08–10 ноября 2017 г.

IV Международная научно практическая конференция

МИРОВЫЕ РЕСУРСЫ И ЗАПАСЫ ГАЗА И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ИХ ОСВОЕНИЯ

ТЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ

Публичное акционерное общество «Газпром» Общество с ограниченной ответственностью

«Газпром ВНИИГАЗ»

IV Международная научно-практическая конференция

МИРОВЫЕ РЕСУРСЫ И ЗАПАСЫ ГАЗА И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ИХ ОСВОЕНИЯ

(WGRR-2017)

08–10 ноября 2017 г.

Тезисы докладов

2017

Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR-2017): тезисы докладов IV Международной научно-практической конференции 08–10 ноября 2017 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. – 96 с.

Настоящий сборник составлен по материалам IV Международной

научно-практической конференции, проходившей в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 08–10 ноября 2017 г.

Структура сборника соответствует Программе конференции и включает следующие разделы: Пленарное заседание и секционные заседания (секции А, B, C, D, S).

Тезисы располагаются в соответствии с порядком выступлений докладчиков.

© ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2017

ПЛЕНАРНОЕ ЗАСЕДАНИЕ

4

О ключевых задачах развития минерально-сырьевой базы ПАО «Газпром»

С.К. Ахмедсафин, В.В. Рыбальченко, Д.Я. Хабибуллин (ПАО «Газпром»)

Ключевым документом в области планирования развития мине-

рально-сырьевой базы (МСБ) является решение Совета директоров ПАО «Газпром» (от 12.07.2006 № 872), которым утверждены уровни стра-тегических целевых показателей (СЦП), в частности первого уровня раз-вития «Газпрома»:

– величина общих запасов Общества категорий АВС1 не менее 29 трлн м3 природного газа;

– коэффициент восполнения запасов не менее 100 %. В целях исполнения решений руководства в «Газпроме» реализует-

ся «Программа развития минерально-сырьевой базы газовой промыш-ленности на период до 2040 года», которая разработана в 2002 г. и еже-годно корректируется (разработчик – ООО «Газпром ВНИИГАЗ»).

Реализация Программы предусматривает три этапа: 2002–2005 гг. – наращивание объемов геологоразведочных работ

(ГРР) и достижение паритета между объемами отбора углеводородов и их приростами;

2006–2010 гг. – стабилизация прироста запасов, наращивание объ-емов ГРР, создание базы для перехода к расширенному воспроизвод-ству;

2011–2040 гг. – расширенное воспроизводство МСБ. «Газпром» в полном объеме выполнил задачи двух этапов и в

настоящее время успешно реализует третий этап Программы. Начиная с 2005 г. уровень восполнения запасов за счет проведения

ГРР стабильно превышает уровень добычи газа; СЦП 1-го уровня – «Ве-личина общих запасов» – начиная с 2011 г. стабильно превышает 29 трлн м3.

Не будет исключением и 2017 г. Годовой прирост запасов природ-ного газа планируется в объеме порядка 800 млрд м3.

Регионы, в пределах которых проводятся ГРР предприятиями Груп-пы «Газпром», остаются прежними. Безусловно, ключевыми из них явля-ются Республика Саха (Якутия), Иркутская область, Надым-Пур-Тазовский регион и п-ов Ямал, дальневосточный шельф. В активную фа-зу реализации вышли проекты ГРР по полученным в 2013–2014 гг. лицен-зиям в Карском море.

Проекты ГРР реализуются как в рамках текущих задач и целей «Газпрома», так и на перспективу:

– в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – для создания но-вых центров газодобычи. Это, прежде всего, доразведка Чаяндинского, Ковыктинского и Южно-Киринского месторождений;

– в зоне ЕСГ – для поддержания уровней добычи действующих месторождений. Основные проекты ГРР сконцентрированы на разведке

5

глубокозалегающих ачимовских и юрских отложений, а также надсено-манских залежей;

– на арктическом и дальневосточном шельфах Российской Феде-рации – для обеспечения прироста запасов на перспективу.

Анализ современного состояния МСБ свидетельствует о суще-ственном усложнении внешних условий и среды геологоразведочной де-ятельности:

– усложнение горно-геологических условий участков недр (увели-чение глубин залегания целевых горизонтов, уменьшение размеров ме-сторождений, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и усложнение фазового состояния пластовых флюидов);

– выход в удаленные и малоизученные регионы с ограниченной инфраструктурой (ГРР на шельфе России, п-ове Ямал, в Восточной Си-бири и на Дальнем Востоке);

– назревшая необходимость изучения и оценки ресурсов нетра-диционных источников углеводородов и технологии их добычи;

– возросшая конкуренция за перспективные ресурсы и лицензи-онные участки, качественные подрядные мощности, профессиональные кадры.

Подводя итоги, еще раз обозначим ключевые направления, по ко-торым необходимо продолжить работу.

Это в первую очередь подготовка запасов надсеноманского, ачи-мовского и юрского нефтегазоносных комплексов. Вовлечение в разра-ботку этих запасов обеспечит поддержание добычи в зоне ЕСГ.

В рамках долгосрочного планирования производственной деятель-ности «Газпрома» необходимо развивать МСБ на шельфе Российской Федерации в увязке со сроками ввода месторождений в разработку.

Также первостепенной задачей является подготовка запасов в рам-ках создания новых центров газодобычи на Востоке России. Прежде все-го завершение ГРР на Чаяндинском и Ковыктинском месторождениях. Важным геологоразведочным направлением по-прежнему остается Крас-ноярский край.

При этом с вводом новой классификации запасов роль инноваций, новшеств, эффективности ГРР является ключевой для достижения стра-тегических целевых показателей «Газпрома» первого уровня в области восполнения запасов углеводородов, а также эффективного их освоения.

6

О научном сопровождении ООО «Газпром ВНИИГАЗ» комплексного развития минерально-сырьевой базы

и газодобычи ПАО «Газпром»

Д.В. Люгай (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Фундаментальной основой развития минерально-сырьевой базы

(МСБ) газо- и нефтедобычи является научное обоснование прогнозиро-вания, поисков, разведки, освоения запасов месторождений, залежей и добычи углеводородов (УВ).

Эффективность поисково-разведочных работ (ПРР) определяется обоснованностью оценок перспективных (локализованных) ресурсов ад-ресных геологических объектов и всесторонне обоснованным выбором среди них наиболее перспективных, выигрышных, с ранжированием по геолого-экономическим показателям.

Самый высокий риск связан с поиском, а именно указанием места заложения первой поисковой скважины, которая приведет к максималь-ным результатам в плане открытия месторождения и ряда залежей УВ.

Реализация дальнейших звеньев цепи освоения УВ потенциала осадочных бассейнов несравненно менее рискованна. В этой связи ошибки в оценках ресурсов до бурения и на поисковом этапе более опас-ны, чем просчеты при оценках уже разведанных запасов открытых место-рождений и залежей, а при достоверных запасах ошибки в планировании добычи невелики и предсказуемы.

Для обеспечения непрерывности динамики процесса отбо-ра/прироста необходимо постоянно расширять МСБ газо- и нефтедобычи с превышением новых подготавливаемых запасов над их извлекаемыми из недр объемами.

Геологическая наука в области нефти и газа должна дать ясные и четкие ответы на вопросы:

– сколько необходимо держать на балансе запасов газа и жидких УВ для обеспечения добычи и каковы должны быть объемы приростов разведанных запасов (кат. В+С1) в динамике по годам и пятилетиям для расширенного воспроизводства запасов в динамике добыча/прирост;

– где и как искать месторождения и залежи УВ, которые станут базовыми для разработки;

– какие результаты будут получены и какой ценой; – каковы геологические, природно-экологические, социальные,

геополитические и прочие риски проведения ПРР? В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2016–2017 гг. разработана и научно

обоснована концепция развития МСБ газовой отрасли промышленности России и ПАО «Газпром» на ближнюю, среднюю и дальнюю перспективы, в которой стратегические цели, тактические задачи и их показатели оп-тимально взаимоувязаны.

