Геолого-технологические вызовы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов

С конца 70-х годов прошлого века Западная Сибирь стала основной ресурсной базой для добычи нефти, а Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО) – по добыче газа. С 1990 года 90% добычи газа по РФ приходится на ЯНАО. Более 40 лет добычи газа в ЯНАО приходилось на уникальные по запасам сеноманские залежи. На сегодня выработаны наиболее экономически рентабельные запасы сеноманского газа. На Медвежьем месторождении этот показатель составляет 97%, на Уренгойском – 89%, Ямбургском – 78%, Заполярном – 72%. В целом по ЯНАО выработанность запасов сеноманского газа на разрабатываемых месторождениях составляет 81%. Геологический потенциал открытия уникальных и крупных (300 и более млрд м³) месторождений на суше ЯНАО исчерпан. По мере истощения сеноманских залежей подключались запасы нижнемеловых залежей, характеризующиеся кратно меньшими запасами по сравнению с сеноманом, более сложным геологическим строением и средними фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Освоение нижнемеловых залежей позволило поддерживать темп добычи газа последние годы, но с 2027 года уже не обеспечит поддержание постоянного уровня добычи газа в ЯНАО.

Согласно Государственному балансу полезных ископаемых, начальные геологические запасы ЯНАО по состоянию на 2023 год составляют порядка 27 трлн м³ газа. Из них более 20 трлн м³ приходилось на меловые залежи Надым-Пуртазовского региона, более 35% которых уже добыто.

Основой ресурсной базы не только для поддержания, но и для наращивания объемов добычи газа являются ачимовские и юрские залежи Ямала и Гыдана, начальные запасы которых составляют более 2,2 трлн м³, а ресурсы исчисляются десятками триллионов (Брехунцов и др., 2023). Ввод этих запасов и ресурсов потребует значительных инвестиций, связанных не только с суровым климатом, отсутствием дорог, портов, ограниченным периодом навигации, большими расстояниями, сложностью логистики. Особенностью ачимовских и юрских залежей являются крайне низкая проницаемость, аномально высокое пластовое давление, сложные обстановки осадконакопления.

Ниже представлены основные факторы геолого-технологических и экономических рисков.

В области геологии:

• Высокая расчлененность и макронеоднородность продуктивных пластов, связанные с прибрежными и глубоководными обстановками осадконакопления. Низкие коллекторские свойства на грани «коллектор»–«неколлектор» обусловливают высокую водонасыщенность продуктивных пластов.
• Экстремально низкий коэффициент проницаемости 0,01–1 мД приводит к низкой продуктивности скважин и высоким темпам падения добычи. Для обеспечения рентабельных дебитов скважин и накопленной добычи углеводородного сырья (УВС) приходится использовать дорогостоящие конструкции эксплуатационных скважин с высокотехнологическими типами заканчивания, с горизонтальными стволами до 2000 м, муфтами гидроразрыва пласта (ГРП), пакерами для проведения многостадийных, больше-объемных ГРП с массой проппанта до 300 т на каждую стадию.
• Значения аномально высокого пластового давления (АВПД) выше 1,5 увеличивают количество обсадных колонн скважин, что удорожает стоимость скважин.

В области разработки:

• Низкие значения гидропроводности пластов обусловливают малые значения дренируемых объемов, что требует стимуляции призабойных зон и переход на сетки скважин с высокой плотностью.
• Высокое содержание конденсата (200–1000 г/м³) при низких ФЕС обусловливает потери в пласте до 75%. Интенсивное выпадение конденсата в призабойных зонах пласта (ПЗП) увеличивает скин-фактор, снижая фазовую проницаемость, усугубляя и без того высокие темпы падения добычи.
• Для обеспечения промышленных объемов добычи газа и конденсата необходимо применять сложные и дорогостоящие методы заканчивания скважин, требующие значительных капиталовложений: бурение горизонтальных секций длиной до 2000 м с увеличением количества стадий ГРП до 20, использования технологий увеличения эффективности ГРП.

В области бурения:

• Высокая температура (100–150 С°) и АВПД (450–800 кгс/см²), обусловливающие повышенные технические и технологические требования к конструкции скважин;
• Использование бурового раствора высокой плотности (1,55–2,15) с большим количеством нерастворимого утяжелителя;
• Узкий гидравлический коридор безопасного «окна» бурения;
• Высокие требования к буровому оборудованию (верхнему приводу, буровым насосам, противовыбросовому оборудованию);
• Больший коэффициент запаса по конструкции скважины (обсадные колонны более высокой группы прочности).

