Ключевые слова: газоконденсатные месторождения, геологическая характеристика месторождений, чистый дисконтированный доход, экономическая оценка.+
Западно-Вишневское газоконденсатное месторождение расположено в Перелюбском районе Саратовской области, в 25 км к юго-востоку от р. п. Перелюб. Административный центр района – р. п. Перелюб расположен в восточной части района на р. Камелик в её верхнем течении, в 362 км на северо-восток от Саратова. В 30 км севернее района работ проходит железная дорога Саратов – Пугачёв – Бузулук. Ближайшая железнодорожная станция – Новоперелюбовская (Смородинка) в 60 км к северо-западу.
Лицензия на право пользования недрами Западно-Вишневского месторождения принадлежит ПАО НК «РуссНефть». Участок недр имеет статус горного отвода с ограничением по глубине подошвой продуктивных пластов среднедевонского возраста. [1]
В тектоническом отношении Западно–Вишневский участок расположен в пределах центральной Натальинско-Мирошкинской ступени Камелик–Чаганской системы линейных дислокаций Бузулукской впадины, которая в свою очередь рассечена нарушениями меридионального простирания, дробящими её на отдельные самостоятельные блоки.
В структурном плане месторождение представлено группой небольших локальных поднятий образующих самостоятельные ловушки углеводородов. Девонские отложения унаследовано залегают на кристаллическом фундаменте, поверхность которого находится на глубине 4450-4500 м.
В геологическом строении Западно-Вишневского месторождения принимают участие отложения архейской, девонской, каменноугольной, пермской, юрской, неогеновой и квартер систем. В разрезе полностью отсутствуют триас, мел и палеоген.
На Западно-Вишневском месторождении выявлены три самостоятельные газоконденсатные залежи: в отложениях мосоловского, воробьёвского и ардатовского горизонтов.
Мосоловская залежь на дату составления проектного документа выработана, поэтому исключена из рассмотрения.
Продуктивность воробьёвских отложений выявлена в двух блоках, отделённых разрывными нарушениями: основная залежь приурочена к району скважин 2 и 6, и залежь в районе скважины 1.Размеры основной залежи 7×3 км, залежи в районе скважины 1: 3,5×1,3-1,8км. В литологическом отношении нижняя часть продуктивного коллектора основной залежи воробьёвского горизонта представлена доломитизированными известняками, массивными, плотными. В верхней части залежи выделяется песчаный коллектор. Глубина залегания кровли коллектора 4213 м. Начальное положение газоводяного контакта принято на абсолютной отметке минус 4136,1 м;
Залежь ардатовского горизонта приурочена к основному блоку в районе скважин 2 и 6, размеры её составляют 3,7×2,2-1,3 км. Залежь пластовая сводовая, с юга и запада тектонически экранированная разломами. Отложения ардатовского горизонта на месторождении вскрыты скважинами 1, 2, 6. Глубина залегания кровли коллектора 4150 м. Начальное положение газоводяного контакта принято на абсолютной отметке минус 4088,5 м [2-4].
В таблице1 представлены основные геолого-промысловые показатели по двум залежам
В 2017 г., в связи с получением новой геологической информации в результате бурения одной разведочной скважины и переинтерпретации материалов 3D сейсморазведки, выполнен пересчёт запасов свободного газа по всем залежам[5].
По состоянию на 01.01.2017 г. балансовые запасы газа по Западно-Вишневскому месторождению классифицируются в объёме по категории С1–2759млн.м3, категории С2-50 млн.м3, в том числе по залежам:
Геологические запасы газа:
- мосоловского горизонта по категории С1 - 213 млн.м3 ;
- воробьёвского горизонта по категории С1 - 1282 млн.м3 ;
по категории С2 - 50 млн.м3 ;
- ардатовского горизонта по категории С1 - 1264 млн.м3.
В данном исследовании технологические показатели разработки газоконденсатных залежей воробьёвских и ардатовских отложений приведены на основе построенной трёхмерной газодинамической модели залежи с использованием пакета программ «Tempest-MORE» компании «ROXAR».
В гидродинамической модели начальные запасы газа по Западно-Вишневскому месторождению соответствуют запасам, числящимся на балансе предприятия.
