Критический анализ проектных решений по разработке Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение территориально расположено в пределах Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 120 км к северу от административного центра п. Яр-Сале, в юговосточной части полуострова Ямал между побережьем Обской губы на юго-востоке и системой озер Яррото – на северо-западе. Данное месторождение открыто в 1964 г., в промышленную разработку введено в 2014 г. Нефтегазо- и конденсатоносность месторождения установлена в 20 пластах: ПК₁, ХМ₁, ХМ 3 , ТП 0 , ТП 1-4 , НП 1 , НП 2-3 , НП 4 , НП 5¹ , НП 5² , НП 7 , НП 8 , БЯ 22 , БЯ 23 , БЯ 24 , Ю 2-6 , Ю 11¹ , Ю 11² , Ю 11³ , Pz.

Отсутствие инфраструктуры и сложные природные и климатические условия накладывают существенные ограничения на разработку Новопор-товского месторождения. Соответственно ввод пластов в разработку на месторождении был предусмотрен в два этапа: на первом этапе (с 2014 г.) – введены в разработку основные по запасам нефтегазоконденсатные объекты (НП2-3, НП4, НП51, НП8 и Ю2-6); на втором этапе (начиная с 2021 г.) – после строительства и ввода в эксплуатацию газопровода Мыс Каменный – Ямбург, проходящего по акватории Обской губы, будут вводиться газовые и газо- конденсатные объекты. К началу разработки пластов природного газа, будут введены в эксплуатацию ряд месторождений, расположенных севернее, что в перспективе обеспечит более благоприятный внешний фон. В последующем планируется здесь создание комплекса по производству сжиженного природного газа.

Разработка нефтяной части Новопортовского месторождения на первом этапе осложняется проблемой утилизации растворенного газа и прорывного газа из газовых шапок до создания инфраструктуры транспортировки природного газа. Следовательно, в настоящее время перспективной и, несомненно, актуальной является система разработки и обустройства с применением технологии закачки газа в заранее обнаруженные и исследованные подземные пласты, с целью его временного хранения. Закачка газа в объекты временного хранилища позволяет выполнить требования по охране окружающей среды, достичь норматива по рациональному использованию газа на уровне 95%, утвержденного Правительством РФ.

Основными задачами технологии закачки и хранения попутного газа в пластах-коллекторах являются:

• –    обеспечение необходимых темпов и объемов закачки попутного газа;

• –    обеспечение герметичности объекта хранения и сохранности газа в условиях многолетнего повышения пластового давления;

• –    минимальное влияние на разработку нефтяных частей месторождения;

• –    максимальный рентабельный коэффициент извлечения хранимых объемов попутного газа;

• –    охрана окружающей среды.

Как уже говорилось выше, Новопортовское месторождение расположено в отдалённом, труднодоступном районе, с отсутствующей газотранспортной системой для поставок газа внешним потребителям, поэтому технология закачки газа для хранения является наиболее перспективным и экономически рентабельным решением на начальном этапе его освоения.

Одним из первостепенных является вопрос выбора геологического объекта (объектов) для закачки газа. При выборе таких объектов необходимо соблюдение некоторых условий: в первую очередь, это благоприятные геологические факторы объекта закачки газа, техническая реализуемость закачки газа в данный объект, экономическая эффективность, безопасность, экологичность и рациональное использование недр [1-5]. Основными требованиями к объекту-кандидату для закачки газа являются способности принимать и надежно удерживать закачанный газ (наличие выдержанных по площади и толщине пластов-покрышек) на протяжении требуемого периода времени и в необходимых интервалах (глубинах) залежи.

Таблица 1

Основные газогидродинамические риски хранения природного газа на ПХГ и многолетней закачки и хранения попутного газа на ВПХГ для регулирования эксплуатации продуктивных пластов

co о к X 2 со S $ о к S S Й U	Объект хранения	ПХГ	ВПХГ
	Газовые залежи и водоносные горизонты при проявлении водонапорного режима	Растекание газа по площади, уменьшение активного объёма газа и увеличение буферного объёма газа. Опережающее подтягивание подошвенных вод, преждевременное обводнение эксплуатационных скважин, уменьшение дренируемого объёма газа в процессе циклической эксплуатации	Растекание газа по площади, уменьшение коэффициентов рентабельного извлечения хранимого газа. Уход газа за замок ловушки при многолетнем повышении пластового давления в периоды закачки, простоя и отбора газа из хранилища
	Газовые залежи при проявлении газового режима	Образование глубоких депрессионных воронок при низких фильтрационноемкостных свойствах пласта-коллектора, уменьшение производительности скважин	Образование высоких репрессионных воронок при низких фильтрационноемкостных свойствах пласта-коллектора. Превышение давления нагнетания максимально допустимой величины из условия герметичности покрышки
	Газовые шапки нефтегазоконденсатных залежей	Расформирование нефтяной оторочки (части) и снижение дебитов нефтедобывающих скважин в процессе циклической эксплуатации ПХГ в результате периодически происходящих прорывов газа к забоям скважин	Расформирование нефтяной оторочки (части) в результате образование устойчивых “конусов” газа, снижение дебитов нефтедобывающих скважин

