истощения пластовой энергии основных разрабатываемых залежей II и I пластов), не позволяющие обеспечить оптимальные условия добычи, сепарации и транспорта газа. Это привело к осложнениям эксплуатации скважин, потерям кон- денсата и преждевременному завершению эксплуатации скважин [Березовский и др., 2020б; Гасумов, Гасумов, 2023; Dzhalalov et al., 2022; Кануков, 2017; Kuang et al., 2023]. В региональном тектоническом плане Некрасовское месторождение приуро- чено к южной части Каневско-Березанского вала и представляет собой двухку- <img width="561" height="76" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_383.png" /> <img width="561" height="76" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_384.png" /> <img width="558" height="75" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_385.png" /> польную антиклиналь субмеридионального простирания. Литология коллекто- ров представлена песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Залежи I, II, III, IV пачек нижнемеловых отложений разрабатывались в условиях близких к газово- му режиму. Коллекторы I пачки на площади развиты не повсеместно. В пределах месторождения определены три самостоятельных продуктивных залежи: Южная, Центральная, Северная [Алиев, Бондаренко, 2003; Березовский и др., 2020б; Gasu- mov, Gasumov, 2023b; Поляков, Волков, 2018] (рис. 1). Коллекторы I продуктивной пачки: Южная часть залежи Reservoirs of the I productive unit: Southern part of the deposit Пластовая, сводовая с литологическим экранированием с севера. ГВК принят на отметке минус 3293 м. Размеры залежи: длина 2,75 км, ширина 3,75 км, высота 41 м Reservoir, domed with lithological screening from the north. GWK was taken at the level of minus 3293 m. Deposit dimensions: length 2.75 km, width 3.75 km, height 41 m Коллекторы I продуктивной пачки: Центральная часть залежи Reservoirs of the I productive pack: Central part of the deposit Связана с небольшой линзой коллекторов, ГВК отсутствует. Залежь – пластовая, со всех сторон контролируется линией выклинивания. Размеры залежи: длина 0,75 км, ширина 0,74 км, высота около 2 м Associated with a small collector lens, no HWC. The deposit is reservoir, from all sides it is controlled by the wedging line. Deposit dimensions: length 0.75 km, width 0.74 km, height about 2 m Коллекторы I продуктивной пачки: Северная часть залежи Reservoirs of the I productive unit: Northern part of the deposit Пластовая, сводовая с литологическим экранированием с севера, запада и юга. ГВК принят по аналогии с Южной залежью на отметке минус 3293 м. Размеры залежи: длина 2,2 км, ширина 3,0 км, высота 44 м Reservoir, domed with lithological screening from the north, west and south. The GWC was adopted by analogy with the South deposit at a mark of minus 3293 m. The dimensions of the deposit: length 2.2 km, width 3.0 km, height 44 m Коллекторы I I продуктивной пачки Collectors I I productive pack Прослеживаются во всех скважинах. ГВК принят на абсолютной отметке минус 3318 м. Размеры залежи: длина 10,5 км, ширина 6,4 км, высота 64 м. залежь - пластовая, сводовая traced in all wells. GWC was taken at an absolute mark of minus 3318 m. The dimensions of the deposit: length 10.5 km, width 6.4 km, height 64 m Коллекторы I I продуктивной пачки Collectors I I productive pack Развиты в пределах площади не повсеместно. ГВК принят на абсолютной отметке минус 3325 м. Размеры залежи: длина 6,5 км, ширина 2,5 км, высота 25 м. залежь характеризуется как пластовая, сводовая, с частичным литологическим ограничением на северо-востоке Developed within the area is not everywhere. The GWC was taken at an absolute mark of minus 3325 m. The dimensions of the deposit: length 6.5 km, width 2.5 km, height 25 m. Коллекторы IV продуктивной пачки Collectors IV productive pack ГВК принят на абсолютной отметке минус 3340 м. Размеры залежи: длина 5,25 км, ширина 2,0 км, высота 21,6 м. Залежь характеризуется как массивная, сводовая The GWC was taken at an absolute mark of minus 3340 m. The dimensions of the deposit are: length 5.25 km, width 2.0 km, height 21.6 m. The deposit is characterized as massive, domed <img width="561" height="73" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_386.png" /> <img width="561" height="85" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_387.png" /> <img width="563" height="75" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_388.png" /> Источник: Данные АО «СевКавНИПИгаз» / Source: SevKavNIPIgaz data Рис. 1. Определение самостоятельных продуктивных залежей / Fig.1. Determination of independent productive deposits Газ месторождения состоит, в основном, из метана, содержание которого изме- няется от 84 до 86 %, относительная плотность составляет – 0,678, а начальное по- тенциальное содержание С5+ во всех пластах – 35,5 г/м3. Удельный вес конденсата составляет 770‒828 кг/м3, по физико-химическим свойствам и составу он для всех пачек одинаковый [Березовский и др., 2020а; Голик и др., 2020; Gasumov, Gasumov, 2020]. Промышленная газоносность Некрасовского месторождения связана с готерив- барремскими (свита губс) и аптскими (самурская свита) отложениями нижнего мела. Месторождение является многопластовым. ГВК приняты на абсолютных от- метках: <table> <tr> <td> - I пачка </td> <td> – </td> <td> 3293 м; </td> </tr> <tr> <td> - II пачка </td> <td> – </td> <td> 3318 м; </td> </tr> <tr> <td> - III пачка </td> <td> – </td> <td> 3325 м; </td> </tr> <tr> <td> - IV пачка </td> <td> – </td> <td> 3340 м; </td> </tr> <tr> <td> - V пачка </td> <td> – </td> <td> 3358 м. </td> </tr> </table> На основании корреляции геофизических разрезов в продуктивной части нижне- меловых отложений выделено пять песчано-алевритовых пачек, имеющих разные газо-водяные контакты (ГВК) (приняты на абсолютных отметках), но практически одинаковую пластовую температуру – 1440 С и начальное пластовое давление – 34,9 МПа (табл. 2). Таблица 2 / Table 2 <h3 style="padding-top: 4pt;padding-left: 72pt;text-indent: 0pt;text-align: left;">Состояние разработки залежи / Reservoir development status</h3> <table> <tr> <td style="width:110pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Пачки залежи/ Pack deposits </td> <td style="width:100pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Глубина, м / Depth, m </td> <td style="width:216pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Состояние разработки залежи / Reservoir development status </td> </tr> <tr> <td style="width:110pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20" /> <td style="width:100pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> 3293 </td> <td> Пачки I, II, III, IV залежи нижнемеловых отло- жений разрабатывались как единый эксплуата- ционный объект, учёт добычи углеводородов производился в целом по месторождению / Deposits I, II, III, IV of the Lower Cretaceous de- posits were developed as a single production facil- ity, hydrocarbon production was recorded for the whole field </td> </tr> <tr> <td style="width:110pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20" /> <td style="width:100pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> 3318 </td> </tr> <tr> <td style="width:110pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20" /> <td style="width:100pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> 3325 </td> </tr> <tr> <td style="width:110pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20" /> <td style="width:100pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> 3340 </td> </tr> <tr> <td style="width:110pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> </td> <td style="width:100pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> 3358 </td> <td style="width:216pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> V пачка из подсчёта запасов исключена и не рассматривалась в проектном документе / Pack V is excluded from the reserve calculation and was not considered in the project document </td> </tr> </table> <ul id="l51"> <li style="padding-top: 2pt;padding-left: 19pt;text-indent: -5pt;line-height: 11pt;text-align: left;"> I пачка </li> <li style="padding-left: 19pt;text-indent: -5pt;line-height: 11pt;text-align: left;"> Pack I </li> </ul> <ul id="l52"> <li style="padding-left: 19pt;text-indent: -5pt;line-height: 11pt;text-align: left;"> II пачка </li> <li style="padding-left: 19pt;text-indent: -5pt;line-height: 11pt;text-align: left;"> Pack II </li> </ul> <ul id="l53"> <li style="padding-left: 19pt;text-indent: -5pt;line-height: 11pt;text-align: left;"> III пачка </li> <li style="padding-left: 19pt;text-indent: -5pt;line-height: 11pt;text-align: left;"> Pack III </li> </ul> <ul id="l54"> <li style="padding-left: 19pt;text-indent: -5pt;line-height: 11pt;text-align: left;"> IV пачка </li> <li style="padding-left: 19pt;text-indent: -5pt;line-height: 11pt;text-align: left;"> Pack IV </li> </ul> <ul id="l55"> <li style="padding-left: 19pt;text-indent: -5pt;line-height: 11pt;text-align: left;"> V пачка </li> <li style="padding-left: 19pt;text-indent: -5pt;line-height: 11pt;text-align: left;"> Pack V </li> </ul> В связи