Для каждого из периодов развития МСБ разработан и обоснован комплекс мероприятий и рекомендаций по проведению поисковых работ, объемам и срокам разведки месторождений и залежей УВ, вероятным приростам запасов.

Сопровождение процесса развития сырьевой базы газа будет вы-ражаться в периодической корректировке направлений и физических по-казателей поисково-разведочных работ на основе консервативного, ин-новационного и адаптационного сценариев.

7

Запасы и ресурсы свободного газа осадочных бассейнов Северной Евразии как основа развития газодобывающей

отрасли России до 2050 г.

В.В. Рыбальченко, Ю.И. Пятницкий (ПАО «Газпром»), В.А. Скоробогатов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

На суше Северной Евразии (СЕА), большую часть которой занима-

ет Россия, и на арктическом шельфе известно 12 осадочных нефтегазо-носных бассейнов и мегабассейнов (НГБ и МБ) различного типа и возрас-та, из них два – преимущественно нефтеносных, семь – нефтегазоносных и три – преимущественно (и предположительно) газоносных (весь аркти-ческий шельф). Современная структурно-буровая изученность этих бас-сейнов до глубин 4,0–4,5 км весьма различна и крайне неравномерна: от нулевой (Восточная Арктика) и низкой (Южно-Карская область) до сред-ней (большинство НГБ) и высокой (Предкавказье и Волго-Уральский бас-сейн).

К началу 2017 г. в России было открыто 3495 месторождений угле-водородов (УВ), из них 41 месторождение открыто в 2016 г., в том числе на 01.01.2016 г. открыто 942 газосодержащих месторождения с запасами газовых шапок и свободного газа (СГ). Начальные открытые запасы СГ превысили 92 трлн м3, в том числе накопленная добыча – 22,2 трлн м3, нефти – более 60 млрд т (извлек.).

Текущие разведанные запасы газа составляют 50,8 трлн м3, нацио-нальная добыча в 2016 г. составила 640 млрд м3. Основные запасы СГ сосредоточены на севере Западно-Сибирского, на юге Восточно-Сибирского мегабассейнов, в Прикаспийском и Баренцевоморском НГБ.

В настоящее время газодобывающая отрасль России обеспечена текущими разведанными запасами газа на среднюю перспективу за счет месторождений севера Западной Сибири и Присахалинского шельфа. Однако эта обеспеченность не будет столь очевидной уже к 2030 г., осо-бенно для большинства регионов и областей суши, кроме Ямала, и, ве-роятно, южных областей Восточной Сибири и Присахалинского шельфа.

Официальные оценки начальных суммарных ресурсов (НСР) тра-диционного газа и нефти составляют (по состоянию материалов на 01.01.2009 г.) соответственно 287,5 трлн м3 и 111 млрд т (извлек.), они были существенно увеличены по отношению к оценкам 2002 г. Наиболь-шие неоткрытые подготовленные и прогнозные (локализованные, пер-спективные и прогнозируемые) ресурсы УВ предполагаются в северной половине Восточно-Сибирского МБ на суше и в недрах западно-арктических морей.

С учетом уже достигнутой структурно-буровой изученности обла-стей суши России (по экспертным оценкам авторов, в европейских – 80–85 %, в НПТР – до 75 %, Ямале – 65 %, на юге Восточной Сибири – 35–40 %) подтверждение официальной оценки прогнозной части ресурсов газа суши (195 трлн м3 – 67,7 % от НСР) событие маловероятное, по-скольку изученность недр и величина ресурсов четко коррелируются между собой (при изученности, например, в 70 % величина прогнозных

8

ресурсов не может превышать 30–35 % от суммы ресурсов). В отличие от официальных оценок НСР, корпоративные оценки всегда ниже, однако их следует считать оценками «снизу» вероятной величины газового и нефтяного потенциалов недр тех или иных НГБ.

По расчетам авторов (2016 г.), ресурсы СГ России находятся в ин-тервале 190–210 трлн м3 (в среднем около 200), в таком случае реально подтверждаемые неоткрытые традиционные ресурсы газа осадочных бассейнов СЕА составят до 108 трлн м3 (с высокой вероятностью под-тверждения в будущих запасах – 75–80 %), в том числе 52–56 трлн м3 по шельфу (к завершению первой половины XXI столетия, при соответству-ющих объемах поисково-разведочных работ (ПРР), прежде всего в два-дцатилетие 2031–2050 гг.).

Последующие новые открытия в ходе ПРР будут проходить пре-имущественно в арктических областях суши (несколько крупнейших – бо-лее 100 млрд т у.т., отдельные крупные и большое число средних и ма-лых по запасам газосодержащих месторождений).

Дальнейшее развитие газовой отрасли промышленности России и ее ведущих добывающих компаний в области разведки и добычи опреде-ляется рядом факторов и условий:

– величиной и структурой текущих запасов (геол./извлек.), выра-ботанностью запасов по регионам и важнейшим комплексам пород, сте-пенью освоенности ресурсов УВ – отправными точками для оценки дина-мики доразведки залежей, добычи и дифференцированных приростов новых разведанных запасов;

– геологическими возможностями недр преимущественно газо-носных осадочных бассейнов для развития МСБ и добычи газа на сред-нюю и дальнюю перспективы;

– технико-технологическими условиями развития сегмента «раз-ведка и добыча» с учетом применения новейших (инновационных) техно-логий прогнозирования, поисков, разведки и освоения УВ-сырья;

– финансовыми возможностями компаний-операторов. На шельфе Карского и Баренцева морей со средней вероятностью

ожидается открытие 4-5 газосодержащих месторождений, одно-два из ко-торых могут оказаться и уникальными (до 3,0 трлн м3). В материковых областях обнаружение подобных месторождений уже маловероятно, да-же в сравнительно малоизученной северной половине Восточно-Сибирской мегапровинции.

Реально существующие в природе традиционные ресурсы свобод-ного газа бассейнов России (сибирских и шельфовых) позволяют осу-ществлять бескризисное развитие МСБ газодобычи еще много десятиле-тий XXI века, вместе с тем, все крупнейшие открытия газосодержащих месторождений и значительная часть приростов разведанных запасов и добычи СГ после 2035 г. будут приурочены к арктическим областям суши и шельфа.

9

Газовое будущее России: Арктика

А.И. Варламов, А.П. Афанасенков (ФГБУ «ВНИГНИ»), О.М. Прищепа (ФГБУ «ВНИГРИ»),

Н.А. Малышев (ПАО «НК «Роснефть»), В.А. Скоробогатов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), А.В. Ступакова (МГУ имени М.В. Ломоносова)

В пределах российской Арктики, полярной части Северной Евразии

(СЕА), выделяются крупнейшие осадочные шельфовые бассейны: Ба-ренцево-Карский, Южно-Карская область (ЮКО) – морская часть Запад-но-Сибирского мегабассейна; Лаптевоморский – Восточно-Сибирского и Чукотского морей. На суше к Арктическим районам России (АРР) отно-сятся: северная часть Тимано-Печорского бассейна (вместе с Печорским морем), Ямал, Гыдан, Енисей-Хатангский мегапрогиб (область – ЕХО), северо- восточные районы Сибирского кратона (Восточно-Сибирский ме-габассейн). К этим бассейнам приурочены одноименные нефтегазонос-ные провинции, мегапровинции и области.

Осадочный чехол западно-арктического сектора бассейнов сложен преимущественно породами перми, триаса, юры и мела мощностью от 3–5 до 8–12 км (в центральных частях – эпицентрах осадконакопления). В восточно-арктических бассейнах увеличивается мощность и возможная роль в газонефтенакоплении кайнозойских осадочных толщ. Характерно «омоложение» с запада на восток осадочных доминантных комплексов: в Баренцевоморском бассейне – это триас, в ЮКО – нижний мел, к востоку от Таймыра – верхний мел-палеоген.

В арктической части Тимано-Печорской провинции (ТПП) обнару-жено 70 месторождений углеводородов (УВ), преобладают нефтяные, га-зосодержащих – девять.

