В административном отношении Краснокутское газовое месторождение размещается на территории Краснокутского района Саратовской области и относится к числу мелких месторождений. Месторождение расположено в 100 км к юго-востоку от г. Саратова и в 15 км к северо-западу от районного центра г. Красный Кут, являющегося также железнодорожной станцией.
Месторождение расположено в пределах Бортового лицензионного участка, правами на пользование недрами которого обладает ООО “ДИАЛЛ АЛЬЯНС”[1-5].
Краснокутское месторождение открыто в 1973 г. в результате поискового бурения, которое продолжалось до 1978 г. Всего на месторождении пробурено 32 скважины (28 поисковых, три структурно-поисковых и одна параметрическая). Газовые залежи нижнепермских отложений в эксплуатацию не вступали.
Краснокутское месторождение в тектоническом отношении расположено в пределах Ровенско-Краснокутского участка, зафиксированного в системе бортовых поднятий Прикаспийской впадины. В северной части прослеживается узкий грабенообразный прогиб, в юго-восточной части – бортовой уступ Прикаспийской впадины.
В геологическом строении месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские, триасовые, юрские, меловые, неогеновые и четвертичные отложения.
На Краснокутском месторождении установлена промышленная газоносность нижнепермских отложений. В карбонатных коллекторах артинско-сакмарского возраста выявлены три самостоятельные залежи газа: две в отложениях пласта K-II – северо-восточный участок (район скважин №№ 41и 66) и юго-западный – (район скважины № 68); и одна в нижнепермских отложениях пласта K-III (район скважины № 66). Все залежи пластовые, сводовые, имеющие небольшие размеры.
Размеры залежи пласта K-II северо-восточного участка составили 4,1×1,5 км, высота 18 м; залежи пласта K-II юго-западного участка 4,4×1,5 км, высота 12,7 м и залежи пласта K-III, расположенной на северо-восточном участке месторождения соответственно 2,6×1,3 км, высота 19,1 м
Разработка газовых залежей будет осуществляться при проявлении смешанного режима (газового и водонапорного) с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки.
По своему химическому составу свободный газ нижнепермских отложений Краснокутского месторождения относится к метановым, низкоуглекислым, низкоазотным, сернистым и гелиеносным.
Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов и свойства насыщающих их флюидов представлены в таблице 1.
Таблица 1 Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов Краснокутского месторождения
В настоящее время Краснокутское месторождение находится в консервации.
Рассмотрим технико-экономическую оценку освоения месторождения в соответствии с технологической схемой опытно-промышленной эксплуатации этого объекта, начиная с начала 2025 года.
Для расчёта прогнозных технологических показателей в рамках технологической схемы созданы трёхмерные геологическая и фильтрационная модели залежи, разработанные компанией ООО “ДИАЛЛ АЛЬЯНС” . Для моделирования использовались программные пакеты «IRAP RMS» и «Tempest-MORE» фирмы Roxar.
По данным компании в нижнепермских отложениях Краснокутского газового месторождения выделены три объекта разработки: северо-восточный участок пласта К-II; юго-западный участок пласта К-II и северо-восточный участок пласта К-III. С использованием построенных геолого-фильтрационных моделей в технологической схеме рассмотрено два варианта разработки.
Вариант I
По северо-восточному участку залежи пласта К-II предусмотрен ввод в эксплуатацию двух добывающих скважин после проведения геолого-технических мероприятий по обработке призабойной зоны пласта с целью улучшения их продуктивных характеристик. Ввод скважин планируется в 2025 году. Предполагается, что скважины будут эксплуатироваться на истощение, максимальный уровень отбора газа в количестве 45,1 млн.м3 будет достигнут уже на третий год разработки залежи в 2027 г., когда годовой темп отбора газа составит 9,6 % от балансовых запасов. Накопленная добыча газа за проектный период разработки составит 425,3 млн.м3, что соответствует отбору газа 90,8 % от начальных балансовых запасов.
По юго-западному участку залежи пласта К-II предусмотрен ввод в эксплуатацию одной добывающей скважины в 2025 г. после проведения работ по реликвидации и обработке призабойной зоны пласта. Расчёт показал, что скважина будет эксплуатироваться на истощение с максимальным годовым темпом отбора по месторождению 4,3 % от начальных балансовых запасов газа. Разработка залежи продлится до 2038 г. К этому времени степень выработанности запасов газа составит 52,5 % от НБЗ при суммарном отборе газа 168,1 млн.м3.
Разработку залежи пласта К-III северо-восточного участка залежи предусматривается начать в 2025 г. одной добывающей скважиной. Эксплуатация залежи продлится до 2036 г. К этому времени степень выработанности запасов газа составит 94,8 % от начальных балансовых запасов при суммарном отборе газа 44,7 млн.м3.
По месторождению в целом разработка продлится до 2036 г. Накопленный объём добычи газа составит 638,1 млн.м3, что соответствует степени выработанности равной 76,3 % от НБЗ.
Вариант II
По северо-восточному участку предусматривается совместная эксплуатация залежей пластов К-II и К-III одной добывающей скважиной, намечаемую вводом в 2025 г. Еще одна скважина планируется вводом в 2026 г. Расчёты показывают, что максимальный уровень отбора газа в количестве 52,2 млн. м3 будет достигнут на пятый год разработки. Годовой темп отбора газа к этому времени составит 10,1 % от балансовых запасов. Суммарный отбор газа за проектный период разработки составит 461,6 млн.м3, что соответствует отбору газа 89,5 % от начальных балансовых запасов газа.