с не выделением для реализации самостоятельных объектов эксплуа- тации были проведены сопоставления проектных и фактических показателей раз- работки ГКМ (табл. 3), с использованием промысловых и геофизических данных, а также результатов авторского надзора [Gasumov, Gasumov, 2023а; Березовский и др., 2020б; Magerramova, 2021; Хорольский и др., 2009]. Зависимость снижения приведённого пластового давления от накопленного отбора газа получена за период, прошедший после принятия проекта разработки ГКМ, и отражена на графике (рис. 2). Расчёты показали, что годами происходит уменьшение области дренирования запасов пластового газа [Алиев, Бондаренко, 2003; Гасумов, Гасумов, 2023; Lea, 2008; Назаров, Шевцов, 2021]. Таблица 3 / Table 3 <h3 style="padding-top: 4pt;padding-left: 66pt;text-indent: -25pt;line-height: 117%;text-align: left;"> Результаты анализа сравнения фактических данных с проектными показателями / Results of the analysis of the comparison of actual data with design indicators</h3> <table> <tr> <td style="width:336pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Показатели / Indicators </td> <td style="width:90pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Значения / Values </td> </tr> <tr> <td style="width:336pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Темп отбора и фактический годовой отбор газа ниже проектной величины / The rate of production and the actual annual gas production are below the design value </td> <td style="width:90pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> на 17 % / by 17% </td> </tr> <tr> <td style="width:336pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Отклонение суммарного накопленного отбора газа / Deviation of the total accumulated gas extraction </td> <td style="width:90pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> 0,01 % / by 0,01 % </td> </tr> <tr> <td style="width:336pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Добыча конденсата обусловлена темпом отбора газа и условиями сепарации, годовая фактическая добыча конденсата ниже проектной величины / Condensate production is determined by the rate of gas withdrawal and separation conditions; the actual annual condensate production is below the design value. </td> <td style="width:90pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> на 12 % / by 12% </td> </tr> <tr> <td style="width:336pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Фонд добывающих и проектных скважин / Fund of production and project wells </td> <td style="width:90pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> соответствует / corresponds </td> </tr> <tr> <td style="width:336pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Давление в устье добывающих скважин обусловлено давлением на приёме в МГП и превышает расчётную величину / The pressure at the mouth of production wells is due to the pressure at the intake in the MGP and exceeds the calculated value </td> <td style="width:90pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> на 21 % / by 21% </td> </tr> <tr> <td style="width:336pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Средний годовой дебит добывающих скважин ниже проектной величины / The average annual flow rate of production wells is below the design value </td> <td style="width:90pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> на 20 % / by 20% </td> </tr> <tr> <td style="width:336pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> Расчётные пластовое (а также, давление в зоне отбора газа) и проектные давления/ Calculated reservoir (including the pressure in the gas extraction zone) and design pressures </td> <td style="width:90pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-top-color:#231F20;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-left-color:#231F20;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-bottom-color:#231F20;border-right-style:solid;border-right-width:1pt;border-right-color:#231F20"> соответствует / corresponds </td> </tr> </table> Для составления расчётной модели прогнозирования технологических показа- телей ГКМ использовалась фактическая зависимость снижения приведённого пла- стового давления от накопленного отбора газа [Алиев, Бондаренко, 2003; Gasumov, Gasumov, 2023b; Дейк, 2012] (рис. 2). <img width="476" height="161" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_389.png" /> Приведенное пластовое давление, МПа Reduced reservoir pressure, MPa 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 5000 10000 15000 20000 25000 Накопленный