Ключевые слова: газовые месторождения, геологическая характеристика месторождений, чистый дисконтированный доход, экономическая оценка, степень риска.
В административном отношении Павловское газовое месторождение расположено впределах Дергачевского района Саратовской области, в 15 км к северу от рабочего поселка и железнодорожной станции Дергачи Приволжской железной дороги.
Месторождение расположено в пределах Бортового лицензионного участка Саратовской области. Правами на пользование недрами обладает ООО «ДИАЛЛ АЛЬЯНС».
Павловское газовое месторождение открыто в 1979 г. и с этого же года по технико-экономическим причинам находится в консервации.
Всего на месторождении пробурено 11 скважин, из них 7 скважин находятся в консервации, четыре – ликвидированы [1–3].
В геологическом строении Павловского месторождения участвуют осадочные породы девонского, каменноугольного, пермского, юрского, мелового и четвертичного возрастов.
На Павловском месторождении газовая залежь сосредоточена в сульфатно-карбонатных коллекторах филипповско-верхнеартинского горизонта и в карбонатных коллекторах нижнеартинско-сакмарского горизонта. Продуктивная толща Павловского месторождения сложена в основном доломитами.
Нижний пласт ангидрита филипповско-верхнеартинских сульфатно-карбонатных отложений замещается на ангидрит-доломитовую породу (скважина № 13), за пределами месторождения отмечается его выклинивание, поэтому карбонатные и сульфатно-карбонатные отложения оказываются гидродинамически связанными.
Промышленная газоносность установлена как в филипповско-верхнеартинской, так и в нижнеартинско-сакмарской частях разреза нижней перми, залегающих на глубине 1490 м. Размеры залежи: длина – 10 км, ширина – 3 км, высота 100 м. Положение контакта определено данными опробования скважин и результатами интерпретации материалов ГИС на абсолютной отметке минус1470 м [4, 5].
На Павловском месторождении в поисковых и разведочных скважинах № 11, 12, 13, 14, 15, 16, 18, 22, 23, 24 был произведен отбор керна, средний вынос которого составил 37 % к суммарной проходке с отбором керна, равной 1815 м.
Вынос керна из эффективных газонасыщенных интервалов равен 2 м по верхней части залежи и 24,2 м – по нижней части залежи, т.е. освещенность керном эффективных мощностей составила 5,4 % по верхней части и 24,1 % – по нижней части залежи.
Средняя освещенность газонасыщенных эффективных толщин составила 0,5 образца на 1 м, средняя освещенность керном на одну скважину – 22,5 образца.
Фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов на месторождении изучены не в достаточно полном объеме. По результатам лабораторных определений по керну были произведены расчеты средних значений пористости и проницаемости по скважинам.
Для определения пористости было проанализировано 186 образцов, для подсчетных параметров учтено 104 образца. При сравнительном анализе средних значений пористости по керну и ГИС была получена удовлетворительная сходимость результатов. Средние значения пористости коллектора равны 8–11 % для верхней и нижней части залежи соответственно.
Для определения абсолютной газопроницаемости было проведено 83 измерения, учтено для подсчета запасов 52 измерения. Определение проницаемости проводилось также по данным газогидродинамических исследований. При сравнении результатов с данными исследований по керну получена удовлетворительная сходимость. Cреднее значение коэффициента проницаемости составляет 0,0048 мкм2.
Начальная газонасыщенность составляет 60 и 72 % для верхней и нижней части залежи соответственно.
Свойства газа изучены по пяти пробам. Для природного газа Павловского месторождения характерно содержание кислых компонентов от 2 до 4 %. Относительная плотность газа по воздуху – 0,630 доли ед. Содержание сероводорода в скважинах – 0,35 %, углекислого газа – 1,95 %, азота – 2,55 %. Газ относится к метановому типу, низкоуглекислый, среднесернистый, низкоазотный.
Определение содержания конденсата проводилось в скважинах № 12, 14. В скважине № 14 содержания конденсата производилось сепарационной установкой МТУ по одному интервалу 1560–1567 м. Количество конденсата в устьевом газе составило 25,5 см3/м3.