В пределах шельфа Печорского и Баренцева морей открыто, соот-ветственно, шесть месторождений УВ (четыре нефтяных) и пять газоконденсатных. В Карском море обнаружено три месторождения УВ, в Обской губе – четыре. Скопления нефти преимущественно в виде оторочек, открыты на восьми месторождениях Ямала (из 26 месторожде-ний УВ), на двух – Гыдана (из 12), на трех – в ЕХО (из 17). По текущим от-крытиям арктические регионы и области представляются как преимуще-ственно газоносные.

На открытом шельфе Баренцева моря нефть отсутствует, в ЮКО – возможна (в средней юре Университетской площади).

На суше сибирской части Арктики буровой изученностью выше средней характеризуются Ямальская и запад Енисей-Хатангской области, пониженной – Гыдан в целом.

Разведанные запасы свободного газа (СГ) российской Арктики на 01.01.2016 г. составляют 18,4 трлн м, из них наибольшая часть – в Яма-ло-Карском ареале суши и шельфа (регионе, ЯКР) – 12,5 трлн м. Откры-тая часть начальных потенциальных ресурсов (НПР) вместе с запасами кат. С2 составляет 23,0 трлн м3. Начальные запасы СГ месторождений-лидеров: Бованенковского – 4,6 трлн м3 (4,2/0,4), Штокмановского –

10

3,9 трлн м3. Текущие разведанные запасы нефти Ненецкого АО состав-ляют 0,8 млрд т, Печорского моря – 0,4 млрд т, газа на севере ТПП – 0,5 трлн м3.

Добыча СГ производится во все увеличивающихся объемах на Бо-ваненковском месторождении и в ближайшие годы начнется на Хара-савэйской и Крузенштернском месторождениях Ямала, в небольших объ-емах производится на трех месторождениях Мессояхского района ЕХО.

Добыча нефти на суше (в ограниченных объемах) ведется в Ненец-ком округе, начата на Новопортовском месторождении Ямала и на При-разломном месторождении шельфа Печорского моря. Безусловным «по-люсом» газонакопления в Арктике является ЯКР (вместе с Обской губой). От Ямала на восток по суше и от ЮКО к Чукотскому шельфу существенно снижаются перспективы газоносности (в силу генетических причин).

Величина начальных потенциальных традиционных ресурсов (НПР) газа СЕА (России), согласно официальной оценке, составляет 287,5 трлн м3 (в том числе все шельфовые области – 107,1 трлн м3), с учетом арктических провинций и областей суши, шельфа – около 160 трлн м3. По оценке экспертов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (2015 г.), ре-альные ресурсы газа ЯКР находятся в интервале 42–45 трлн м3 (при со-поставимости НПР Ямала и ЮКО), Гыдано-Енисейского региона – 15 трлн м3. Официальная оценка ресурсов газа восточно-арктических мо-рей представляется как достоверная (7,5 трлн м3).

Возможности для открытия крупнейших (более 100 млрд м3) и тем более гигантских (более 300 млрд м3) месторождений в большинстве об-ластей суши АРР в значительной степени исчерпаны (возможны два-три месторождения по 100–250 млрд м3 в Гыдано-Енисейском регионе). В за-падно-арктическом секторе морей до 2040 г. будут обнаружены три-четыре (до пяти) месторождения с запасами более 1 трлн м3 каждое (возможно одно уникальное – более 3 трлн м3), в Восточной Арктике два-три гигантских (по 400–500 млрд м3) и несколько крупнейших (100–300 млрд м3). Основной прирост новых разведанных запасов газа в 2021–2040 гг. в осадочных бассейнах СЕА будет получен именно в российской части Арктики, преимущественно на открытом шельфе Карского моря.

Представляется реальным, что к 2040 г. объем добычи газа в АРР всеми компаниями-операторами достигнет 450 млрд м3, возможно, до 500 млрд м3 (50–55 % национальной добычи традиционного газа) при не-высоких объемах добычи жидких УВ (конденсата и особенно нефти из подгазовых оторочек). Таким образом, главенствующая роль арктических областей СЕА (суша и шельф) в развитии газовой отрасли промышлен-ности России (разведка и добыча) до 2050–2060 гг. останется незыбле-мой.

11

Арктические области Западно-Сибирской мегапровинции: геология, газонефтеносность, запасы и ресурсы углеводородов, перспективы освоения до 2050 г.

А.М. Брехунцов, И.И. Нестеров, Л.А. Нечипорук (НАО «СибНАЦ»)

Экономическая стабильность России в XXI в. во многом будет зави-

сеть от освоения месторождений углеводородного сырья арктических об-ластей Западной Сибири, уникальный ресурсный потенциал которых дает основание рассматривать регион как гарант энергетической безопасности страны на долгосрочную перспективу.

Арктические области Западной Сибири включают полуострова Ямал, Гыданский, Тазовский, систему речных губ и заливов, акваторию Карского моря. По состоянию на 01.01.2017 г. на п-ове Ямал открыто 26 месторож-дений углеводородов (УВ), на п-ове Гыданский в пределах ЯНАО – 12, в акватории Карского моря – три, в Обской губе – четыре. На о. Белый из неокомских отложений получены промышленные притоки нефти и газоко-нденсата. Ряд наземных месторождений Ямала и Гыдана имеют продол-жения в губах и на шельфе.

Начальные суммарные ресурсы (НСР) региона в пределах двух су-хопутных областей (Ямальская, Гыданская НГО) и трех морских (Южно-Карская, Предновоземельская, Свердрупская) оцениваются в 103,9 млрд т нефтяного эквивалента при значительном преобладании ресурсов сво-бодного газа – 87,2 %.

НСР свободного газа Ямальской НГО, по утвержденной Роснедра оценке по состоянию на 01.01.2009 г., составляют 30,3 трлн м3. Накоплен-ная добыча газа в НГО на начало 2017 г. составила 217,6 млрд м3, выра-ботанность НСР – 1,7 %; состояние запасов по кат. А+В1+С1 – 12,8 трлн м3, разведанность НСР – 43,1 %. Основной объем разведанных запасов газа (кат. А+В1+С1) приурочен к аптским (5,8 трлн м3) и альб-сеноманским (5,5 трлн м3) отложениям. Наибольший объем локализованных ресурсов (кат. D0 и DЛ) содержится в средней юре – 3,2 трлн м3.

НСР свободного газа Гыданской НГО на 01.01.2009 г. составляет 19,3 трлн м3; состояние запасов газа по кат. А+В1+С1 – 1,3 трлн м3, разве-данность НСР – 6,9 %. Основной объем разведанных запасов газа (кат. А+В1+С1) приурочен к альб-сеноманским (1,0 трлн м3) отложениям, наибольший объем локализованных ресурсов (кат. D0 и DЛ) содержится в неокоме (4,4 трлн м3) и средней юре (2,8 трлн м3).

НСР свободного газа трех акваториальных областей юга Карского моря на 01.01.2009 г. оцениваются в 35,1 трлн м3. Запасы газа в целом по трем выявленным месторождениям (Русановское, Ленинградское, Победа) по кат. А+В1+С1 составляют 328,5 млрд м3, B2+C2 – 1,9 трлн м3. Установ-ленная промышленная газоносность связана с аптскими и альб-сеноманскими отложениями.

Реализация в регионе технологии подготовки и транспортировки сжиженного природного газа (СПГ) создала предпосылки к условному разделению запасов и ресурсов газовых и газоконденсатных месторож-

12

дений на две зоны. Зона трубопроводного транспорта определяется дей-ствующими и строящимися газопроводными системами и включает в се-бя месторождения Бованенковской группы, приямальского шельфа, Юж-но-Ямальской группы и Обской и Тазовской губ. Зона СПГ определена в соответствии с планами компании «Новатэк» по строительству заводов по производству СПГ общей мощностью до 93 млн т/год. Зона включает в себя месторождения Тамбейской группы п-ова Ямал и месторождения Гыданского п-ова. Ввод первой линии по проекту «Ямал СПГ» заплани-рован на конец 2017 г. Вывоз СПГ предполагается танкерами-газовозами по Северному морскому пути от терминала порта «Сабетта».