В области технологии:

• Существенная часть запасов осложнена наличием массивной переходной зоны, что предполагает необходимость использования технологий и оборудования для предотвращения и борьбы с осложнениями в виде гидратообразования в скважинах и объектах системы сбора и транспорта углеводородов, обводнения продукции и самозадавливания скважин.
• Содержащийся в пластовом газе СО₂ при взаимодействии с водой вызывает повышенный коррозионный износ лифтовых колонн и порождает необходимость применения дорогостоящих насосно-компрессорных труб с высоким содержанием хрома.

Рассмотрим приведенные факторы на конкретных примерах. Ачимовские газоконденсатные залежи Уренгойского региона приурочены к сложнопостроенным глубоководным конусам выноса (рис. 1), что обусловило их высокую макронеоднородность по вертикали и по площади.

Отсутствие гидродинамической связанности отдельных конусов выноса и ряда лопастей в них подтверждено различными начальными флюидальными контактами в выделенных блоках и различным флюидальным составом (в том числе начальным потенциальным содержанием С₅₊). На рисунке 2 выделены границы блоков, определенные по результатам эксплуатационного бурения и доразведки геологического строения пилотными стволами с расширенным комплексом геофизических исследований скважин (ГИС), а также с испытаниями методами гидродинамического каротажа и опробования пластов на кабеле в открытом стволе. Границы перенесены на схему фациального строения (рис. 1), а контакты – на геологический разрез (рис. 3), подтверждающий их обоснованность.

Создание детальной геологической модели требует большого объема геологоразведочных работ, при этом остаются существенные риски не подтверждения модели на этапе эксплуатационного бурения. Для ачимовских продуктивных пластов сложность строения обусловлена делением на отдельные конуса выноса с различными отметками межфлюидных контактов и фазовым состоянием залежей. Отдельные лопасти, в свою очередь, представлены серией песчаных линз, которые также могут образовывать изолированные тела.

Второй группой факторов риска являются низкие ФЕС ачимовских и юрских пластов. Как уже отмечалось ранее, низкая проницаемость пластов подтверждается данными керновых исследований (рис. 4), ГИС и гидродинамических исследований скважин (ГДИС) (рис. 5). Как видно из рис. 4, значения коэффициента проницаемости практически всех образцов керна из юрских пластов лежат в диапазоне 0,001–1,0 мД. Медианное значение коэффициента абсолютной проницаемости по керну составляет менее 0,1 мД. Для термобарических условий пласта эти значения еще ниже.

Газодинамические исследования скважин ачимовских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) подтверждают крайне низкие значения проницаемости: по результатам анализа данных кривой восстановления пластового давления (КВД) фазовая проницаемость ачимовских пластов составляет 0,011 мД. В процессе эксплуатации скважин и снижения пластового давления снижаются как абсолютная, так и фазовая проницаемости пласта вследствие сжимаемости порового пространства и выпадения конденсата преимущественно в призабойных зонах пласта.

Низкие ФЕС обусловливают высокие темпы снижения продуктивности скважин. Дебит скважин по газу снижается в первый год эксплуатации до 60%, темп снижения устьевых и забойных давлений при этом составляет 90 бар/мес (рис. 6). Другими словами, газоконденсатные скважины в коллекторах с проницаемостью менее 1 мД демонстрируют сопоставимые темпы снижения продуктивности с нефтяными скважинами в низкопроницаемых коллекторах (с К_пр< 2 мД).

При высоком потенциальном содержании конденсата (ПС₅₊) проявляется эффект конденсатной банки, усугубляя снижение продуктивности, что приводит к более высоким потерям конденсата в пласте.

Поиск рентабельных вариантов разработки низкопроницаемых коллекторов требует поиска и развития новых технологий. Если в 2011 году при проектировании разработки ачимовских залежей Уренгойского месторождения закладывались только наклонно-направленные скважины с одной стадией ГРП небольшого объема на максимальные толщины и высокие ФЕС (более 50 м и проницаемостью более 1–5 мД), то спустя 12 лет осуществлен технический и технологический переход на бурение горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка до 1800 м и проведением до 20 стадий многостадийного ГРП с объемом проппанта до 300 т на стадию (рис. 7). Это позволило вовлекать в разработку запасы газоконденсата с толщинами до 15 м и проницаемостью менее 1 мД.