По скважине № 12 в процессе бурения в открытом стволе испытателем пластов ГРОЗУФНИИ на буровом инструменте при испытании интервала 1537–1575,5 м был получен приток газа с относительно большим содержанием конденсата 300 см3/м3.
Газоконденсатная характеристика не обладает достаточной степенью достоверности, так как определение содержания конденсата проводилось только на одной скважине
Водонапорная система газовой залежи Павловского месторождения в связи с отсутствием опыта разработки в достаточной мере не изучена. Можно лишь предположить, что, вероятнее всего, в начальной стадии эксплуатации Павловского газового месторождения будет наблюдаться газовый режим работы залежи, который впоследствии, при падении давления в процессе эксплуатации, возможно, сменится на упруговодонапорный.
Режим разработки залежи будет уточняться в процессе эксплуатации.
Согласно материалам подсчета запасов, извлекаемые запасы газа Павловского месторождения по степени изученности отнесены к категории С1. Основанием для подсчета запасов газа и компонентов послужили детальные сейсмические работы, глубокое поисково-разведочное бурение, геофизические исследования в скважинах, данные испытаний и лабораторные исследования кернового материала.
Запасы газа и сопутствующих компонентов в целом по залежи Павловского месторождения в суммарном размере 2 млрд м3.
На Павловском месторождении пробурено 11 скважин, из которых девять разведочным (скважины № 12, 13, 14, 15, 16, 22, 23 и 24), остальные поисковым (скважины № 11, 18, 25) бурением. Все скважины вскрыли филипповско-верхнеартинские продуктивные отложения и отложения нижнеартинско-сакмарского горизонта. Получены притоки газа с различными дебитами от 0,5 (скважины № 16, 23) до 215,86 тыс. м3/сут (скважина № 22). В четырех скважинах № 11, 14, 16, 22 получены промышленные притоки газа, в этих скважинах были проведены газогидродинамические исследования. В скважинах № 15, 23, 12 получен приток непромышленного значения, в остальных притока не получено.
Анализ проведенных газогидродинамических исследований в четырех скважинах показал:
- в двух скважинах № 11, 14 исследования проведены на недостаточном количестве стационарных режимов фильтрации;
- наиболее качественно проведены исследования на скважинах № 16, 22;
- дебит скважин варьирует в пределах 85–130 тыс. м3/сут;
- вывод скважин на режим требует выполнения активных воздействий на пласт, в частности, применения химических методов (обработка призабойной зоны кислотными растворами);
- скважины № 11, 14, 16, 22 полностью выполнили свои поисковые функции, технически исправны и в дальнейшем могут быть использованы в качестве добывающих скважин на каждом из выявленных ими газовых горизонтов;
- скважины № 12, 15, 23 находятся вблизи контура газоносности и могут быть рекомендованы в качестве контрольных скважин для контроля за разработкой месторождения.
Скважины в эксплуатацию не вступали из-за необустроенности месторождения.
На Павловском газовом месторождении газовые горизонты представлены карбонатными и сульфатно-карбонатными отложениями, которые гидродинамически связаны. Газоводяной контакт установлен на отметке минус 1470 м. Начальное пластовое давление составляет 16,05 МПа. Газ относится к метановому типу, характеризуется низким содержанием углекислого газа, по содержанию сероводорода – среднесернистый.
Таким образом, на данном этапе изученности на Павловском газовом месторождении выделяется один эксплуатационный объект – газовая залежь нижнепермских отложений нижнеартинско-сакмарского и филипповского горизонтов, которая и рекомендуется к опытно-промышленной эксплуатации.
Для расчета прогнозных технологических показателей опытно-промышленной эксплуатации месторождения в рамках проекта созданы трехмерные геологическая и фильтрационная модели залежи. Для моделирования использовались программные пакеты фирмы Roxar.