Высокие издержки хозяйственной деятельности в арктических об-ластях Западной Сибири определяют целесообразность разработки про-граммы развития региона, включая вопросы освоения УВ-потенциала, развития транспорта, объектов инфраструктуры, экологии и коренных малочисленных народов.

13

Достижения и перспективы освоения месторождений природного газа в Китае

Цзя Айлинь, Вэй Юньшэн (НИИ по разведке и разработке нефтегазовых месторождений

АКОО «ПетроЧайна») Следуя политике Китая в продвижении использования энергии, по-

лученной из экологически чистых источников, китайские нефтяные ком-пании соблюдают принципы высокого качества, эффективности и устой-чивого развития, активно стремясь к комплексному освоению месторож-дений природного газа.

С 2016 г. компания «ПетроЧайна» достигла значительного техноло-гического прогресса в области добычи газа из глубоко залегающих кол-лекторов, осваивая месторождения с высоким уровнем выработки, уве-личивая добычу природного газа и разрабатывая нетрадиционные газо-вые ресурсы путем всестороннего исследования газоносных пластов и их анализа на различных фазах разбуривания. Эти достижения, наряду с постоянно растущим инновационным потенциалом исследовательской группы сыграли решающую роль в увеличении добычи природного газа и обеспечении поставок природного газа в Китае.

14

Программа освоения нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов газа

И.А. Зинченко, Б.И. Шарипов (ПАО «Газпром»), Е.В. Швачко (АО «Газпром промгаз»),

Е.В. Перлова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), Р.Ф. Шарафутдинов (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Освоение трудноизвлекаемых и нетрадиционных ресурсов газа

требует инновационных подходов и внедрения новых эффективных тех-нологий. Развитие этого сегмента газовой отрасли в России требует со-здания научно-технических и технологических основ, работы должны но-сить системный и планомерный характер на базе целевой взаимоувязан-ной программы.

Разработка программы в системе ПАО «Газпром» актуальна в свя-зи с необходимостью своевременного решения проблемы расширения минерально-сырьевой базы регионов с падающей добычей или регионов с низким потенциалом традиционного газа, но с существующим рынком локального потребления. Создание инновационных технологий на основе разработанной программы позволит увеличить ресурсную базу Компа-нии, получить новые компетенции и инновационный потенциал.

Программа определяет комплекс поисково-оценочных работ, НИР по оценке перспектив освоения нетрадиционных ресурсов газа, разработ-ке технологий их освоения, комплекса НИР по обеспечению экологиче-ской и промышленной безопасности, разработки нормативной базы и т.д.

К выполнению программы планируется привлечение организаций системы ПАО «Газпром» во взаимодействии с ведущими отечественны-ми научными организациями и академическими школами.

15

Стратегия освоения сенонского резервуара Медвежьего месторождения в свете мирового опыта изучения

нетрадиционных запасов газа

С.К. Ахмедсафин, В.В. Рыбальченко, Ю.И. Пятницкий, А.Н. Рыбьяков, Д.Я. Хабибуллин, Н.Р. Ситдиков (ПАО «Газпром»),

С.А. Варягов, С.В. Нерсесов (ООО «Газпром добыча Надым»), С.Г. Крекнин, А.А. Нежданов, В.В. Огибенин, А.А. Дорошенко,

А.С. Смирнов (ООО «Газпром геологоразведка»), А.Н. Шандрыгин, Дж. Хики («ДеГольер&МакНотон корп.»)

В настоящее время сенонские отложения нижнеберезовской под-

свиты рассматриваются в качестве одного из наиболее приоритетных направлений поиска перспективных объектов для прироста запасов газа и промышленной эксплуатации. Сенонские отложения представлены опо-ками с редкими прослоями песчано-алевролитовых пород и песчаных глин с крайне низкими фильтрационными свойствами, вследствие чего газовые залежи в этих отложениях относятся к нетрадиционным залежам УВС.

Предлагаемая стратегия освоения залежей сенонского резервуара Медвежьего месторождения основана на анализе результатов геологиче-ских и петрофизических исследований и данных ГДИ разведочных сква-жин, а также обобщении лучшего международного опыта по разведке и разработке залежей такого типа. Разработку сенонской залежи предлага-ется осуществлять с использованием систем горизонтальных скважин с МГРП. Для обоснования оптимальных конструкций скважин и схем их размещений проанализирован опыт применения ГРП в коллекторах, представленных кремнистыми глинистыми сланцами. Определены клю-чевые факторы при проектировании геометрии трещин МГРП в отложе-ниях сенона для достижения предельных темпов извлечения запасов и величины извлекаемых запасов. Выполнен анализ проведенных пилот-ных работ на газовой залежи в сенонских отложениях и описаны принци-пы определения оптимального расстояния между горизонтальными сква-жинами и оптимального расстояния между трещинами в горизонтальных скважинах.

Даны оценки потенциального коэффициента извлечения газа из коллекторов сенонских отложений Медвежьего месторождения при реа-лизации рекомендуемых технологических решений.

16

Проблемы развития добычной компоненты газовой промышленности России и пути их решения

в первой половине XXI века

Д.В. Люгай, А.Е. Рыжов, Р.А. Жирнов, Е.Е. Поляков, Д.В. Изюмченко (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В основе стратегии развития газовой промышленности РФ лежит

экономическая эффективность, определяемая синхронным развитием мощностей по добыче газа и возможностей его транспортировки, ком-плексной переработки и хранения.

Уровни добычи газа крупнейшей мировой газовой компании ПАО «Газпром» в значительной степени определяются спросом на рос-сийском и мировых рынках и на сегодняшний день ниже потенциальных добычных возможностей Общества.

Ресурсная база – одна из важнейших компонент обеспечения необ-ходимых уровней добычи газа. ПАО «Газпром» обеспечивает ежегодное восполнение минерально-сырьевой базы с превышением уровня отбира-емых из недр углеводородов. Если в среднесрочной перспективе воспол-нение ресурсной базы будет достигаться за счет поисков и разведки тра-диционных ресурсов, то в долгосрочной – уже за счет освоения трудно-извлекаемых и нетрадиционных ресурсов.

Помимо поддержания ресурсной базы важнейшей компонентой развития газовой промышленности является эффективная добыча, обес-печивающая наиболее полное извлечение УВ-сырья. Повышение эффек-тивности добычи газа в России связано с постоянной разработкой и внедрением современных технико-технологических решений, направлен-ных на обеспечение плановых показателей добычи в условиях многочис-ленных осложняющих факторов, сопутствующих эксплуатации скважин в различных регионах. Увеличение КИГ – одно из ключевых направлений, которое позволит обеспечить поддержание требуемых уровней добычи при экономии вложений в геологоразведочные работы и развитие га-зотранспортных систем.

За многие десятилетия работы специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проведен колоссальный объем научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, результаты которых были успешно внед-рены на месторождениях ПАО «Газпром» и позволили повысить эффек-тивность их разработки (в том числе месторождений, находящихся на за-вершающей стадии разработки, эксплуатируемых в сложных условиях сероводородной агрессии, обводнения, наличия межколонных давлений, газопроявлений, газогидратообразований и др.), значительно улучшить техническое состояние фонда скважин и промыслового оборудования, обеспечить внедрение интеллектуальных систем мониторинга за строи-тельством и эксплуатацией скважин.

17

Проблемы и опыт освоения месторождений в условиях гидратонасыщенной криолитозоны севера Западной Сибири

И.А. Зинченко, В.Н. Гордеев (ПАО «Газпром»), Е.В. Перлова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Освоение месторождений севера Западной Сибири происходит

в крайне сложных и изменчивых по площади геокриологических условиях: для территорий характерно распространение многолетнемерзлых пород (ММП) с высокой льдистостью, засоленностью, наличие в разрезе мощ-ных пластовых льдов и гидратонасыщенных горизонтов. Освоение регио-на происходит на фоне потепления климата в Арктике, что дополнитель-но интенсифицирует развитие негативных процессов и явлений, анало-гичных ямальскому кратеру.