При выборе такого объекта были рассмотрены все продуктивные пласты разреза Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения с различным характером и насыщением [11]:

• -    газовые: ПК 1 , ХМ 1, ХМ 3 , ТП 0 ;

• -    нефтегазовые: ТП 1-4 ;

• -    газоконденсатные: БЯ₂₂, БЯ₂₄, Ю₁₁ ¹ , Ю₁₁ ² , Ю 11³ , Pz;

• -    нефтегазоконденсатные: БЯ 23 , НП 1 , НП 2-3 , НП 4 , НП 5¹ , НП 5² , НП 7 , НП 8 и Ю 2-6 ;

• -    водоносные: БЯ 10 , НП 6.

Таблица 2 Параметры геологического объекта, влияющие на закачку газа

№	Параметр
1	Тип залежи
2	Глубина залегания, м
3	Объем газосодержащих пород, млн. м3
4	Поровый объем газосодержащих пород / Добыча газа в пластовых условиях
5	Общая геологическая изученность объекта
6	Выдержанность покрышки по толщине, м (диапазон / сред.)
7	Средняя газонасыщенная толщина, м
8	Наличие кернового материала, м
9	Проницаемость, мД
10	Расчлененность (продуктивной части/общая), д.ед.
11	Пластовое давление,МПа

Известно, что для закачки газа необходимо учитывать насыщение пласта. В зависимости от флюидального насыщения пласта, существует возможность возникновения газогидродинамических рисков [6], табл. 1.На основании анализа геологогеофизической информации по объектам Новопор-товского месторождения и изучения существующего опыта закачки и хранения газа в подземных пластах сформулированы требования и параметры объекта, которые способны повлиять на эффективность процесса закачки и хранения в нем газа [7]. Данные параметры характеризуют геологические особенности объекта закачки и параметры, отображающие технологические особенности реализации процесса закачки газа. Параметры геологического объекта на закачку приведены в табл. 2.

Каждый из параметров имеет принципиальное значение:

Тип залежи. Наиболее привлекательными являются массивные и пластовые залежи, не имеющие тектонических нарушений, литологических окон, зон выклинивания и глинизации пласта, перекрывающиеся выдержанной по площади и толщине покрышкой, непроницаемых пород. В противном случае, возможны прорывы газа в вышележащие пласты, выход газа на дневную поверхность, а также неравномерное распределение газа по пласту и как следствие его потери.

Глубина залегания объекта (залежи) – этот параметр оказывает влияние на технологическую и как следствие на экономическую эффективность расчетов.

С увеличением глубины залегания залежи, по линейной зависимости растет пластовое давление и температура. Для пластов с высоким пластовым давлением и сложными термобарическими условиями, необходимо более производительное и дорогостоящее оборудование, что непосредственно приводит к увеличению материальных затрат. Приемлемыми в технико-экономическом отношении глубины, согласно мировой и отечественной практике составляют в большинстве случаев от 600-700 м до 2500-3000 м, но чаще всего 1000-2000 м.

Учитывая особенности законодательной базы в сфере недропользования РФ, запрещающей использование для утилизации флюидов область осадочного чехла активного водообмена (в разных районах глубина изменяется от 50 до 500 м и ниже), глубина залегания пласта-кандидата должна быть не менее подошвы отмеченного диапазона.

Поровый объем газосодержащих пород дает возможность оценить объем пор (пустот) в породе связанных между собой и способных вместить в себя газ.

Общая геологическая изученность объекта . Наличие достоверной информации о геологических особенностях пласта оказывает большое влияние на безопасность реализации проекта и его экономическую эффективность.

Объекты для закачки газа – выработанные или разрабатываемые пласты; непродуктивные ловушки и протяженные водоносные пласты могут сильно различаться по степени изученности. Максимальной изученностью будут обладать выработанные или разрабатываемые пласты, в этом случае объект будет подробно охарактеризован геологической информацией, а также данными, полученными в процессе разработки.