В гидродинамических расчетах для Павловского месторождения был использован тип модели с участием двух фаз (газ-вода). При переходе от геологической модели к трехмерной гидродинамической модели специализированной процедурой Upscaling все данные геологической модели были ремасштабированы на более редкую гидродинамическую сетку.
Так как месторождение ранее не находилось в эксплуатации, адаптация гидродинамической модели не проводилась. Гидродинамическая модель при этом контролировалась начальными геологическими запасами пластового газа и данными о пластовом давлении по существующим замерам в скважинах. В результате были получены кубы начального давления и распределения газонасыщенности, а также их изменение в процессе разработки.
В настоящей работе рассмотрены три варианта разработки продуктивной залежи нижнепермских отложений. Расчеты технологических показателей по всем вариантам разработки проводились на двадцатилетний срок. Всеми вариантами (кроме базового) предусматривается бурение новых вертикальных скважин. Варианты проекта отличаются между собой числом скважин, без ввода из бурения, и количеством скважин с учетом ввода из бурения по годам разработки, уровнем добываемой продукции, фондом действующих скважин. Принципиальное различие вариантов разработки заключается в плотности сетки скважин (таблица 1).
С учетом проведенных технико-экономических расчетов, на основании анализа геологических, промысловых, геофизических, гидродинамических, физических и гидрогеологических данных, анализа предлагаемых технических и технологических решений к внедрению рекомендуется вариант II, согласно которому предусмотрена дальнейшая эксплуатация месторождения с бурением одной вертикальной скважины № 27, с задачами разведочной скважины.
Основные технологические показатели рекомендуемого варианта разработки залежи нижнепермских отложений в целом характеризуются следующими данными:
· начальные балансовые запасы природного газа, млн м3 – 2000;
· максимальная годовая добыча пластового газа, млн м3 – 149,364–149,986;
· накопленная добыча газа за расчетный период (20 лет), млн м3 – 1678,500;
· отбор газа от начальных балансовых запасов за расчетный период (20 лет), % – 83,9;
· годовой темп отбора газа от начальных балансовых запасов в период постоянной добычи, % – 7,5;
· число скважин к реконструкции, шт. – 3;
· средний забой скважин к реконструкции, м – 1922;
· число скважин к бурению, шт. – 1;
· забой скважин к бурению, м – 1650;
· фонд добывающих скважин, шт. – 4;
· плотность сетки, га/скв. – 840,75;
· скважина к бурению эксплутационная с функциями разведочной;
· газ метановый, агрессивный, среднесернистый.
Проектная эксплуатационная скважина № 27 проектируется на западном куполе залежи нижнепермских отложений в районе скважины № 22 в зоне, где значения эффективных газонасыщенных толщин равны 31,8 м. При размещении проектной эксплуатационной скважины № 27 были учтены следующие положения:
· проектная скважина размещена в центральной (сводовой) части залежи, где значение эффективной газонасыщенной толщины нижнепермских отложений достигает максимального значения.
Основной довод в пользу данной системы размещения скважины (неравномерное по площади газоносности) заключается в том, что при размещении данной скважины в центральной части месторождения продлевается период безводной эксплуатации скважины и обеспечиваются в начале эксплуатации скважины большие дебиты.
Скважина расположена на расстоянии 1100–1200 м от пробуренных скважин № 14, 22 соответственно.
Выбранное расстояние обусловлено тем, что размер западного куполовидного поднятия составляет 3,3×2,4 км. Плотность сетки скважин по рекомендуемому варианту II составит 840,75 га/скв. Для сравнения плотность сетки скважин по варианту I (базовому) составляет 1121 га/скв.
Однако фактическое местоположение проектной скважины может отличаться от проектного местоположения, так как бурение проектной скважины будет осуществляться на основе новых данных о геологическом строении залежи, полученных в результате сейсморазведки, переинтерпретации старых данных ГИС, новых данных ГИС-контроля и ГДИ скважин.