Сложные геокриологические условия создают значительные риски для эксплуатационной надежности газовых скважин. Определен круг про-блем, связанных с деградацией ММП в околоскважинном пространстве: просадки грунтового массива основания кустовых площадок; деформации крепи скважины и фундаментов трубопроводных обвязок; искривления и слом обсадных колонн; газопроявления при сооружении и эксплуатации скважин и проч.

Для своевременного реагирования и предупреждения аварийных ситуаций необходимы разработка нормативной и регламентирующей до-кументации и технических решений по термостабилизации ММП, с уче-том разнообразия и сложности условий разреза ММП, а также прогноз развития осложнений в течение всего периода эксплуатации, связанных как с техногенными факторами, так и с природными климатическими из-менениями.

18

Решение аналитических задач (оценка текущего состояния и прогноз) на основе пространственных данных

М.А. Болсуновский (компания «Совзонд»)

Среди важнейших задач нефтегазового комплекса, решаемых

средствами космического мониторинга и геоаналитики, можно выделить следующие:

– инвентаризация существующих и строящихся объектов с со-ставлением крупномасштабных тематических карт и планов;

– мониторинг инфраструктуры объектов добычи и транспортиров-ки нефти и газа;

– планирование и контроль развития инфраструктуры добычи, транспортировки и переработки нефти и газа;

– выявление мест повреждений трубопроводов; – оперативное выявление несанкционированных врезок в маги-

стральные трубопроводы и мониторинг появления техногенных объектов в охранных зонах;

– мониторинг зоны контроля подземных магистральных трубопро-водов;

– мониторинг экологического состояния территорий в районах до-бычи, переработки, транспортировки нефти и газа;

– выявление территорий, загрязненных нефтепродуктами, мони-торинг аварийных разливов нефти, контроль темпов и оценка эффектив-ности рекультивационных мероприятий;

– оперативное определение районов аварий и изучение транс-портной доступности к ним, что позволяет оптимизировать работу обслу-живающих и ремонтных бригад;

– определение величин просадок земной поверхности на разра-батываемых месторождениях нефти и газа с целью предотвращения аварий.

Компания «Совзонд» обладает 25 летним опытом решения ком-плексных задач для нефтегазового комплекса на основе геоданных (кос-мической, авиационной съемки, в том числе беспилотной, лазерного ска-нирования и т.д.). Результаты обработки данных аэрокосмического мони-торинга используются при принятии управленческих решений в совре-менных геоинформационных системах. На основе своего опыта компания «Совзонд» разработала платформу «Геоаналитика» – российский гео-аналитический продукт, отвечающий общемировым трендам. ГИС-платформа «Геоаналитика» позволяет создавать корпоративные систе-мы поддержки принятия решений, основанные на автоматизированном анализе геопространственной информации с использованием технологий Big Data и алгоритмов машинного обучения.

СЕКЦИОННЫЕ ЗАСЕДАНИЯ

20

СЕКЦИЯ «А» ЗАПАСЫ И РЕСУРСЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Прогноз гигантских зон газонакопления в северной части Западно-Сибирской плиты

С.В. Воробьёв, В.В. Огибенин, А.А. Нежданов, О.В. Максименко (ООО «Газпром геологоразведка»),

А.А. Никишин (ПАО «Газпром»), П.А. Горбунов (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Открытые на территории Западной Сибири газовые месторожде-

ния-гиганты связаны с крупными антиклинальными структурами I–III порядков, линейные размеры которых изменяются от 17×16 до 120×30 км при амплитудах от 35 до 270 м. В палеогеографическом отно-шении продуктивные отложения апт-сеномана формировались в зонах мелководного, переходного и континентального осадконакопления. В па-леотектоническом плане они приурочены к зонам проявления вертикаль-ных инверсионных движений, обусловивших высокую степень тектониче-ской дислоцированности как образований доюрского комплекса, так и от-ложений осадочного чехла и предпочтительных для миграции пластовых флюидов. Большинство гигантских залежей газа отображаются в потен-циальных полях в виде отрицательных гравитационных аномалий, а в сейсмических полях им соответствуют аномалии типа «яркое пятно».

На основе анализа указанных признаков в центральной части п-ова Гыдан выделена Гыданско-Яртояхинская перспективная зона, характери-зующаяся схожестью особенностей тектонического развития и геологиче-ского строения с территорией, в пределах которой открыто Утреннее ме-сторождение.

В пределах данной зоны возможна продуктивность широкого стра-тиграфического интервала разреза (от среднеюрских до сеноманских от-ложений включительно). Прогнозируется большое число пластов с пре-имущественно газовым насыщением, характеризующихся значительными эффективными мощностями и улучшенными фильтрационно-емкостные свойствами.

Анализ геофизических материалов свидетельствует о наличии в ее пределах большого числа сейсмических аномалий типа «яркое пятно» в отложениях сеномана, альба, апта, неокома и юры, а также аномальных кольцевых зон в отложениях юры и неокома.

По предварительным оценкам, суммарные геологические ресурсы газа Гыданско-Яртояхинской зоны составляют 5,0–6,0 трлн м3 (P50). Ука-занные объекты представляют интерес для лицензирования и последу-ющего проведения геологоразведочных работ с целью расширения ми-нерально-сырьевой базы ПАО «Газпром» в северной части Западной Си-бири.

21

Крупнейшие и уникальные газонефтеносные бассейны Земли и их роль в развитии мировой газовой промышленности

В.А. Скоробогатов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») В современной структуре верхней части земной коры выделяются

до 620 осадочных бассейнов и суббассейнов, из которых 230 относятся к нефтегазоносным/газонефтеносным (НГБ, ГНБ). К ним приурочены нефтегазоносные/газонефтеносные провинции и области (НГП, НГО и т.д.). К уникальным по площади и/или объему неметаморфизованных осадков, а также по величине ресурсов углеводородов относятся пять: Восточно-Сибирская (ВСМП), Арабо-Персидская, Западно-Сибирская, Баренцево-Карская, Мексиканского залива. Крупнейшие бассей-ны/провинции: Амударьинская, Западно-Канадская, Средиземноморская, Североморская, Прикаспийская и др. (всего 10 бассейнов).

Лидерами среди уникальных являются Западно-Сибирская и Арабо-Персидская мегапровинции (ЗСМП и АПМП) с начальными ресурсами природного газа более 100 трлн м3 каждая (свободного (СГ) – в первой, СГ плюс попутного нефтяного – во второй). Начальные открытые запасы газа (с учетом кат. С2) в Западной Сибири достигли 62 трлн м3, в АПМП превысили 70 трлн м3 (по девяти странам). По величине ресурсов газа, безусловно, лидирует ЗСМП. Все другие провинции, в том числе ВСМП (уникальная по площади), относятся к категории крупнейших по углево-дородному потенциалу: достоверные ресурсы газа в них находятся в ин-тервале 10–30 трлн м3.

Современная добыча газа в каждой из двух суперуникальных ме-гапровинций превышает 500 млрд м3/год, многих крупнейших – 200–300 млрд м3/год и более. Суммарная добыча по всем 15 крупнейшим и уникальным провинциям составила в 2016 г. 2,5 трлн м3 (почти 70 % от общемировой).

По расчетам автора, в 2030 г. добыча газа в крупнейших и уникаль-ных провинциях достигнет 3 трлн м3 (СГ – более 70 % за счет бассейнов арктического шельфа), в том числе в ЗСМП и АПМП – более 1,2 трлн м3. В период 2031–2040 гг. важнейшими производителями газа на мегакон-тиненте Евразия останутся Россия, Иран, Катар, к ним присоединятся Туркменистан и ряд других стран.

Помимо геологических и ресурсных параметров бассей-нов/провинций в докладе проанализированы генетические условия фор-мирования и эволюции их флюидальных систем, определившие богат-ство недр этих бассейнов углеводородами (ту или иную величину потен-циальных ресурсов газа и нефти).

