НАПРАВЛЕНИЯ УСКОРЕНИЯ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КУЙИ СУРГИЛ

АННОТАЦИЯ

Исследованиями показана эффективность ускорения освоения разведываемых запасов углеводородов месторождения Куйи Сургил путем совмещения стадий его разведки и разработки.

ABSTRACT

Studies have shown the effectiveness of accelerating the development of the explored hydrocarbon reserves of the Kuyi Surgil field, by combining the stages of its exploration and development.

Ключевые слова: ускорение освоения месторождения, совмещение стадий разведочных работ и разработки, анализ и прогноз разработки.

Keywords: acceleration of field development, combination of exploration and development stages, analysis and forecast of development.

В административном отношении газоконденсатное месторождение (ГКМ) Куйи Сургил, открытое в 2018 г., расположено на территории Муйнакского района Республики Каракалпакстан.

Первооткрывательницей ГКМ Куйи Сургил явилась поисковая скважина 1, в которой при опробовании интервала перфорации 3600–3571 м получен промышленный приток газа дебитом 316,0 тыс. м³/сутки из J₁^5а продуктивного горизонта терригенных отложений нижней юры.

Оперативные запасы ГКМ Куйи Сургил, подсчитанные в 2018 г. [1] по результатам бурения скважины 1, послужили основой наряду с результатами ГДИ этой скважины прогнозирования показателей опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) в «Проекте ОПЭ ГКМ Куйи Сургил», выполненном в 2018 г. [3].

При проектировании ОПЭ были рассмотрены три варианта разработки месторождения, различающиеся годовыми отборами газа (80, 105, 130 млн м³), количеством действующих скважин (5, 6, 8) и сроками его разработки (55, 45, 35 лет).

К внедрению рекомендован вариант 1 с постоянным годовым отбором 80 млн м³ газа, максимальным действующим фондом из 5 скважин.

Согласно указанному выше проекту ОПЭ, месторождение Куйи Сургил было введено в разработку в ноябре 2018 г. двумя разведочными скважинами (скв. 1, 2).

Поскольку разведочные работы на месторождении продолжаются по настоящее время, то имеет место совмещение стадий ГРР и разработки ГКМ Куйи Сургил. В этом случае освоение ресурсов разведываемого месторождения значительно ускоряется и экономически обосновано за счет подключения в эксплуатацию разведочных скважин, давших промышленные притоки газа при их испытании, с подачей добываемого газа на ближайший промысел разрабатываемого месторождения [4].

В нашем случае газ разведочных скважин ГКМ Куйи Сургил был направлен на промысел близлежащего месторождения Арслан.

К настоящему времени на ГКМ Куйи Сургил пробурены 12 скважин, в том числе 4 разведочные (скв. 1, 2, 5, 6). На базе полученной геологической информации на 01.01.2022 актуализирована геологическая модель терригенных отложений нижней юры месторождения. При этом выделены три газонасыщенные залежи в J₁³, J₁⁶ (перенумерованный J₁^5а), J₁⁷зап., J₁⁷вост. горизонтах и пересчитаны запасы газа и конденсата ГКМ Куйи Сургил, которые в 5 раз превысили первоначально подсчитанные оперативные запасы [1]. Здесь имеет место второй положительный аспект совмещения стадий разведки и разработки: ускоряется доразведка месторождения с заметным приростом запасов углеводородов и доведением их до промышленных кондиций.

В связи с вышеизложенным в действующий проект ОПЭ были внесены коррективы с учетом результатов фактической разработки ГКМ Куйи Сургил.

Для выполнения корректив проектных показателей разработки [3] продуктивные характеристики газодобывающих скважин определены на базе результатов их 12 газогидродинамических исследований (ГДИ), охватывающих все четыре выделенных эксплуатационных объекта (горизонты) ГКМ Куйи Сургил. По результатам этих ГДИ определены средние по горизонтам фильтрационные характеристики скважин:

J₁³ горизонт: А_ср = 91,0; B_ср = 0,9838;

J₁⁶ горизонт: А_ср = 91,0; B_ср = 0,7592;

J₁⁷ зап. горизонт: А_ср = 125,0; B_ср = 0,8835;

J₁⁷ вост. горизонт: А_ср = 47,1; B_ср = 0,0208.

