За более чем три десятилетия эксплуатации здесь наблюдается значительное снижение пластового давления – от 20 до 36 %, что негативно сказывается на производительности скважин и общей рентабельности добычи. В связи с этим возникает необходимость оптимизации существующих методов разработки и внедрения новых технологий, способных повысить эффективность эксплуатации месторождения.
Исторически регион Северо-Хоседаюского месторождения относится к северным сегментам Предуральского краевого прогиба и Центрально Хорейверского поднятия (ЦХП), известных своими многочисленными сложными структурно-тектоническими образованиями и значительной глубиной залегания продуктивных отложений, зачастую превышающей 4–5 километров [1–7].
Начальные извлекаемые запасы месторождения составляют 107,3 млн т, по данным Госбаланса полезных ископаемых на 1 января 2009 г.
Распределение запасов нефти и газа на Северо-Хоседаюском месторождении показано на рисунке 1.
РИСУНОК 1. Круговая диаграмма распределения запасов нефти и газа на Северо-Хоседаюском месторождении (2009)
Залежи нефти приурочены к наиболее перспективным франско-фаменским отложениям между Висовой и Западно-Хоседаюской структурами.
Здесь находятся коллекторы порового и каверново-порового типов пластовой залежи D3fm-IV в фаменской надрифовой толще [1–7].
В процессе эксплуатации месторождения выяснилось, что продуктивный пласт D3 fm-IV имеет сложное геологическое строение, что относит его к залежам с трудноизвлекаемыми запасами. Залежь массивного типа. ВНК принят горизонтальным на абс. отметке -2909 м, по данным испытания по материалам ГИС. Подошва нефтенасыщенного коллектора по скважинам меняется от -2901,9 м до -2915 м. Площадь залежи в принятом контуре нефтеносности составляет 56 км2, размеры 12,2 3,5 6,0 км. Более 95 % запасов переведены в категорию С1, остальные запасы посчитаны по категории С2. Погрешность извлекаемых запасов категории С1 может достигать 30 %, а по категории С2 – 50 %.
Северо-Хоседаюское месторождение характеризуется низкими показателями нефтедобычи при сохранении значительного ресурсного потенциала (рис. 1). Основные проблемы связаны с быстротой обводнения нефтяных пластов и худшими характеристиками коллекторов по мере увеличения глубины. Не менее значимым фактором является повышенное содержание трудноизвлекаемых компонентов, что усугубляет задачу повышения нефтеотдачи.
В настоящее время для решения выявленных проблем на месторождении применяются инновационные методы повышения нефтеотдачи [8–10].
Одним из направлений повышения эффективности нефтедобычи является внедрение современных технологий горизонтального бурения, позволяющих адаптировать процесс к сложным геологическим условиям и обеспечивать максимальное извлечение углеводородов [8].
Современные технологии горизонтального бурения демонстрируют значительный потенциал в сокращении времени и затрат на бурение, что является важным фактором при работе с истощающимися запасами.
Применение горизонтального бурения обеспечивает возможность обхода сложных геологических барьеров и значительно увеличивает площадь контакта скважины с продуктивным пластом. Такой подход особенно эффективен при разработке залежей с неоднородным строением. Эффективность горизонтального бурения дополнительно повышается за счет зарезки боковых стволов, что позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти из пластов. При бурении используются современные материалы. Использование коррозионностойких и износоустойчивых сплавов повышает долговечность оборудования, снижая риски аварий и необходимость частых ремонтов. В результате существенно увеличивается непрерывность технологического процесса и снижаются капитальные затраты на поддержание рабочих характеристик скважинных систем [8, 9].
Кроме того, применение модели бурения in situ обеспечило оптимизацию параметров бурения и повышение качества геолого-технической информации, получаемой в процессе строительства скважины. Анализ динамики скорости вращения долота, нагрузки и давления на долото позволил корректировать режимы бурения в реальном времени, снижая вибрации бурильной колонны и улучшая управляемость ее траектории [8]. Это существенно уменьшило механическую нагрузку на оборудование и уменьшило вероятность аварийных ситуаций, что играет важную роль на сложных участках пласта Северо-Хоседаюского месторождения. В результате внедрения этой технологии на скважине № 11308 получено улучшенное качество цементирования и меньшая вероятность возникновения перетоков в затрубном пространстве, что в ряде случаев снижает вероятность снижения пластового давления. Эти технические показатели способствовали увеличению стабильности дебита и долговечности эксплуатации скважины. Важным достижением стало обеспечение более высокой точности позиционирования и сниженной вероятности отклонений от проектной глубины при спуске колонны, что непосредственно связано с эффективностью эксплуатации и контролем продуктивного интервала. Отмечена также высокая адаптивность технологии к комплексным горно-геологическим условиям, характерным для Северо-Хоседаюского месторождения.
Однако одной из главных проблем остается снижение пластового давления, которое требует разработки и внедрения эффективных систем повышения пластового давления (ППД).
На Северо-Хоседаюском месторождении предложена новая система повышения пластового давления (ППД), ориентированная на повышение эффективности закачки воды в пласт с учетом особенностей геологического строения и динамики добычи. Основной принцип системы – поддержание пластового давления на уровне, при котором надлежащим образом компенсируется отбор жидкости, предотвращается преждевременное выделение газа и обеспечивается максимальное вытеснение нефти из неоднородных и низкопроницаемых коллекторов. Для этого внедряется комплексная технология, включающая выбор оптимальных зон для заводнения и модернизация насосного оборудования с учетом приемистости нагнетательных скважин. Это позволяет эффективно бороться с проблемами, характерными для поздних стадий разработки, где обводненность продукции резко увеличивается, а приемистость скважин снижается [8–10].