22

Бассейно- и нафтидогенез в свете новых данных по строению Земли и наличию углеводородов на других планетах

и спутниках солнечной системы

Д.А. Астафьев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») С привлечением данных сейсмотомографии выяснилось, что бас-

сейно- и нафтидогенез – явления планетарного масштаба и связаны не только с региональной, но также с глобальной и планетарной геодинами-кой. Осадочные и нефтегазоносные бассейны (НГБ) Земли представляют собой области дайвинг-рифтогенной деструкции коромантийного веще-ства практически на всю толщину коромантийной оболочки. По существу, это каналы магматизма и дегазации. На поверхности Земли такие каналы завершаются рифтовыми системами с надрифтовыми депрессиями, где сконцентрирован углерод и куда поступает глубинный водород. Для зем-ных условий именно в НГБ, формируются месторождения углеводородов (УВ) промышленного значения. Вместе с тем благодаря межпланетным космическим аппаратам и радарной съемке, кроме планеты Земля, лег-кие УВ в огромных количествах обнаружены на разных планетах: Марсе, Юпитере, Сатурне, Уране, Нептуне, Плутоне и спутниках планет: Титане, Гиперионе, Луне, в составе комет, метеоритов, космической пыли, в поя-се Койпера и даже в других галактиках. В этой связи появилась возмож-ность оценить масштабы генезиса УВ для земных условий, но с учетом особенностей строения и эволюции Земли, катагенеза органического ве-щества, а также на других планетах и спутниках, где нет и не было био-сферы. В результате сделан вывод, что УВ образуются практически по-всеместно во Вселенной с момента появления углерода и углеродсодер-жащих элементов. Необходимым условием является наличие на опреде-ленных глубинных уровнях, а также на поверхности благоприятных дав-лений, температур и емкостного пространства для реакций взаимодей-ствия углерода и водорода с образованием чисто УВ-соединений от ра-дикалов СН до сложных соединений, включая тяжелые УВ. Аккумуляция УВ на поверхности происходит за счет низких температур. Аналогичные реакции происходят и в верхнемантийно-литосферной части коромантий-ной оболочки Земли, но главным образом в породах осадочного чехла, куда поступает через рифтовые системы водород и где в избытке содер-жится углерод. Здесь же имеются природные резервуары (пласты-коллекторы и флюидоупоры), обеспечивающие концентрацию и консер-вацию УВ, гелия и других природных газов.

23

Перспективы газонефтеносности шельфовых областей России

А.В. Толстиков, Д.А. Астафьев, Л.А. Наумова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

С шельфом России связаны 14 осадочных бассейнов (ОБ) и ряд

нефтегазоносных областей, которые продолжают формироваться в настоящее время. Это важно учитывать в связи с тем, что формирование осадочного чехла и генерация углеводородов (УВ) в них продолжается, восполняя потери УВ, особенно для ловушек, имеющих слабые флюидо-упоры. В десяти ОБ установлена промышленная газонефтеносность, остальные являются потенциально нефтегазоносными. Согласно по-следней количественной оценке ресурсов УВ в недрах окраинных морей России сосредоточено более 130 млрд т у.т. извлекаемых. Основные ре-сурсы УВ сосредоточены в Южно-Карской, Восточно-Баренцевской впа-динах, Охотоморском НГБ и на Печорском шельфе (более 80 %). В юж-ных морях наибольший ресурсный потенциал УВ сосредоточен в Каспий-ском море – более 4 млрд т у.т. (около 3 % от всех ресурсов УВ россий-ского шельфа). В связи с низкой разведанностью начальных суммарных ресурсов УВ на шельфе России (14,8 % – в Охотском море, 11,7 % – Ба-ренцевом море) для большинства морей, за исключением Балтийского, где отсутствуют крупные ловушки УВ, сохраняется возможность открытия средних, крупных, а в арктических морях даже уникальных по запасам месторождений УВ с преобладанием газа в количестве 60–100 %. Пер-спективы открытия уникальных и крупных по запасам месторождений УВ сохраняются прежде всего в Южно-Карской и Восточно-Баренцевской впадинах. Имеются предпосылки существенного наращивания разведан-ных запасов УВ, и прежде всего газа, в сеноманском и апт-альбском не-глубоко залегающих комплексах (Южно-Карская впадина), а также в юр-ском, возможно, и в триас-палеозойском комплексах (бортовые зоны Во-сточно-Баренцевской впадины). С целью увеличения ресурсной базы га-зодобычи района Штокмановского газоконденсатного месторождения ре-комендована доразведка Ледового и Лудловского месторождений, а так-же поисковые работы на Лунинской, Орловской, Демидовской, Ферсма-новской и Федынской структурах. В Карском море первоочередными для поисковых работ рекомендуются Северо-Харасавэйская, Нярмейская, Скуратовская структуры, Русановское и Ленинградское месторождения. На шельфе Сахалина после Киринского блока первоочередными для по-исков остаются Аяшский и Восточно-Одоптинский блоки.

24

Новая парадигма ведения поисково-разведочных работ на газ с целью развития минерально-сырьевой базы газодобычи

в России в 2021–2040 гг.

В.А. Скоробогатов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), В.В. Рыбальченко, Д.Я. Хабибуллин, Е.А. Литвинова

(ПАО «Газпром») В понимании авторов, парадигма – это комплекс подходов, меро-

приятий и руководящих (реализуемых) принципов, обеспечивающих раз-витие какого-либо процесса (системы), в нашем случае – процесса разви-тия минерально-сырьевой базы газо- и нефтедобычи (МСБ) России и ПАО «Газпром» путем проведения поисково-разведочных работ (ПРР), открытия и разведки новых месторождений и залежей и прироста новых разведанных запасов углеводородов (газа, конденсата, нефти).

Первая, «окраинная», парадигма ведения ПРР, в том числе в За-падно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП), была в корне неверной (мед-ленное движение от окраин к центру).

В разные периоды развития (расширения и укрепления) МСБ, как показывает опыт, используются различные поисково-разведочные пара-дигмы, в том числе и неверные, не позволяющие эффективно изучать и осваивать углеводородный потенциал недр тех или иных осадочных нефтегазоносных бассейнов и отдельных автономных генерационно-аккумуляционных комплексов пород.

Весь длительный период ведения ПРР на газ в России (конец 40-х гг. ХХ в. – второе десятилетие XXI в.) подразделяется на двадцати-летние периоды: первый – 1951–1970 гг., второй – 1971–1990 гг., третий – 2001–2020 гг. c разделяющим их кризисным десятилетием (1991–2000 гг.). Каждый из выделенных периодов отличается своими подходами к планированию и проведению ПРР на всей территории России в рамках развития МСБ газодобычи. Первый период может быть назван «реко-гносцировочным». Второе десятилетие первого периода (1961–1970 гг.) ознаменовалось открытием гигантских и уникальных газосодержащих ме-сторождений в европейских регионах России и в ЗСМП. Таким образом, смена поисковой парадигмы произошла в середине периода: от поиска мелких и средних месторождений к целенаправленному поиску наиболее крупных, гигантских (уникальных) месторождений. К 1971 г. в России был создан мощный поисковый задел для дальнейшего развития МСБ газо-добычи.

Второй – поисково-разведочный – период (1971–1990 гг.) характе-ризовался расширением поисков на всю перспективную территорию оса-дочных бассейнов России, включая Восточную Сибирь, и активной раз-ведкой открытых гигантских и уникальных газосодержащих месторожде-ний.

К концу периода были достигнуты максимальные результаты по приростам разведанных запасов газа (1,8–2,2 трлн м3/год), новым откры-тиям месторождений (60–70 ежегодно), добыче газа (620–700 млрд м3/год).

25

К моменту окончания второго периода сырьевая база газо- и нефтедобычи важнейших регионов России (суша) была сформирована, однако в Восточной Сибири и на арктическом шельфе ее формирование только начиналось. После кризисного десятилетия объемы ПРР вновь стали увеличиваться во всех регионах России и на шельфе.

