ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ГАЗООТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)
Аннотация
В статье представлены основные положения методики обоснования конечной газоотдачи, разработанной в связи с введением новой классификации запасов нефти и горючих газов. Авторы подробно рассматривают влияние природных и технологических факторов на коэффициент извлечения газа (КИГ), предлагают типизацию месторождений и описывают подходы к оценке показателя на разных стадиях освоения. Методические рекомендации согласованы с профильными ведомствами и одобрены секцией нефти и газа ОЭРН.
Основные положения методики обоснования конечной газоотдачи месторождений (залежей)
М. Я. Зыкин, главный геолог, канд. геол.-минерал. наук (ФГУ ГКЗ)
Ю. А. Перемышцев, заведующий лабораторией, канд. техн. наук (ВНИИГАЗ)
Ю. М. Фриман, ведущий научный сотрудник, канд. геол.-минерал. наук (ВНИИГАЗ)
С 1 января 2009 г. должна вступить в действие новая «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (приказ МПР России № 298 от 01.11.2005 г.). В связи с этим группой специалистов на основе обобщения фактических данных разработки газовых месторождений подготовлены «Методические рекомендации по составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения газа».
Методические рекомендации одобрены ЭТС ГКЗ, секцией нефти и газа Общества экспертов России по недропользованию и рекомендованы к использованию протоколом МПР России № 11-17/044-пр от 03.04.2007 г. Следует особо подчеркнуть, что ранее документ для обоснования коэффициентов извлечения газа в практике подсчета и представления на государственную экспертизу запасов нефти и горючих газов отсутствовал — действовали только нормативно-методические документы по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти.
В соответствии с действующей классификацией при оценке запасов нефти, газа, конденсата подсчитываются и учитываются:
- геологические запасы — количество нефти, газа, конденсата, находящееся в недрах;
- извлекаемые запасы — часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.
Коэффициент извлечения газа (коэффициент газоотдачи) КИГ представляет собой отношение суммарной добычи газа из залежи (эксплуатационного объекта) с начала разработки на дату ее определения к начальным геологическим запасам газа и выражается в долях единицы или процентах. Поэтому КИГ, в отличие от общих (геологических) запасов газа, определяемых только естественными природными факторами, зависит также от целого ряда так называемых неприродных факторов, связанных с технико-технологическими и экономическими аспектами добычи углеводородов. По своей сути КИГ является тем самым агрегатным коэффициентом, по которому можно оценивать эффективность проектов разработки.
Потенциально возможный конечный КИГ определяется суммарной добычей газа из залежи (эксплуатационного объекта) за период с начала разработки до момента снижения пластового давления до 100 кПа (1 атм).
Технологически достижимый конечный потенциальный КИГ определяется суммарной добычей газа из залежи за период с начала разработки до момента снижения пластового давления до давления «забрасывания», т.е. представляет собой добычу, достигнутую на момент прекращения эксплуатации добывающих скважин по технологическим причинам (например, вследствие обводнения) или в связи с исчерпанием возможностей техники и технологии эксплуатации скважин на заключительной стадии разработки.
Природные и неприродные факторы и их влияние на КИГ
На степень извлечения газа влияют две группы факторов: природные (геологические) и так называемые неприродные.
К основным природным факторам относятся:
- Характеристика продуктивного горизонта (пласта). Тип коллектора (терригенный или карбонатный), литологическая неоднородность, структурно-тектонические особенности, деформационные свойства пород. Для более однородных пластов КИГ, как правило, более высокий в связи с меньшими объемами защемленного газа при внедрении пластовых вод.
- Тип залежи. (Пластовая, массивная, массивно-пластовая). Для массивных залежей характерно более равномерное продвижение газоводяного контакта. Конечная газоотдача для массивных залежей обычно выше, чем для пластовых.
- Характеристика проницаемости. На завершающей стадии разработки залежей с низкой проницаемостью сохраняются высокие перепады между забойными и средними пластовыми давлениями, что снижает конечную газоотдачу.
- Начальные термобарические условия. При одинаковых конечных давлениях газоотдача залежи с более высоким начальным давлением выше.
- Запасы газа. Влияют на условия разработки, режим эксплуатации и направления транспорта.
- Режим разработки залежи. При газовом режиме конечная газоотдача обычно выше, чем при водонапорном.
- Состав пластового газа. Наличие сопутствующих компонентов (сероводород, гелий) влияет на направления использования.
Неприродные факторы подразделяются на технико-технологические и экономические. К ним относятся:
- Система сбора и подготовки газа (подключение шлейфов, давление коллекторов, использование эжекторных технологий и ДКС).
- Очередность вовлечения участков в разработку (особенно для гигантских месторождений).
- Глобальная или локальная реконструкция инфраструктуры на завершающем этапе.