Следующим объектом по степени изученности будет являться разведанные и готовые к разработке пласты, охарактеризованные структурными построениями и данными об основных свойствах коллектора, покрышки и насыщающего флюида.

Менее детальной информацией обладают водоносные коллектора и ловушки, которые изучаются на региональном уровне.

Выдержанность покрышки по толщине . Оценка выдержанности покрышки по толщине, мощности и герметичности при закачке газа является весьма важной задачей. С одной стороны, наличие сформировавшейся залежи говорит о том, что залежь перекрывается непроницаемым барьером, имеет покрышку, с другой стороны, при закачке газа в пласты, не тронутые разработкой, давление закачки будет превышать пластовое. Наличие мест отсутствия или утончения покрышки может привести к прорывам газа в вышележащие пласты. В литологическом отношении наилучшими покрышками являются мощные толщи глин многолетнемерзлых пород. Менее надежны покрышки, сложенные ангидритами, аргиллитами, плотными доломитами и известняками, эффузивными и метаморфическими породами.

Наличие кернового материала . При наличии каменного материала возможно выполнение комплекса стандартных и специальных исследований на образцах керна, отобранных из интервалов предполагаемых объектов хранения, с целью определения открытой пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, кривых капиллярного давления и ОФП, определения градиента давления на образцах породы-коллектора и породы-покрышки, при котором происходит их разрушение.

Величина фильтрационно-емкостных свойств терригенных пород [8-10] пористость, проницаемость и расчлененность очень сильно влияют на способность горной породы принимать закачиваемый флюид и обеспечивать необходимую приемистость в предусмотренных проектом объемах закачки.

Наилучшим вариантом при закачке газа в терригенные коллекторы является использование пород с высокими коллекторскими свойствами (пористости от 15 % и проницаемости от 100 мД), относящихся к I, II и III классу в классификации А.А. Ханина. Коллектора IV класса со средними значениями пористости от 8-15% и проницаемости 1 – 100 мД также вполне успешно могут использоваться для хранения. Закачка газа в породы классов VVI со средней пористостью ниже 10 % и проницаемостью по газу менее 10 мД скорее всего будет обуславливать низкую приемистость нагнетательных скважин, что будет увеличивать их число и потребует применение более мощного наземного оборудования, что в свою очередь удорожает и усложняет техническую реализацию всего проекта.

Готовность флюидальной системы к приему закачиваемого флюида . Поровый объем пород, как правило, заполнен флюидами, различными по составу и свойствам (газом, нефтью, пластовой водой) и характеризуется определенной величиной пластового давления (гидростатическим или аномальным). Наличием благоприятных предпосылок для закачки в виде предварительного отбора пластового флюида и пониженного пластового давления могут характеризоваться разрабатываемые, либо выработанные месторождения газа, нефти, либо пластовых вод промышленного значения.

Водоносные протяженные коллекторы, связанные с водоносным бассейном и обладающие зонами питания и разгрузки, характеризующиеся начальным пластовым давлением, могут использоваться в целях закачки с условием постоянного контроля динамики роста пластового давления и ареала распространения закачиваемого сухого газа в пласте.

Наиболее негативными вариантами для закачки с точки зрения готовности флюидальной системы являются:

– закачка в водоносную ловушку, обладающую начальным пластовым давлением, что может привести к его быстрому росту за счет плохой сжимае- мости воды и нарушению целостности скелета вмещающей породы и покрышки. По этой причине в случае выбора для закачки водоносной ловушки с начальным пластовым давлением следует учитывать необходимость затрат на отбор пластовой воды для обеспечения возможности закачки газов;

– закачка в ловушки с аномально высоким пластовым давлением не рекомендуется также по причине угрозы нарушения герметичности перекрывающих слабопроницаемых пород;

– закачка в неразрабатываемые, законсервированные газовые месторождения с начальным пластовым давлением, пластовый флюид, которых изначально не содержит газа.

Пласты Новопортовского месторождения находятся на начальной стадии опытно - промышленной разработки и в связи с отсутствием выработки запасов по пластам, текущее пластовое давление равно начальному (гидростатическому) давлению. Поэтому с точки зрения готовности флюи-дальной системы к приему закачиваемого флюида все пласты находятся в равных энергетических условиях.

Наличие скважин, техническое состояние которых позволит осуществлять закачку газа очень важный вопрос, оказывающий влияние на экономику при выборе объекта под закачку газа. Для снижения экономической нагрузки на проект, предпочтительными являются объекты с уже существующими скважинами, техническое состояние которых пригодно для осуществления закачки газа. Такие скважины должны иметь герметичность заколонного пространства, муфтовых соединений эксплуатационных и технических колонн и устьевого оборудования во избежание межпластовых перетоков и прорывов газа.