На рис. 8 проиллюстрирован пример обоснования вовлечения рентабельных толщин для различных ФЕС пласта в зависимости от плотности сетки скважин (длины ГС). Оптимизация конструкций заканчиваний эксплуатационных скважин проводилась на адаптированных постоянно-действующих геолого-технологических моделях, настроенных в том числе на историю эксплуатации фактически пробуренных горизонтальных скважин (ГС) с различным количеством стадий ГРП и их объемом. Результаты оптимизации свидетельствуют, что максимальный чистый дисконтированный доход (ЧДД) характерен для скважин, вскрывающих пласты с наибольшими газонасыщенными толщинами и лучшими коллекторскими свойствами. Уменьшение газонасыщенных толщин до 15–20 м и снижение проницаемости до 0,3–0,7 мД, характерных для юрских пластов, приводит к нерентабельности бурения таких скважин. Учет затрат в строительство промысловой инфраструктуры сдвигает границу безубыточного бурения в зону более высоких толщин и ФЕС.

Увеличение длин горизонтальных стволов, количества стадий и объема ГРП позволило вовлекать в разработку удаленные зоны пласта и тем самым увеличивать прогнозные коэффициенты газо- и конденсатоотдачи низкопроницаемых пластов (рис. 9).

Для повышения достоверности получаемой геолого-промысловой информации на базе ООО «НОВАТЭК НТЦ» развиваются новые направления обработки и интерпретации сейсмических данных, сейсмо-фациального моделирования, геомеханики, обработки и интерпретации гидродинамических и газоконденсатных исследований, построения детальных геолого-гидродинамических моделей изучаемых объектов. В 2022 году введен в эксплуатацию лабораторно-исследовательский центр с уникальным набором оборудования для изучения кернового материала, пластовых жидкостей и газов (рис. 10), включая новые методы исследований многофазных потоков в условиях низкопроницаемых коллекторов, изучения ФЕС и потоковые эксперименты в термобарических условиях при высоких температурах и АВПД.

Бурение глубоких скважин на ачимовские и юрские пласты с АВПД со сложным закачиванием, многостадийным ГРП и последующим освоением с использованием бурения гибкими насосно-компрессорными трубами в условиях Крайнего Севера приводит к существенному удорожанию буровых работ, ГРП и освоения скважин. Строительство дорог, промысла, сетей сбора и подготовки продукции, компрессорных станций в условиях доставки только в летний период навигации – не менее затратный процесс. Высокие риски внедрения новых технологий освоения залежей УВС в низкопроницаемых пластах в условиях Крайнего Севера связаны не только с высокими капитальными и эксплуатационными затратами, но и с высокими налогами, которые в совокупности с затратной частью ставят эксплуатационное бурение на толщины менее 15–20 м на грань нерентабельного при снижении проницаемости менее 1 мД (рис. 11). Как видно из рис. 11, величина налогов сопоставима с величиной капитальных затрат на стоимость бурения, ГРП и освоения скважин и варьируется от 90 до 123% от нее. В связи с этим, создание специальных налоговых режимов для газоконднсатных залежей в низкопроницаемых ачимовских и юрских пластах с высоким АВПД позволит существенно ускорить освоение значительных ресурсов газа для поддержания высоких уровней добычи в РФ.

Выводы

Уникальные запасы и ресурсы газоконденсата ачимовских и юрских залежей севера ЯНАО, которые характеризуются сверхнизкими значениями проницаемости (менее 1 мД) и АВПД (60–80 МПа) с коэффициентами аномальности 1,5–2,1, на сегодня являются основной ресурсной базой для поддержания высоких уровней добычи УВС в ближайшие 20–30 лет.

Для вовлечения их в промышленную разработку компаниям требуется освоить технологии горизонтального бурения в условиях АВПД до 2,2, проведения эффективных МГРП с оптимизированными составами жидкостей ГРП для сохранения высокой проводимости трещины и минимизации повреждения ФЕС продуктивного пласта.

За последние 10 лет ПАО «НОВАТЭК» приобрел опыт разработки низкопроницаемых коллекторов и обладает необходимыми технологиями для их успешного освоения. В ближайшие 16 лет доля добычи трудноизвлекаемого газа в балансе ПАО «НОВАТЭК» составит около 60%, что стимулирует компанию к развитию новых технологий для повышения рентабельности их освоения.