С учётом геологических представлений и данных газогидродинамических исследований, на Западно-Вишневском месторождении предполагается смешанный (газовый и водонапорный) режим разработки залежей. Средняя продуктивность проектных газовых скважин в модели принята по данным гидродинамических исследований. В гидродинамических расчётах начальный дебит каждой конкретной проектной скважины задается с учётом неоднородности распределения фильтрационно-емкостных свойств, как по площади, так и по разрезу месторождения. Предполагается также увеличение продуктивности скважин за счёт мероприятий по интенсификации притока. Средний начальный дебит газа проектных вертикальных скважин составляет 140 тыс.м3/сут – для воробьёвской залежи; 170 тыс.м3/сут – для ардатовской залежи. Величина максимально допустимой депрессии на пласт 8,8 МПа – для воробьёвских отложений; 8,6 МПа – для ардатовских отложений. В гидродинамических расчётах по всем рассмотренным вариантам разработки дебиты проектных скважин задавались с учётом соблюдения технологического ограничения на допустимую депрессию.
Для проектирования разработки месторождения принята следующая исходная информация:
· запасы газа и конденсата категории С1 и С2, числящиеся на балансе предприятия;
· результаты гидродинамических и газоконденсатных исследований скважин;
· данные лабораторных исследований керна и физико-химических свойств пластовых флюидов.
При эксплуатации месторождения добычу газа предусматривается осуществлять вертикальными скважинами. Эксплуатация проектных скважин осуществляется по лифтовым колоннам. Диаметр лифта по каждой конкретной проектной скважине выбирается исходя из её потенциального начального дебита с учётом технологических ограничений на депрессию. Минимальное устьевое давление задано 1 МПа. Коэффициент эксплуатации скважин принят 0,95.
Прогноз технологических показателей разработки газоконденсатных залежей воробьёвских и ардатовских отложений выполнен по трём вариантам начиная с 2017 года.
Залежь воробьёвского горизонта
Вариант I (базовый) предусматривает разработку залежи действующей скважиной 2. Постоянный уровень добычи газа 30,8 млн.м3 будет сохраняться 10 лет, годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 2,7 %
За расчётный период разработки (20 лет) накопленный отбор газа составит 594,3млн.м3 (52,5% от начальных балансовых запасов категории С1; конденсата 44,4 тыс.т. (67,3 % от НИЗ), на конец периода постоянного отбора – 36,9 тыс.т (56,0 % от НИЗ).Конечный коэффициент извлечения конденсата составит 0,379 (утвержденный КИК равен 0,560).
Среднее пластовое давление в зоне дренирования на конец периода постоянного отбора снизится до 28,8 МПа, к концу разработки составит – 26,5 МПа.
Вариант II предполагает в дополнение к первому варианту ввод скважины 1 после проведения работ по капитальному ремонту; ввод из бурения эксплуатационной скважины 7 и разведочной скважины 8.
Максимальные годовые уровни добычи газа будут достигнуты через 10 лет и составят 94,3млн.м3 при темпе отбора от начальных балансовых запасов категории С1 +С2 7,1%; по конденсату – 11,8тыс.т при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов 14,6 %.
Согласно проведённым технологическим расчётам, разработка воробьёвского объекта продлится до 2037 г., к этому времени степень выработанности запасов газа составит 72,9 % от начальных балансовых запасов категории С1+С2 при суммарном отборе газа 971,7 млн.м3. Накопленная добыча конденсата к концу разработки достигнет 72,4 тыс.т, что соответствует 89,4 % от начальных извлекаемых запасов. Величина КИК на конец разработки составит 0,517 (утверждённый КИК=0,580).
Среднее пластовое давление в зоне дренирования на конец периода постоянного отбора снизится до 23,5 МПа, к концу разработки составит – 8,6 МПа.
Вариант III предполагает в дополнение ко второму варианту бурение поисково-оценочной скважины на северо-восточном участке месторождения, выявленное по данным сейсморазведочных работ 3D.
Залежь ардатовского горизонта
Вариант I (базовый) предусматривает разработку залежи действующей скважиной 6, и скважиной 2, возвращённой после отработки залежи воробьёвского горизонта.
Максимальные годовые уровни добычи составляют: газа – 58млн.м3 при темпе отбора от начальных балансовых запасов 4,6 %; конденсата – 17,1 тыс.т , или 7,3% от начальных извлекаемых запасов. В последующий период происходит постепенное снижение отборов углеводородов.
Согласно проведённым технологическим расчётам, разработка залежи продлится 20 лет, к этому времени степень выработанности запасов газа составит 64,2% от НБЗ при суммарном отборе газа 811,0млн.м3. Накопленная добыча конденсата к концу разработки достигнет 157,5тыс.т, что составляет 67,3% от начальных извлекаемых запасов при утверждённом КИК=0,500.
Среднее пластовое давление в зоне дренирования на конец составит – 30,5 МПа.
