При оценке запасов природного газа объемным методом, как правило, коэффициент газоотдачи принимается равным 1. Но это не соответствует практике разработки месторождений и вызывает трудности при составлении проектов разработки месторождений, в которых коэффициент конечной газоотдачи (КГкон.) не равен 1, а определяется на основе технологических расчетов по газогидродинамической модели месторождения.
Решение вопроса о более обоснованном утверждении извлекаемых запасов и КГкон позволило бы снять вышеуказанное противоречие. И предполагается, что будут решены спорные вопросы об извлекаемости запасов при рассмотрении и утверждении проектов разработки и постоянно действующих газогидродинамических моделей, имеющих большое значение при мониторинге и управлении эксплуатацией газодобывающих комплексов.
При рассмотрении материалов подсчета запасов природного газа в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Кабинете Министров Туркменистана (ГКЗ при КМТ), как правило, не достает материалов для обоснования КГизвл. наиболее часто остаются не выясненными такие важные для обоснования искомого КГизвл. параметры, как: неоднородность пласта, режим залежи, давление забрасывания в пласте и др. Коэффициент газоотдачи на конец разработки месторождения, обычно основывается менее скрупулезно, чем для запасов нефти и газового конденсата.
Под коэффициентом газоотдачи (КГ) понимается отношение величины накопленной (суммарной) добычи природного газа из залежи к величине начальных геологических запасов продуктивного пласта. Этот коэффициент может быть текущим (КГтек.), то есть рассчитанным на текущую дату в процессе разработки месторождения, и конечным (КГкон.), исчисленным на дату окончания разработки. В последнем случае накопленная добыча газа предполагает всю возможную и экономически, и технологически обоснованную добычу газа к концу эксплуатации залежи.
Дата окончания разработки месторождения и соответственно КГкон. не являются строго закрепленными понятиями и имеют некоторую свободу использования в зависимости от целого ряда объективных и субъективных факторов. Тем более с развитием технологий и с учетом высокой газонасыщенности пластовых вод месторождений в меловых образованиях Восточного Туркменистана, понятие «конечный» может быть растянутым по времени.
В научно-технической литературе выделяется ряд понятий КГ, которые неоднозначны, что ведет к некоторой запутанности вопросов, касающихся полноты извлечения газа.
При строгом системном подходе к определению извлекаемых запасов природного газа как в период подсчета и утверждения, так и на стадии проектирования, разработки и обустройства месторождений колебания расчетных КГкон. определяются полнотой и точностью полученных геолого-промысловых данных. Однако расхождения в его точности на начальном этапе проектирования разработки не могут быть значительными.
Понятно, что КГкон. как и КНкон. не может быть равным 1 в силу геологических и технико-технолого-экономических факторов. Не всегда возможно извлечь из недр 100 % находящихся в них запасов природного газа, что подтверждается практикой разработки месторождений.
Таким образом, в литературе используется понятие «извлекаемые запасы природного газа». В неопределенности данного понятия и кроется основное противоречие, с чем приходится постоянно сталкиваться в процессе проектирования и эксплуатации месторождений.
В результате реальной разработки продуктивного пласта даже при условии достижения 1 атм. конечного устьевого (Руст.) или даже пластового (Рпл.) давлений в продуктивном слое остается не извлеченным некоторый объем газа. Это - природный фактор и этот объем газа не всегда включается в понятие запасы. Кроме того, на КГкон. извлекаемых запасов существенное влияние оказывают экономические факторы, определяемые целями организации добычи газа и существующим технико-технологическим уровнем развития. Можно сказать, что значения КГкон. для разных условий в разные периоды времени определяются комплексом разнообразных факторов.
К основным факторам, влияющим на величину КГкон., следует отнести:
- тип месторождения, резервуара;
- геологическое строение продуктивного пласта и степень его неоднородности;
- тип коллектора и коллекторские свойства продуктивного пласта;
- термобарические параметры;
- режим разработки, проявления окружающей среды;
- соответствие подсчитанных объемов запасов природного газа фактическим значениям, а также его свойства (жирный газ, сухой и др.);
- уровень организации и технологии добычи газа;
- принятые геологические и газогидродинамические модели;
- технико-экономические показатели разработки;
- выбранную систему обустройства месторождения;
- конъюнктуру потребительского рынка.
Решением вопроса конечной газоотдачи законченных разработкой или находящихся на её заключительной стадии месторождений на уровне теоретических, экспериментальных исследований, а также анализа фактически достигнутых коэффициентов газоотдачи занимались многие исследователи как в странах СНГ, так и за рубежом. Вопросы КГ рассмотрены в работе, но наиболее полно обобщение исследований КГ месторождений природного газа выполнено в обобщающих работах. В работе результаты лабораторных экспериментов дают значения коэффициента вытеснения в пределах 0,5-0,9 % для обводненных газонасыщенных кернов. В работе на основе анализа результатов более 100 законченных разработкой или находящихся на её заключительной стадии месторождений получены фактические коэффициенты газоотдачи, колеблющиеся менее чем от 0,5 до 0,95 от геологических запасов. Здесь существенно важной является примененная система разработки залежей. Об их влиянии неоднократные сообщения делали представители различных иностранных компаний.
Во многих работах есть ряд спорных вопросов, которые до сих пор остаются до конца не решенными, в частности:
1) определения понятий КГ;
2) Расчет объема внедрившейся пластовой воды на 1 мІ поверхности начального ГВК при падении пластового давления на 1 атм., на основе которого делаются выводы о прогрессирующем обводнении на заключительном этапе разработки. Более справедливо выполнить расчеты на 1 мІ поверхности текущего ГВК;
3) продвижение контура ГВК;
4) степень полноты охвата разработкой объема залежи;
5) утверждение о прекращении проектной разработки залежей природного газа по причине полного обводнения зон отбора газа, расположение эксплуатационного фонда скважин при достаточно высоких ( > 15 атм.) пластовых давлениях.