отбор газа, млн м3 Cumulative gas extraction, mln. m3 -------фактическая зависимость линия газового режима для балансовых запасов actual dependence gas regime line for balance reserves Рис. 2. График зависимости приведённого пластового давления от накопленного отбора газа / Fig. 2. Graph of the dependency of the reduced reservoir pressure on the accumulated gas production В процессе эксплуатации месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, одним из основных возникающих осложнений, ведущих к снижению дебита и выходу скважин из эксплуатационного фонда, является неустойчивость продуктивных пластов к длительному воздействию повышенных депрессий [Гасу- мов, Гасумов, 2023; Gasumov, Gasumov, 2023а; Magerramova, 2021; Yu et al., 2022]. А также, проведённый анализ промысловых данных показывает, что завершающая стадия разработки месторождений Северного Кавказа, где отмечается внедрение в залежи воды с южной части структуры (разрабатывают скважины расположенные в северной и центральной зоне ГКМ) характеризуется: <ul id="l56"> <li style="padding-left: 7pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> низким пластовым давлением (в пределах 4–6 МПа) при большой глубине за- легания продуктивных пластов (3302–3357 м); </li> <li style="padding-left: 31pt;text-indent: -7pt;text-align: left;"> высоким содержанием жидкости в продукции скважин; </li> <li style="padding-left: 31pt;text-indent: -7pt;text-align: left;"> низкими дебитами (не обеспечивающими вынос жидкости на поверхность); </li> <li style="padding-left: 7pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> ухудшившейся проницаемостью призабойной зоны пласта после длительной эксплуатации скважин. Целесообразно разработку месторождения осуществить с доизучением текуще- го состояния продуктивных интервалов IV и III пластов (выполнить существую- щим фондом скважин). Для этого необходимо параллельно осуществить возврат в одной скважине на IV пласт, в другой скважине на III пласт. Это позволит, учиты- вая результаты исследования залежей IV и III пластов, получить максимальную ин- формацию о состоянии залежей IV, III и II пластов в южной части месторождения. Состояние контроля и регулирования разработки ГКМ в этом случае сводится к своевременному обнаружению факторов, осложняющих эффективную эксплуата- цию скважин, снижающих их дебиты, и, соответственно, отборы газа в целом по месторождению. Сложные условия эксплуатации скважин, сложное геологическое строение за- лежи, ее литологическая неоднородность привели к тому, что наиболее активно дренировались северная и центральная части месторождения. Неравномерная разработка месторождения по площади и по разрезу привела к существованию невыработанных залежей, замедлению темпа разработки место- рождения, снижению конечного коэффициента газоотдачи и ухудшению экономи- ческих показателей [Березовский и др., 2020а; Melikov et al., 2022; Попков, Попков, 2023; Tureyen et al., 2005]. Проведённые временные замеры нейтронными методами по всему фонду сква- жин в период капитального ремонта скважин позволили осуществить дальнейший контроль за степенью выработанности пласта, определить текущее положение ГВК и характер насыщения пластов-коллекторов за эксплуатационной колонной. В связи с тем, что разработка месторождения ведётся в условиях естественного режима истощения пластовой энергии, для обеспечения требуемых технических параметров подачи газа в магистральный газопровод рационально установление на устьях скважин, добывающих газ из I и II пластов модульных устьевых компрессо- ров. Проведённый анализ эффективности эксплуатации газоконденсатных место- рождений Северного Кавказа на завершающем этапе разработки, на примере Не- красовского ГКМ показал, что одними из основных причин несоответствия проект- ных и фактических технико-экономических показателей также являются: </li> <li style="padding-left: 31pt;text-indent: -6pt;text-align: left;"> рост налога на добычу полезных ископаемых (ставка НДПИ на газ изменилась, стала учитывать многокомпонентный состав горючего природного газа, макроэко- номические показатели, ценовую конъюнктуру на целевых рынках сбыта); <ul id="l57"> <li style="padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> повышение среднемесячной заработной платы производственного персонала и взносы в государственные внебюджетные фонды (немаловажным фактором являет- ся численность производственного персонала по месторождению); </li> <li style="padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> изменение уровня цен на сырье, материалы, товары