Оценка экономических показателей проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения выполнена на основании трех технологических вариантов на основе методики, разработанной в ИПНГ РАН [6, 7]. По каждому варианту определены основные экономические показатели, к числу которых относятся капитальные вложения, эксплуатационные расходы, выручка от реализации продукции, дисконтированный поток денежной наличности, прибыль от реализации продукции, налоги и отчисления в бюджетные и внебюджетные фонды.
Исходная информация для расчета экономических показателей разработки принята на начало 2022 года. Характеристика расчетных технико-экономических показателей по вариантам разработки приводится в таблице 2.
Расчеты показывают, что при реализации вариантов разработки проекта показатели накопленного дисконтированного потока денежной наличности (ЧДД) не имеют отрицательного значения и составляют:
- вариант I – 491,21млн руб.;
- вариант II – 621,70млн руб.;
- вариант III – 560,08млн руб.
Внутренняя норма рентабельности (IRR) колеблется от 32 до 50 %. Показательным дополнительным критерием для выбора варианта разработки следует принять индекс доходности, (PL) который выше 1 по всем рассматриваемым вариантам разработки месторождения. Обобщая результаты экономической оценки, можно сделать вывод, что по совокупности показателей эффективности наилучшая экономическая характеристика отмечается в варианте II, который может быть рекомендован к практическому применению. В этом варианте показатели экономической эффективности имеют наиболее высокие уровни по сравнению со всеми остальными вариантами
Дисконтированный доход государства за расчетный период эксплуатации составит по вариантам:
- вариант I – 2628 млн руб.;
- вариант II – 2833млн руб.;
- вариант III – 2911млн руб.
С целью выявления устойчивости варианта II проекта сделан дополнительный расчет по анализу чувствительности основных показателей эффективности по следующим параметрам (рис. 1):
· уровень цены на газ;
· уровень объема инвестиций (капитальные вложения);
· уровень издержек производства (эксплуатационные расходы);
· уровень добычи газа.
Анализ чувствительности показал, что ЧДД принимает отрицательное значение при следующих условиях:
- снижение цены более чем на 15 %;
- падение уровня добычи более чем на 20 %.
При изменении остальных параметров в интервале от плюс 20 % до минус 20 % ЧДД остается положительным, что указывает на высокую устойчивость проекта. При этом уровень риска по модели Недосекина составляет 50 %, что соответствует низким рискам [7].
Таким образом, исследование трех вариантов разработки Павловского газового месторождения показало, что наибольший экономический эффект как для недропользователя, так и для государства получен по второму варианту с наименьшей степенью риска.
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках государственного задания по теме: «Создание новых технологий эффективного экологически чистого извлечения углеводородов в сложных горно-геологических условиях на основе системного подхода к изучению и моделированию полного жизненного цикла нефтегазовых месторождений» шифрFMME– 2025-0009.
Литература
1. Павловское месторождение [Электронный ресурс] https://www.nedraexpert.ru/subsurface/1144748725/1?ysclid=m3ibssfupr898795278 (дата обращения: 1-11-2024).
2. Бортовой участок [Электронный ресурс] https://www.nedraexpert.ru/subsurface/1400001612/1?ysclid=m3gyd36too290031261 (дата обращения: 1-11-2024).
3. Родина российского газа [Электронный ресурс] URL https://web.archive.org/web/20171204171209/http://asbh.ru/rodina-rossijskogo-gaza/ (дата обращения: 1-11-2024).
4. Особенности строения и развития Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [Электронный ресурс] https://repository.geologyscience.ru/bitstream/handle/123456789/40344/Puch_04.pdf?sequence=1&isAllowed=y&ysclid=m3gy4b65pc724825185 (дата обращения: 1-11-2024).
5. Геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: учебное пособие / С.В. Багманова, А.С. Степанов, А.В. Коломоец, М.П. Трифонова; Оренбург. гос. ун-т. – Оренбург: ОГУ, 2019 – 127 с.
6. Пономарева И.А, Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах // М.-Наука, 2006г,134с.
7. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. – М.: Макс-Пресс, 2020. – 248 с.