Однако это нисколько не снижает важности выполненных исследований, но необходимо подчеркнуть наличие проблем, которые до сих пор нуждаются в доработке. Определение степени отработки газовых залежей, КГкон. приобрело особую важность при проектировании и управлении разработкой месторождений Туркменистана в последние годы. Здесь, по окончании определенного проектом периода разработки залежей, особенно крупных, в продуктивных пластах еще остаются запасы природного газа, сравнимые с запасами отдельных газовых месторождений. Решение вопроса их выработки имеет большое значение для поддержания уровня добычи газа, достигнутого в Туркменистане. Это особенно важно, если учитывать разработку не только конвенциального, но и даже месторождений сланцевого газа, добыча которого перестала быть технологической проблемой, а является сугубо экономической.
Проектирование и эксплуатация газовых месторождений представляет собой сложно устроенную, многоуровневую, многоцелевую систему, в которой КГкон. напрямую связан с выбранной целью на этапе проектирования.
При проектировании разработки и обустройства месторождений решающим фактором, определяющим проектный коэффициент газоотдачи, являются природные геологические факторы и применяемые технологические решения, обуславливающие экономическую эффективность добычи. Отсюда можно предполагать, что рассчитываемый проектами разработки КГкон является геолого-экономическим или природно-экономическим показателем. Он может быть как строго определенным, так и плавающим, в зависимости от заложенных в проект экономических целей, налоговой составляющей и конъюнктуры рынка.
В проектах разработки КГкон. месторождений с поставкой продукции на экспорт по газопроводам также оценивается как технологический показатель на определенное замыкающее давление технологической цепочки эксплуатации месторождения. Таковыми могут быть среднее пластовое давление (Рпл.ср.), среднее устьевое давление (Руст.ср.) по эксплуатационному фонду скважин, давление на входе (Рвх.), которые влияют и на технологию подготовки газа к промышленному использованию.
В частности, в проектах разработки залежей Восточного Туркменистана основным критерием рентабельной добычи газа служит величина предельного давления на устье скважин, определенная техническими возможностями системы подготовки и компримирования газа для дальнего транспортирования. Технически возможна добыча газа до определенного давления, в частности, до одной атмосферы на устье скважин. Тем не менее, предварительные технико-экономические оценки показывают, что при снижении устьевых давлений в добывающих скважинах ниже 1-1,5 МПа их эксплуатация с применением традиционных технологий подготовки и транспортирования газа становится непостоянной, а в ряде случаев и нерентабельной. С этих позиций рассмотрено состояние разработки основных, длительно эксплуатируемых газовых месторождений меловых отложений Восточного Туркменистана. При этом к геологическим запасам относится газ, который можно извлечь при устьевом давлении 1 атм. с учетом веса столба газа на уровне залежи (обычно берется середина глубины залегания залежи). При этом в запасах формально не учитывается газ сорбированный горными породами, растворенный в воде, содержащийся в коллекторах ниже определенного предела пористости.
Нами выполнен анализ проектных решений о состоянии разработки газовых залежей Восточного Туркменистана. Проектные значения КГкон. на конец промышленной разработки даже для готеривских продуктивных отложений, обладающих высокими коллекторскими свойствами, составляют в пределах 80-95 %. Следует учитывать, что коллекторы в большинстве случаев представлены терригенными породами, а значит и значительными сорбционными свойствами. Фактическое состояние находящихся на заключительной стадии разработки Шатлыкского, Кирпичлинского и ряда других газовых и газоконденсатных месторождений Туркменистана подтверждает, что не достигается 100 процентное извлечение всех оцененных запасов газа.
ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ
1. Извлекаемые запасы природного газа, конечный коэффициент газоотдачи объективно обуславливаются природно-экономическими и технологическими факторами. При проектировании и управлении разработкой месторождений достижение максимальных КГкон. является одной из главных целей.
2. Доразработка месторождений, увеличение объемов извлекаемого газа в настоящее время является серьезной научно-технологической проблемой, требующей безотлагательного решения для ряда залежей Восточного Туркменистана.
3. Решение вопроса степени извлекаемости запасов газа является системной задачей на стадии подсчета и постановки на Государственный баланс запасов углеводородов. Во многом ее можно решить на основе составления технико-экономического обоснования (ТЭО) извлечения газа и экспертных оценок.
4. Анализ результатов законченных разработкой месторождений Туркменистана дает колебания КГкон. в широких пределах - от 0,7 до 0,97, и зависит от ряда геолого-промысловых, технических, технологических и экономических факторов.
5. По аналогии с терминологией, применяемой в практике разработки нефтяных месторождений, в частности коэффициентом извлечения нефти (КИН), величину коэффициента конечной газоотдачи (КГкон.) предлагается назвать коэффициентом извлечения газа (КИГ).
6. Перед отраслевыми институтами нефтегазового комплекса Туркменистана необходимо поставить вопрос о разработке научно-технической программы по обоснованию КИГ, апробировать их на ученых советах институтов и НТС соответствующих концернов и корпорации и после этого внести на рассмотрение ЦКЗ при Министерстве нефтегазовой промышленности и минеральных ресурсов Туркменистана и ГКЗ при КМТ.
7. На уровне ГКЗ Туркменистана предлагается принимать к защите и утверждать наряду с геологическими, также извлекаемые запасы природного газа и КИГ на основе ТЭО КИГ.
Автор: Oil & Gas Complex of Turkmenistan