и услуги, потребляемые в процессе производственной деятельности (изменение удельных затрат); </li> <li style="padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> несоблюдение графика проведения капитального ремонта скважин (в проекте капитальный ремонт не предусмотрен, а фактически проводился); </li> <li style="padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> затраты на геологоразведочные работы (в проекте не предусмотрены, а факти- чески они выполнены); </li> <li style="padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> рост прочих затрат (на страхование, прочие услуги производственного назна- чения и общехозяйственные расходы). Все вышеперечисленные факторы привели к значительному увеличению годо- вых эксплуатационных затрат и, как следствие, к росту себестоимости добычи газа. А также необходимо отметить, что по проекту все удельные исходные данные при- няты в целом для газового промысла, в состав которого входили 5 месторождений, а фактически 4 из них не разрабатываются. Результаты анализа показывают, что на долю Некрасовского месторождения по газовому промыслу приходится: </li> <li style="padding-left: 60pt;text-indent: -7pt;text-align: left;"> объем валовой добычи газа – 14%; </li> <li style="padding-left: 60pt;text-indent: -7pt;text-align: left;"> добычных скважин – 28,6%; (в т. ч. в эксплуатации – 13,0%); </li> <li style="padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> среднесписочной численности – 37% (в т. ч. производственного персонала - 39%); </li> <li style="padding-left: 60pt;text-indent: -7pt;text-align: left;"> производственных затрат – 33,0%. Удельные материальные затраты на добычу газа по месторождению на 332% превышают затраты по промыслу, среднемесячная заработная плата – на 7,7%, про- чие затраты – на 264%. Проведённый анализ показывает, что значительная доля затрат списывается не по местам их возникновения, а на одно месторождение, что приводит к росту себестоимости добычи углеводородов. Давать предложения по основным технико-экономическим показателям разработки месторождения на бли- жайшую перспективу по фактическим затратам является некорректным, т. к. затра- ты по месторождению значительно превышают затраты по газовому промыслу, что свидетельствует о неправомерном разнесении затрат по местам их возникновения. Предложено для дополнительного изучения текущего состояния залежи осуще- ствить разработку на IV и III пластах по одной скважине. Выводы <ol id="l58"> <li style="padding-top: 6pt;padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> Уточнение остаточных запасов газа и распределение их в залежах III и IV пла- стов нижнемеловых отложений позволит регулировать разработки месторождения по объектам. </li> <li style="padding-left: 36pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> Для минимизации отрицательного воздействия осложнений необходим по- стоянный контроль за разработкой месторождения, в том числе: энергетическими параметрами и режимом работы залежи, с проведением анализа динамики среднего пластового давления, количества содержащейся в газе воды и её минерализации; технологическим режимом и текущей продуктивностью скважин, с выполнением контрольных замеров дебитов скважин. </li> <li style="padding-top: 4pt;padding-left: 7pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> Основными причинами возникновения осложнений при эксплуатации газо- конденсатных месторождений на завершающем этапе разработки, ведущими к сни- жению дебита и выходу скважин из действующего фонда, являются: </li> </ol> </li> </ul> </li> </ul> </li> </ol> <ul id="l59"> <li style="padding-left: 7pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> неустойчивость продуктивных пластов к длительному воздействию повышен- ной депрессии; </li> <li style="padding-left: 7pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> недостаточная для выноса капельной жидкости скорость газового потока, ве- дущая к накоплению в призабойной зоне пласта и стволе скважины жидкости; </li> <li style="padding-left: 7pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> неравномерная разработка ГКМ по площади и по разрезу приводит к суще- ствованию невыработанных залежей, замедлению темпа разработки месторожде- ния, снижению конечного коэффициента газоотдачи и ухудшению экономических показателей; </li> <li style="padding-left: 7pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> низкие устьевые давления, не позволяющие обеспечить оптимальные условия добычи, сепарации и транспортировки газа. </li> </ul>