Ряд крупных и средних компаний-операторов после 2010 г. сделали ставку именно на разведку и доразведку крупных контролируемых место-рождений с приростом разведанных запасов путем перевода запасов кат. С2 в кат. В+С1, а не на поиск новых месторождений и залежей. Эти положения – основа ныне господствующей парадигмы ПРР на газ и нефть. Динамика новых открытий: одно-два месторождения за два-три года проводимых работ (на одну компанию), причем, как правило, сред-них по запасам (менее 30 млрд м3 по газу, менее 10 млн т по нефти каж-дое). К концу второго десятилетия XXI в. практически завершится дораз-ведка основных газосодержащих залежей ведущих по запасам место-рождений и опоискование их глубоких горизонтов.

Суть новой парадигмы ПРР (с 2021 г.) состоит в усилении в целом поисковой компоненты в структуре работ без масштабной детальной раз-ведки, поиске гигантских месторождений на арктическом шельфе (300–1000 и более млрд м3), крупных и средних по запасам месторождений в ЯНАО и на юге Восточной Сибири, выходе с поисками в северные обла-сти Сибирской платформы. Подчеркнем, что в рамках новой парадигмы главный критерий проведения масштабной разведки открытых месторож-дений и залежей – планируемый срок их введения в разработку. Таким образом, основа новой парадигмы ПРР в России – поиск гигантов на шельфе, выборочная разведка крупнейших месторождений на суше, временная консервация поисков в низкоперспективных глубокопогружен-ных горизонтах, минимизация ресурсно-геологических рисков.

26

Важнейшие принципы развития минерально-сырьевой базы углеводородов крупных газодобывающих компаний

Д.Я. Хабибуллин (ПАО «Газпром») Минерально-сырьевая база (МСБ) газо- и нефтедобычи стран, ре-

гионов, крупных компаний как саморазвивающаяся, высокоинерционная система находится в постоянном движении, изменении характеризующих ее параметров. Инерционность системы МСБ определяется невозможно-стью ее быстрого создания (необходимы многие годы и десятилетия) и быстрым исчерпанием.

К основополагающим принципам развития МСБ относятся: 1. Принцип достаточности и самодостаточности. В структуре

текущих открытых запасов газа и нефти (А+В+С1+С2) контролируемых месторождений по степени освоенности и технологичности выделяются запасы залежей, находящиеся в разработке (с возрастающей, постоян-ной и падающей добычей); на стадии промышленного освоения; в раз-ведке и доразведке (перевод запасов кат. С2 в промышленные, уточнение запасов кат. В+С1). В многозалежных месторождениях запасы отдельных залежей могут находиться на различных этапах освоения, а их глубокие горизонты – и на стадии поисков. Характерные примеры: уникальные и гигантские месторождения севера Западной Сибири – Уренгойское, Ям-бургское, Заполярное и другие (сеноман/неоком/ачимовская тол-ща/средняя юра). Текущих разведанных высокоэффективных (активных) запасов углеводородов (УВ) должно быть достаточно для обеспечения планируемых объемов добычи и поставок на внутренний и внешний рын-ки на ближнюю (8–10 лет) и среднюю перспективы (до 15 лет), но хорошо и на средне-дальнюю перспективу (до 20 лет). Самодостаточность МСБ заключается не только в необходимости существования ресурсных ре-зервов для ее развития (роста добычи) в средней перспективе, но и для увеличения запасов в ходе поисково-разведочных работ (ПРР) в дальней перспективе (25–30 лет).

2. Принцип непрерывности развития. Процесс проведения ПРР с целью прироста новых разведанных запасов газа и жидких УВ должен быть непрерывным, по крайней мере, в пределах крупных геологических объектов (провинций, областей, районов газонефтенакопления) и для крупных компаний-операторов.

3. Принцип соответствия величины и структуры планируемых приростов новых запасов нефти и газа в ходе ПРР реальным оцененным величинам имеющихся в природе перспективных и прогнозных ресурсов УВ: чего нет в недрах – того не прирастить (учет реальных ресурсно-геологических возможностей для развития МСБ с учетом рисков).

4. Принцип оптимизации развития МСБ по срокам и объемам под-готовки разведанных запасов для обеспечения новых центров газодобы-чи и поддержания эксплуатационной жизни действующих. Новые про-мышленные (разведанные) запасы УВ должны подготавливаться в ходе ПРР заблаговременно, оптимально за 5–15 лет до их ввода в освоение и разработку (в европейских районах – за 2–5 лет).

27

5. Принцип «концентрации усилий» (финансовых, буровых и др.) на наиболее перспективных, выигрышных направлениях развития МСБ и наиболее перспективных объектах поисков и разведки месторождений и залежей УВ, отдача от которых будет максимальной (достаточно высо-кой).

6. Принцип минимизации рисков, прежде всего геологических и тех-нологических (в идеале – их полное устранение). Научное обоснование ПРР, ранжирование и выбор перспективных объектов должны быть тако-вы, чтобы исключить работы на малоперспективных, высокорискованных геологических объектах.

7. Принцип выборочности разведки. Объемы разведочных работ должны быть дифференцированы по вероятной крупности открытых (вновь открываемых) месторождений и залежей УВ: быстрая и масштаб-ная (по объемам бурения) доразведка средних и особенно малых по предполагаемым запасам объектов и прирост запасов кат. В+С1 за счет кат. С2 нецелесообразны, по крайней мере, в районах Арктики (суша) и Восточной Сибири.

8. Принцип соответствия перспектив дальнейшего развития МСБ уровню геологической (структурно-буровой) и ресурсной изученности недр конкретных объектов (бассейнов, областей, комплексов пород): чем выше изученность, тем ниже перспективы новых крупных открытий и при-ростов.

Универсальность этих принципов очевидна. Их соблюдение при планировании и проведении ПРР – залог успехов в дальнейшем развитии МСБ крупных добывающих компаний, включая ПАО «Газпром».

28

Влияние блоковой тектоники на формирование залежей УВ в меловых отложениях Тамбейского месторождения

А.В. Ершов, О.М. Горский, И.В. Качинскас, А.В. Романов (ООО «Газпром геологоразведка»)

В результате рассмотрения работ по оперативному подсчету запа-

сов углеводородов (УВ) Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Та-сийского месторождений в 2017 г. ФБУ «ГКЗ» было рекомендовано их объединить в единое Тамбейское месторождение.

Детальное изучение строения продуктивных апт-неокомских отло-жений Тамбейского месторождения, особенности распределения газа, нефти и воды по площади и разрезу, различия в положении межфлюид-ных контактов по контуру залежей, отсутствие гидродинамической связи между скважинами, резкая смена литолого-фациальных условий позво-лили утверждать, что в пределах месторождения имеются комплексы дизъюнктивных тектонических нарушений, разбивающих резервуары УВ на ряд гидродинамически разобщенных блоков.

По результатам обработки и интерпретации сейсморазведочных работ МОГТ 3D на месторождении не выявлено высокоамплитудных раз-рывных дислокаций, способных экранировать залежи УВ, а экранирова-ние залежей связано преимущественно с малоамплитудными тектониче-скими нарушениями. При этом положение дизъюнктивов незначительной амплитуды на обычных вертикальных разрезах в сейсмическом поле опо-знать весьма затруднительно. Наиболее доступный способ выделения предполагаемых разломно-трещинных нарушений – по седиментацион-ным срезам и картам атрибутов сейсмической записи. При этом призна-ками нарушений являются линеаменты на этих картах.

По итогам работ в интервале апт-неокомских отложений на каждом из трех участков Тамбейского месторождения закартировано несколько десятков возможных тектонических нарушений. Одни из них проявляются в ограниченных интервалах, другие прослеживаются на большую глуби-ну. В результате для каждого из участков в интервале нижнемеловых от-ложений принята своя генерализованная схема дизъюнктивных тектони-ческих нарушений, использованная при подсчете запасов УВ.