Анализ состояния текущей разработки ГКМ Куйи Сургил показал следующее. На 01.01.2022 из месторождения отобрано 9,8% от оперативных запасов (J₁^5а горизонт), подсчитанных по результатам бурения разведочной скважины 1 в 2018 г. [1].

Рассмотрим результаты анализа разработки ГКМ Куйи Сургил его эксплуатационных объектов.

J₁³ горизонт введен в разработку 31.03.2020 двумя скважинами (скв. 18, 19 совместно эксплуатируют J₁³ и J₁⁶ горизонты), затем введена в эксплуатацию скважина 16.

Квартальный отбор газа составлял 0,8–5,3% от его запасов, что обусловлено увеличением среднего дебита скважины – от начального 49,8 тыс. м³/сутки до текущего 77,8 тыс. м³/сутки, при депрессии на пласт – 40,1 кгс/см². Устьевое давление за рассматриваемый период разработки колеблется от 67,5 до 52,0 кгс/см², что связано с большой потерей давления в призабойной зоне в стволе лифтовых труб (ЛТ).

J₁⁶ горизонт введен в разработку 29.11.2018 двумя разведочными скважинами (скв. 1, 2), затем введены в эксплуатацию еще три скважины (скв. 12, 15, 19).

Годовой отбор газа из объекта превысил проектные показатели [3] в 2,5 раза в 2019 г., в 3,8 раза – в 2020 г. и в 2,6 раза – в 2021 г. Причина этого превышения – высокие дебиты скважин на протяжении всего истекшего периода разработки. При этом депрессия на пласт до 01.07.2021 превышала в 3–6 раз проектную депрессию. Извлечение конденсата из недр имеет аналогичный характер с отбором газа. Рабочее устьевое давление весь период отставало от проектного значения, что связано, вероятно, с выносом жидкости с газом, из-за чего происходят большие потери пластовой энергии в призабойной зоне при движении газа в стволе лифтовых труб.

J₁⁷ горизонт западный блок введен в разработку 11.04.2021 скважиной 5, затем введены в эксплуатацию еще две скважины (скв. 6 и 22).

На 01.01.2022 из объекта добыто 2,27% от его запасов газа, что сопровождалось увеличением среднего дебита с 338,8 до 364,3 тыс. м³/сутки за счет увеличения депрессии на пласт с 125,6 до 149,0 кгс/см². Наблюдается снижение устьевого давления – от начального 115,1 кгс/см² до текущего 103,6 кгс/см² из-за повышенных потерь давления в призабойной зоне и в стволе лифтовых труб в связи с наличием жидкости в добываемом газе. Извлечение конденсата имеет аналогичный характер с отбором газа, при этом наблюдаемое потенциальное содержание конденсата очень низкое – от 8,6 до 14,5 г/м³.

J₁⁷ горизонт восточный блок введен в разработку скважиной 14 20.01.2022, затем введена в эксплуатацию скважина 20.

На 01.01.2022 из объекта отобрано 13,4% от его запасов газа.

Высокий темп отбора газа достигнут за счет высокого среднего дебита – 805,4 тыс. м³/сутки, при депрессии на пласт 40,8 кгс/см². Динамика извлечения конденсата имеет аналогичный характер с отбором газа. При этом наблюдаемое потенциальное содержание конденсата колеблется от 21,6 до 24,3 г/м³. Рабочее устьевое давление на 01.01.2022 составляет 127,8 кгс/см².

В процессе эксплуатации скважин наблюдаются большие потери пластовой энергии в стволе лифтовых труб из-за наличия в добываемом газе пластовой воды (14,4 м³/сутки – по результатам ГДИ скважины 14 от 21.01.2021).