По юго-западному участку залежи пласта К-II наряду с вводом в эксплуатацию одной добывающей скважины 2025 г планируется ввод из бурения в 2026 г. одной эксплуатационной скважины. Местоположение новой скважины выбрано в купольной части пласта в зоне максимальных газонасыщенных толщин. Разработка залежи продлится до 2036 г, накопленная добыча газа за весь период эксплуатации составит 234,8 млн.м3, что соответствует отбору газа 73,3 % от начальных балансовых запасов.
По месторождению в целом разработка продлится до 2038 г. Максимальный годовой отбор газа будет достигнут в 2027-2028 гг. и составит 107,5 млн.м3. Накопленный объём добычи газа за весь период эксплуатации составит 696,4 млн.м3, что соответствует степени выработанности равной 83,3 % от НБЗ.
Результаты расчётов с использованием геолого-фильтрационного моделирования показывают, что технологически наиболее эффективным является вариант II, который и рекомендуется для внедрения.
Оценка экономических показателей в соответствии с технологической схемой опытно-промышленной эксплуатации месторождения выполнена на основании двух технологических вариантов, описанных выше. Расчеты проводились на основе экономических нормативных показателей представленных недропользователем с применением разработанной в ИПНГ РАН экономической методики и программного продукта. [6,7].
По каждому объекту по вариантам 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 бюджет государства.
Исходные данные, принятые для расчёта экономической эффективности вариантов разработки были приняты на начало 2025 года. Характеристика расчётных технико-экономических показателей по вариантам разработки приводится в таблице 2.
Таблица 2 - Характеристика расчётных технико-экономических показателей разработки Краснокутского месторождения
Расчёты показывают, что при реализации вариантов разработки проекта показатели накопленного дисконтированного потока денежной наличности (NPV) имеют разные значения и составляют
по северо-восточному участку:
вариант I (пласт K-II) – плюс 61,8 млн. руб.;
вариант I (пласт K-III) – минус 6,9 млн. руб.;
вариант II (пласт K-II+K-III)– плюс 122,9 млн. руб.
по юго-западному участку:
вариант I(пласт K-II) – плюс 13, млн. руб.;
вариант II(пласт K-II) – плюс 53,1 млн. руб.;
При таких условиях нерентабельная добыча приходится на разработку залежи пласта K-III по варианту I. Наилучшая экономическая характеристика отмечается в варианте II, как для северо-восточного, так и для юго-западного участков. Данный вариант и рекомендуется к практическому применению.
По месторождению в целом сумма налогов, отчисляемых в доход государства, за расчётный период эксплуатации по рекомендуемому варианту составит 415,7 млн.руб. при норме дисконта 10 % и 354,8 млн.руб. при норме дисконта 15 %, т.е. доход государства будет максимальным.
С целью выявления устойчивости варианта II проекта, сделан дополнительный расчёт по анализу чувствительности основных показателей эффективности по следующим параметрам:
· уровень цены на газ;
· уровень объёма инвестиций;
· уровень издержек производства;
· уровень добычи газа.
Анализ чувствительности показал, что NPV принимает отрицательное значение при следующих условиях:
- снижение цены более чем на 30 %;
- падение уровня добычи более чем на 30 %.
При изменении остальных параметров в интервале от плюс 50 % до минус 50 %, NPV остается положительным, что указывает на высокую устойчивость проекта.
Рекомендации по доизучению месторождения
Краснокутское газовое месторождение имеет сложное геологическое строение и недостаточно изучено. Многие параметры, необходимые для составления дальнейших проектных документов, не определялись и не обновлялись. В процессе доразведки Краснокутского месторождения должны быть решены следующие задачи:
· уточнение геологического строения, параметров продуктивных залежей;
· изучение продуктивных характеристик коллекторов залежей нижнепермских отложений по результатам газогидродинамических исследований;
· изучение физико-химических характеристик насыщающих пласт флюидов;
· обоснование оптимального технологического режима работы скважин по комплексам промыслово-геофизических и газогидродинамических исследований.
Для решения поставленных задач необходимо:
· пробурить одну эксплуатационную скважину, проектной глубиной 1750 м., на которую возложить функции разведочной со вскрытием продуктивных нижнепермских отложений;
- провести комплекс полевых сейсморазведочных работ МОГТ-2D;
· по всем скважинам необходимо провести комплекс геофизических, гидродинамических и лабораторных исследовательских работ в соответствии с «Методическими указаниями по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», 2002;.
Затем выполнить лабораторные исследования керна с целью изучения фильтрационно-емкостных и литолого-минералогических свойств продуктивных пластов и покрышек; лабораторные исследования физико-химических свойств флюидов.
Результаты интерпретации нового сейсмического материала, переинтерпретации материалов ГИС по пробуренным скважинам, результаты бурения новой скважины позволят решить вопрос о достоверности запасов углеводородов, числящихся на балансе предприятия.
Контроль за разработкой залежей углеводородов осуществляется путём регулярных замеров и наблюдений и проведением ГИС.
Таким образом, целью контроля над процессом разработки месторождения является получение в необходимом объёме геологической, промыслово-геофизической, гидродинамической и другой информации, достаточной для принятия эффективных технологических решений, оценки эффективности реализуемого проекта.
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. Бортовой участок (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.
Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли сиспользованием механизмов автоматизированного моделирования. –М.: Макс-Пресс,
2020. –248 с