Проанализировав геологические и технологические параметры по выделенным объектам разработки Новопортовского месторождения, можно сделать предварительные выводы.

Наиболее привлекательным по типу залежи при выборе объекта закачки являются газовые залежи пластов ПК 1 (массивная), ХМ 1 (пластовая), ТП 1-4 (массивная), не имеющие литологических и тектонических экранов. Залежи пластов ХМ 3 и ТП 0 сводовые, частично литологически ограниченные, осложнены наличием малоамплитудных тектонических нарушений, не являющихся экраном.

Залежи пластов группы БЯ (пласты БЯ 22 , БЯ 23 и БЯ₂₄) пластово-сводовые, частично или полностью заглинизированы, литологически ограниченные. Залежи пласта БЯ₂₃ литологически и тектонически экранированные, восточная залежь пласта БЯ 23 отделена от основной субмеридиональным разломом.

Залежи пластов НП1, НП2-3, НП4, НП51 заглини-зированы с северной и северо-западной части, литологически и тектонически экранированные. Имеют по несколько залежей, в том числе отделен- ных субмеридиональным разломом и зоной полного отсутствия коллектора в пласте. Залежи пластов НП52,НП7 и НП81 литологически ограниченные, распространенные на южном склоне месторождения. Залежь пласта НП8 тектонически экранирована.

Пласты группы Ю (Ю 2-6 ,Ю 11¹ ,Ю 11² , Ю 11³ ), за исключением пласта Ю 11¹ ,состоят из нескольких залежей. Залежи пласта Ю_2-6 тектонически экранированные, одна залежьэкранируется региональным разломом. Основная залежь массивного типа. Залежи пласта Ю 11² пластово-сводовые, тектонически и литологически экранированные. Пласт Ю₁₁ ³ состои-тиз однойпластово-сводовой залежи, в южной части ограниченной зоной отсутствия коллектора, вторая залежь приурочена к тектоническому блоку и выделена лишь по материалам ГИС.

Пласты Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения характеризуются различным насыщением. Предпочтительными для закачки газа являются газовые (ПК₁, ХМ_1, ХМ₃, ТП₀) игазокон-денсатные (БЯ 22 , БЯ 24 , Ю 11¹ , Ю 11² , Ю 11³ ). Закачка газа возможна и в нефтегазоконденсатные пласты (БЯ 23 , НП 1 , НП 2-3 , НП 4 , НП 5¹ , НП 5² , НП 7 , НП 8 и Ю 2- ₆). Выбор объектов в этом случае обуславливается задачами рациональной разработки запасов углеводородов.

Ввод пластов в разработку на Новопортовском месторождении предусмотрен двумя этапами. На первом этапе это нефтяные части нефтегазоконденсатных пластов: НП 2-3 , НП 4 , НП 5¹ , НП 8 , Ю 2-6 . Ввод остальных объектов разработки ТП 1-4 , ГШ пласта ТП 1-4 , БЯ 23 ,ГШ пласта БЯ 23 , НП 1 , ГШ пласта НП 2-3 , ГШ пласта НП 4 , ГШ пласта НП 5¹ , НП 7 , ПК₁+ХМ₁+ХМ₃+ТП₀,       БЯ₂₂+БЯ₂₃+БЯ₂₄+НП₁,

НП 5² +НП 7 +НП 8 , Ю 2-6 +Ю 11¹ +Ю 11² +Ю 11³ , отнесен на более поздний срок.

При опережающем формировании внутрикон-турного заводнения при разработке нефтяной оторочки базовых объектов НП 2-3 , НП 4 , НП 5¹ , НП 8 и Ю_2-6, во избежание оттеснения нефти в газовую часть, необходимо поддерживать давление в газовой шапке на начальном уровне. Для этого целесообразно возвращать прорывной газ обратно в пласт. Такое решение позволит исключить альтернативные варианты, каждый из которых имеет существенные недостатки или ограничения, максимально используя прорывной газ для регулирования разработки залежей углеводородов.

Учитывая объемы добычи углеводородов в первый период времени, состав добываемого прорывного газа (устьевые пробы пластов НП 2-3 , НП 4 , НП₅ ¹ , НП₈, Ю_2-6) и геологические особенности пласта коллектора к закачке подготовленного газа в пласт рекомендуются объекты НП_2-3, НП₄, Ю_2-6.