Потенциальное содержание конденсата в добываемом газе, по материалам газоконденсатных исследований (ГКИ) скважин 1, 2, 5, 12, 18, 19, колеблется от 6,22 г/м³ (скв. 5) в J₁⁷ зап. горизонте до максимального 80,4 г/м³ (скв. 18) в J₁³ горизонте, что требует уточнения по результатам дальнейших газоконденсатных исследований.

По промысловым данным на 01.01.2022, текущее конденсатосодержание добываемого газа J₁³ горизонта – 42,97, J₁⁶ горизонта – 21,3 г/м³, J₁⁷ зап. горизонта – 11,2 г/м³ и J₁⁷ вост. горизонта – 22,4 г/м³.

На базе выполненного анализа разработки ГКМ Куйи Сургил за истекший период его эксплуатации: (29.11.2018–01.01.2022), пересчета запасов газа и конденсата (на 01.01.2022), согласно его уточненной геологической модели [2], была подготовлена исходная информация для прогнозирования технологических показателей разработки эксплуатационных объектов месторождения. При этом были рассмотрены 5 вариантов разработки четырех эксплуатационных объектов ГКМ Куйи Сургил. Варианты различаются годовыми отборами газа (1, 2, 3, 5, 7% от оперативных запасов), количеством действующих скважин и сроками разработки.

В результате прогнозирования технологических показателей эксплуатационных объектов, их экономической оценки были выявлены рекомендуемые к внедрению варианты разработки.

Лучшими технико-экономическими показателями по дисконтированному (10%) денежному потоку характеризуются: вариант 3 разработки J₁³ горизонта; вариант 2 разработки J₁⁶ горизонта; варианты 5 разработки J₁⁷ зап. и J₁⁷ вост. горизонтов ГКМ Куйи Сургил. Общий максимальный годовой отбор газа из всех эксплуатационных объектов прогнозируется в 2022 г. в объеме 692 млн м³, или в 8,6 раз выше проекта ОПЭ, действующим фондом из 20 скважин.

Выводы

• Острая потребность промышленности Узбекистана в углеводородном сырье актуализирует задачу поиска путей ускорения разведки залежей этого сырья и освоения уже открытых месторождений.
• Эффективным направлением решения указанной выше задачи является совмещение стадий разведочных работ и разработки разведываемой залежи углеводородов.
• Практическая реализация совмещения стадий разведки и разработки, рекомендованная при проектировании опытно-промышленной эксплуатации ГКМ Куйи Сургил, позволила за три года в 5 раз нарастить его промышленные запасы углеводородов и ускорить их освоение путем ввода в эксплуатацию разведочных скважин, давших при испытании промышленные притоки газа, с подачей его на промысел близлежащего ГКМ Арслан.
• На базе изучения результатов бурения скважин, их испытаний и ГДИ, актуализации геологической модели и запасов углеводородов, анализа разработки выявленных разведкой залежей ГКМ Куйи Сургил внесены коррективы в действующий проект его ОПЭ, с прогнозом экономически обоснованной годовой добычи газа, в 8,6 раз превышающей показатели добычи этого проекта.
• Освоение ГКМ Куйи Сургил рекомендуется ускорять путем совмещения стадий его продолжающихся разведки и разработки, показавших эффективность в истекший период ОПЭ месторождения.

Список литературы:

1. Каршиев А. Оперативный подсчет запасов газа и конденсата ГКМ Куйи Сургил. – Ташкент : АО «ИГИРНИГМ», 2018.
2. Мамиров Д. Пересчет запасов УВ ГКМ Куйи Сургил. – Ташкент : АО «ИГРНИГМ».
3. Проект ОПЭ ГКМ Куйи Сургил / В.М. Шевцов [и др.]. – Ташкент : АО «O׳ZLITINEFTGAZ», 2018.
4. Шевцов В.М. Направления инноваций в добыче газа // Материалы республиканской научно-технической конференции «Инновационные технологии освоения месторождений нефти и газа». – Ташкент, 2017. – С. 88–90.