Применение этих технологий обеспечило надежный контроль дифференциального давления на забое, снижая риск возникновения гидравлических пробоев и нецелевых перетоков, что улучшило сохранность пласта и повысило безопасность работ на забое [10]. Такие системы позволяют поддерживать оптимальные условия для добычи, увеличивая извлекаемость нефти и продлевая срок эксплуатации месторождения.
Таким образом, новая система повышения пластового давления на Северо-Хоседаюском месторождении сочетает в себе комплексную модернизацию технических средств, гидродинамический анализ и адаптивное управление процессом заводнения. Такой подход позволяет не только компенсировать потерю пластового давления и предотвратить перераспределение пластовых жидкостей в неблагоприятных направлениях, но и увеличивает коэффициент извлечения нефти за счет повышения эффективности вытеснения.
Для одного из объектов этого месторождения был составлен прогнозный вариант разработки при бурении горизонтальных скважин с применением заводнения.
На начало 2025 года был проведен расчет капитальных вложений в бурение добывающих скважин, в нефтепромысловое обустройство и в оборудование, не входящее в сметы строек.
Эксплуатационные расходы рассчитываются на основании технологических показателей и удельных норм затрат по направлениям.
Налоги определены в соответствии с действующими налоговыми требованиями.
Профиль добычи нефти по месторождению с начала 2025 года показан на рисунке 2.
РИСУНОК 2. Профиль добычи нефти Северо-Хоседаюского месторождения
Исходной экономической базой для варианта разработки рассматриваемого месторождения были взяты удельные показатели капитальных вложений и эксплуатационных затрат, основанные на анализе экономической информации ТЭП Мусюршорского и Ошского месторождений. Основные технико-экономические показатели показаны в таблице 2.
ТАБЛИЦА Основные технико-экономические показатели
В качестве основного критерия оценки принимается величина чистого дисконтированного дохода (ЧДД), отражающего накопленные потоки чистой денежной наличности. Величина критерия за период оценки варианта рассчитывается как суммарная разность между выручкой и предстоящими затратами. Величина ЧДД недропользователя за весь срок составила 80 154 млн руб., а величина ЧДД государства составила 115 108 млн руб. при принятых ценах и затратах.
Кроме того, критериями экономической оценки являются внутренняя норма рентабельности (IRR), срок возмещения (окупаемости) первоначального капитала, индекс доходности и распределение дохода между государством и недропользователем по действующей налоговой модели.
С целью проверки устойчивости варианта, при изменяющихся регулирующих параметрах, была проведена технико-экономическая оценка риска. К регулирующим параметрам относится процентное изменение добычи, цен, капитальных и эксплуатационных затрат в широком диапазоне. Расчеты показали, что на всем диапазоне накопленная величина ЧДД недропользователя отрицательных значений не имеет, что говорит о высокой устойчивости варианта (рис. 3). Расчеты проводились с помощью интеллектуальной автоматизированной системы [11].
РИСУНОК 3. Технико-экономическая оценка рисков по варианту разработки Северо-Хоседаюского месторождения
Таким образом, экономическая оценка внедрения новых технологий при горизонтальном бурении и системы ППД показала положительный эффект. Это подтверждает целесообразность инвестиций в инновационные решения и модернизацию технологических процессов на Северо-Хоседаюском месторождении. На наш взгляд, перспективы развития месторождения связаны с дальнейшим совершенствованием технологий бурения в сочетании с методами поддержания пластового давления, что позволит максимально эффективно использовать имеющиеся запасы и продлить срок эксплуатации 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» (№ в РОСРИДе 125020501405-1).
Литература
1. «Русвьетпетро»: от непредсказуемой геологии к стабильной добыче
2. Яковлев Г.Е., Горецкий С.Н., Рассомахин В.Я. и др. Основные критерии нефтегазоносности палеозойских отложений Хорейверской впадины // Геология нефти и газа, 1989. № 3. С. 5–9.
3. Пармузина Л.В. Верхнедевонский комплекс Тимано-Печерской провинции (строение, условия образования, закономерности размещения коллекторов и нефтегазоносность) СПб.: Недра, 2007. 151 с.
4. Канева Н.А. Характеристика нижнефаменских отложений (СКВ. 50 Восточно-Колвинская, Хорейверская впадина) // Концептуальные проблемы литологических исследовании в России: Материалы 6-го Всерос. Литолог. Совещ. Казань: КГУ, 2011. Т. 1. С. 359–362.
5. Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н. и др. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика: электронный журнал, 2011. Вып. 4. С. 1–32.
6. Условия формирования пород-коллекторов фаменских отложений центральной части восточного борта Хорейверской нефтегазоносной области Тимано-Печорской провинции
7. Постников А.В., Постников Е.В., Осинцева Н.А., Мусихин А.Д., Рапопорт А.Б. Литофациальное моделирование природных карбонатных резервуаров фаменских отложений восточного борта Хорейверской НГО / Нефть, газ и бизнес, № 9, 2015 г. С. 30–37.
8. Модели бурения in situ
9. Спуск обсадной колонны с проработкой разбуриваемым долотом
10. Прогноз повышения эффективности системы поддержания пластового давления на нефтяном месторождении Западной Сибири за счет модернизации системы разработки
11. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. – М.: Макс-Пресс, 2020. – 248 с.