Вариант II предполагает работу действующей скважины 6 и возвратных скважин 2, 7 и 8 после отработки нижележащего объекта.
Максимальные годовые уровни добычи конденсата составят 17,1тыс.т при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов 7,3%; газа– 81,4 млн.м3 при темпе отбора от начальных балансовых запасов 6,4%.
Согласно проведённым технологическим расчётам, разработка ардатовского объекта продлится 20 лет, к этому времени степень выработанности запасов газа составит 95,6 % от НБЗ при суммарном отборе газа 1208,9 млн.м3. Накопленная добыча конденсата к концу разработки достигнет 215,3,0 тыс.т, что составляет 92,0% от начальных извлекаемых запасов.
Величина конечного коэффициента извлечения конденсата составит 0,460 долей ед., утвержденное значение 0,500 долей ед. Среднее пластовое давление в зоне дренирования к концу разработки составит – 9,2 МПа.
Вариант III соответствует варианту II.
В целом по месторождению разработка по I варианту продлится 20 лет, Степень выработанности запасов газа категории С1 составит 58,7% от НБЗ при суммарном отборе газа 1405,4млн.м3. Накопленная добыча конденсата к концу разработки достигнет 201,9тыс.т, что составляет 67,3 % от начальных извлекаемых запасов.
По II варианту, разработка месторождения продлится до 2035 г., Степень выработанности запасов газа составит 84,0% от НБЗ категории С1+С2 при суммарном отборе газа 2180,6млн.м3, что превышает уровень накопленной добычи газа по базовому варианту на 775,2 млн.м3 Накопленная добыча конденсата к концу разработки достигнет 287,7 тыс.т, что составляет 91,3% от начальных извлекаемых запасов. Превышение накопленной добычи конденсата по сравнению с базовым вариантом равно 85,8тыс.т.
По варианту III в дополнение ко второму варианту предполагает бурение поисково-оценочной скважины. Технологические показатели разработки по отбору газа и конденсата соответствуют варианту II.
Оценка экономических показателей эксплуатации месторождения выполнена на основании трёх технологических суммарных вариантов по залежам.
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 [6,7].
Исходная нормативная информация для расчёта экономических показателей разработки принята на начало 2017 года. Характеристика расчетных технико-экономических показателей по вариантам разработки приводится в Таблице 2.
Расчёты показывают, что при реализации вариантов разработки проекта показатели накопленного дисконтированного потока денежной наличности (ЧДД) не имеют отрицательного значения и составляют:
- вариант I – 908, млн. руб.;
- вариант II – 1118,3 млн. руб.;
- вариант III – 956,2 млн. руб.
Внутренняя норма рентабельности (IRR) превышает 50 %. Показательным дополнительным критерием для выбора варианта разработки следует принять индекс доходности, который выше 1 по всем рассматриваемым вариантам разработки месторождения. Обобщая результаты экономической оценки, сделан вывод, что по совокупности показателей эффективности наилучшая экономическая характеристика отмечается в варианте II, который рекомендован к практическому применению. В этом варианте показатели экономической эффективности имеют наиболее высокие уровни по сравнению со всеми остальными вариантами
Дисконтированный доход государства за расчётный период эксплуатации составит по вариантам:
- вариант I – 819,2 млн.руб.
- вариант II –1230млн.руб.
- вариант III –1230 млн.руб.
С целью выявления устойчивости варианта II, сделан дополнительный расчёт по анализу чувствительности основных показателей эффективности по следующим регулирующим параметрам:
· уровень цены на газ;
· уровень объема инвестиций (капитальные вложения);
· уровень издержек производства (эксплуатационные расходы);
· уровень добычи газа.
Анализ чувствительности показал, что ЧДД не имеет отрицательных значений при всех отклонениях регулирующих параметров.
Рекомендации по доизучению месторождения
Месторождение характеризуется сложным геологическим строением, наличием разрывных нарушений, залежи не выдержанны по толщине, обладают низкими значениями фильтрационно-емкостных характеристик. Многие вопросы геологического строения находятся в начальной стадии изучения. Требуется доразведка месторождения с целью уточнения характера распространения продуктивных пластов, их связи друг с другом и законтурной областью. Требуется проведение разведочных работ с целью изучения северо-восточной части месторождения.
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. Справочник недропользования (дата обращения 1-11-2024)
2. Родина российского газа (дата обращения 1-11-2024)
3. Особенности строения и развития Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (дата обращения 1-11-2024)
4. 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.
5. Дополнение к технологической схеме разработки Западно-Вишневского газоконденсатного месторождения (дата обращения 1-11-2024)
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