Типизация месторождений (залежей) при обосновании КИГ
При обосновании КИГ предлагается следующая типизация:
- По особенностям геологического строения:
- простого строения (ненарушенные, выдержанные пласты);
- сложного строения (невыдержанность по мощности и свойствам, тектонические нарушения).
- По средней проницаемости: с высокой и с низкой проницаемостью (граничное значение — 0,01 мД).
- По содержанию конденсата:
- с малым содержанием (менее 25 г/м³);
- со средним содержанием (от 25 до 100 г/м³);
- с высоким содержанием (более 100 г/м³).
- По способу разработки: на естественном режиме (истощение) или с поддержанием пластового давления (сайклинг-процесс, закачка воды).
- По горно-геологическим особенностям: месторождения без осложнений и со сложными условиями (деформация пород, АВПД, АНПД).
Оценка КИГ на различных этапах освоения
1. Этап защиты запасов (разведочное бурение). Используются среднестатистические данные, аналогии, экспертные оценки.
2. Проектирование разработки. Используются технологические расчеты. Для крупных месторождений применяется многомерное газогидродинамическое моделирование. Извлекаемые запасы рассчитывают по вариантам, отличающимся числом объектов, сеткой скважин и темпами отбора.
3. Этап основной разработки. Создается постоянно действующая цифровая модель. Уточняются емкостные и фильтрационные параметры, периодически пересчитываются извлекаемые запасы.
4. Завершающая стадия. Учитываются факторы обводнения, выбытия скважин, снижения дебита. Используются зависимости суммарных отборов от времени и падения давления.
Оценка КИГ методом аналогий и статистики
Для экспертных оценок на основе аналогий месторождения подразделяются на группы (от газовых залежей простого строения с КИГ до 0,95 до сложнопостроенных водоплавающих залежей с КИГ до 0,6). На основании опыта разработки отечественных месторождений систематизированы данные по конечным КИГ (см. таблицу).
Значения конечных КИГ, полученные в результате статистической обработки данных
| Тип коллектора | Режим разработки | Тип залежей* | Характеристика пластов-коллекторов | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Однородные высокопроницаемые | С преобладанием высокопроницаемых | Неоднородные с преобладанием низкопроницаемых | При резкой слоистости и преобладании низкопроницаемых | |||
| Терригенный | Газовый | МП | 0,95–0,90 | 0,90–0,80 | 0,80–0,60 | <0,60 |
| П | 0,90–0,80 | 0,90–0,80 | 0,80–0,70 | 0,70–0,60 | ||
| Водонапорный | МП | 0,90–0,80 | 0,80–0,70 | 0,85–0,60 | <0,60 | |
| П | 0,85–0,75 | 0,85–0,75 | 0,75–0,60 | <0,60 | ||
| Карбонатный | Газовый | МП | 0,90–0,80 | 0,90–0,80 | 0,80–0,60 | <0,60 |
| Водонапорный | МП | 0,85–0,70 | 0,85–0,70 | 0,75–0,50 | <0,50 | |
* МП — массивно-пластовые и массивные; П — пластовые.
Влияние основных технологических параметров
При проектировании разработки и доразработки для увеличения КИГ рассматриваются следующие решения:
- Размещение забоев скважин пропорционально плотности запасов для равномерного падения давления.
- Дифференцированная система вскрытия пласта.
- Опережающее бурение эксплуатационного фонда до выхода на полку добычи.
- Использование передовых технологий вскрытия (снижение скин-эффекта).
- Регулирование отборов с учетом сезонности.
- Интенсификация притока и зарезка боковых стволов на стадии доразработки.
Влияние газодинамических параметров
Среди факторов, влияющих на КИГ при разработке на истощение, выделяются: ФЕС пласта (особенно пьезопроводность), сетка скважин, темп отбора, предельно допустимая депрессия, активность водонапорной системы и экономическая эффективность (рентабельный дебит).
Важным выводом является необходимость проведения оптимизационных расчетов по расстановке эксплуатационного фонда скважин с использованием двух- или трехмерных геологических моделей. Это позволяет минимизировать внутрипластовые перетоки и повысить конечную газоотдачу.
Список литературы
- Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 2001.
- Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 2005.
- Фиш М. Л., Леонтьев И. А., Храменков Е. Н. Оценка коэффициента газоотдачи в период падающей добычи: Науч.-тех. обзор ВНИИЭгазпром. М., 1974.
- Рассохин Г. В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1977.
- Савченко В. В. Влияние геологических и промысловых факторов на конечную газоотдачу месторождения: Науч.-тех. обзор ВНИИЭгазпром. М., 1975.
- Степанов Н. Г., Дубина Н. И., Васильев Ю. Н. Системный анализ проблемы газоотдачи продуктивных пластов. М., Недра, 2001.