29

Доюрские отложения Западно-Сибирской НГП: проблемы и перспективы

А.В. Ахияров (ЗАО «Спецгеоэкология»), В.С. Вашечкина (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Перспективы нефтегазоносности доюрских (PZ+T) образований

фундамента Западно-Сибирской плиты предполагались уже на первом этапе изучения этого региона (Н.А. Кудрявцев, А.А. Трофимук и др.). В дальнейшем, когда по результатам геологоразведочных работ стало ясно, что основной по запасам углеводородов (УВ) этаж нефтегазоносно-сти в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) – мезозойско-кайнозойский, интерес к доюрским стратиграфическим ком-плексам заметно снизился.

В настоящее время установлено, что доюрские комплексы Западно-Сибирской НГП не только перспективны, но и нефтегазоносны. В них, по одним данным, открыто от 60 до 135 месторождений и залежей УВ (А.М. Задоенко, И.С. Муртаев и др., 2004); по другим (В.М. Мегеря, В.Г. Савин и др., 2003) – из вышеназванных стратонов промышленные и непромышленные притоки нефти получены более чем на 70 разведочных площадях. При этом месторождения УВ связываются в основном с зона-ми вторичного преобразования пород. Спектр пород весьма широкий – гранулиты, базиты, ультрабазиты, метаморфические сланцы, граниты (PZ) и песчаники-красноцветы (T). Но преобладающими являются кавер-нозно-трещиноватые известняки, глинистые известняки и доломиты.

Выполненный ретроспективный анализ фактических материалов и результатов теоретических исследований специалистов в области нефте-газовой геологии доюрских формирований позволяет сделать следующие выводы.

1. В палеозойских породах Западно-Сибирской НГП большинство резервуаров УВ приурочено к эрозионно-тектоническим выступам, обра-зовавшимся при блоковых движениях в пределах синклинорных зон. Вы-деляются четыре типа (Е.В. Белова, С.В. Рыжкова, 2000) эрозионно-тектонических выступов, сложенных интрузивными, вулканогенными и вулканогенно-осадочными, карбонатными и терригенными породами. Все выявленные резервуары относятся к классу локальных. Залежи рассмат-риваемых резервуаров имеют сложное сочетание литологических, текто-нических и капиллярных экранов. Наиболее перспективными на УВ явля-ются палеорифы.

2. Возраст продуктивных палеозойских отложений, слагающих эро-зионно-тектонические выступы, варьирует от раннего девона до среднего карбона включительно, четкой стратиграфической приуроченности от-крытых в них залежей не наблюдается.

30

Прогноз подсчетных параметров, определяемых составом и свойствами пластового газа, на примере Тамбейского

месторождения

А.В. Ершов, Н.М. Залётова, О.М. Биктимирова, А.В. Цаплин (ООО «Газпром геологоразведка»)

В работе рассмотрены отложения танопчинской (аптский ярус), ма-

лышевской (батский ярус) и вымской (байосский ярус) свит Тамбейского месторождения, включающего Северо-Тамбейский, Тасийский и Западно-Тамбейский лицензонные участки.

При постановке на государственный баланс запасов конденсата в оперативном порядке в конце 1980-х – начале 1990-х гг. для большей ча-сти объектов месторождений Тамбейской группы потенциальное содер-жание конденсата было принято равным выходу стабильного конденсата при промысловых газоконденсатных исследованиях (ПГКИ), зачастую не-кондиционных. Для ряда газоконденсатных залежей потенциальное со-держание конденсата при ПГКИ не было установлено, запасы конденсата не оценены и поэтому не числятся на государственном балансе. В ре-зультате в соседних пластах приняты кратно отличающиеся значения по-тенциального содержания конденсата, а взаимосвязь между ПС5+в и глу-бинами залежей практически полностью отсутствует. Однако по резуль-татам анализа кондиционных лабораторных и промысловых газоконден-сатных исследований отмечается тесная взаимосвязь: с увеличением глубины залегания залежей растет содержание конденсата в пластовом газе.

Имеющейся на данный момент промысловой информации недоста-точно для обоснования подсчетных параметров, поэтому необходимо ис-пользовать аналитические и статистические подходы.

Прогноз подсчетных параметров, основанный на взаимосвязи их с физико-химическими свойствами газа, конденсата и глубиной залегания залежей, позволил повысить достоверность оценки запасов сухого газа и конденсата. Несмотря на то что оценка этих параметров ориентировоч-ная, она позволит более обоснованно планировать разработку Тамбей-ского месторождения.

Проектные разведочные скважины не позволят установить газокон-денсатную характеристику для всех залежей. Задача уточнения потенци-ального содержания конденсата и других подсчетных параметров ляжет на эксплуатационные скважины.

31

Структура мирового ресурсно-добычного потенциала газа

Ю.Б. Силантьев, Т.О. Халошина (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Мировой энергетический рынок характеризуется следующими осо-

бенностями: – обособлением регионов основных производителей первичных

энергетических ресурсов (ПЭР) от регионов (стран) их потребления; – изменением структуры потребления ПЭР с непрерывным увели-

чением в ней доли углеводородного сырья и возобновляемых (инноваци-онных) источников энергии (ВИЭ);

– развитием инновационных технологий добычи энергетического сырья (и транспортировки).

Значительные преобразования мирового рынка связаны с форми-рованием в последние пятьдесят лет мощного ресурсно-добычного по-тенциала газа (РДП) в результате деятельности кластеров нефтегазовых компаний.

Вступление мировой энергетики в эпоху «большого газа» связано с развитием трансконтинентальных и межконтинентальных газотранспорт-ных систем. В последующем они были дополнены СПГ-системами, спо-собствовавшими освоению удаленных от потребителей ресурсов газа.

В настоящее время объемы межрегиональной торговли газа пре-вышают 1 трлн м3 газа, из которых до 30 % приходится на СПГ.

Неравномерность размещения запасов газа и региональные осо-бенности их освоения обусловливают гетерохронную динамику форми-рования ресурсов РДП мира: объемов добычи, прироста запасов (в том числе обеспеченность) и структуру современного рынка газа. В послед-ние годы на развитие РДП влияют «инновационные» возможности разви-тых (ЕС, США и др.) регионов потребления газа (нетрадиционные ресур-сы, ВИЭ, «зеленая» энергетика и т.д.). Это обусловливает неоднород-ность и неустойчивость динамики развития ресурсно-инновационных ре-гионов при реализации программ выделенных кластеров компаний.

32

Поиски, разведка и промышленное освоение месторождений углеводородов в регионах Восточной Сибири

и Дальнего Востока России

Е.Е. Поляков, В.Е. Крючков, В.А. Скоробогатов, В.В. Стрекозин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Важнейшими этапами развития минерально-сырьевой базы газо-

и нефтедобычи являются прогнозирование, поиски, разведка и освоение месторождений углеводородов (УВ). На суше России наименее изучен-ной остается Восточно-Сибирская газонефтеносная мегапровинция (ВСМП), приуроченная к древней Сибирской платформе (СП). Наиболее полно исследована южная часть СП, где выполнен большой объем гео-логоразведочных работ (ГРР). В северных районах СП объем ГРР огра-ничен. На 01.01.2016 г. открыто 88 месторождений УВ. В пределах СП прирост запасов УВ кат. В+С1 в последние годы получен в основном на открытых до 1990 г. крупнейших и гигантских месторождениях (Чаяндин-ском, Ковыктинском, Куюмбинском, Юрубчено-Тохомском и др.). Более 60 % месторождений к настоящему времени в пределах СП существенно недоразведаны (очень высока доля запасов кат. С2).

ВСМП характеризуется широким диапазоном продуктивности (верхний рифей – юра). Основные запасы и ресурсы УВ связаны с терри-генным комплексом нижнего венда. Характерно очень сложное блоковое строение месторождений, наличие тектонических и литологических экра-нов, сильная литологическая изменчивость продуктивных горизонтов по площади и разрезу.

ВСМП представляет собой в значительной степени разрушенную УВ-систему с остаточной газонефтеносностью в недрах, вследствие чего наблюдается малое число гигантских (более 300 млн т у.т.) месторожде-ний – всего шесть в изученной части СП. Фонд крупных неразбуренных структур на юге СП исчерпан. Таким образом, необходимо увеличить объемы региональных работ в северной половине ВСМП, хотя геологи-ческие риски поисков в Северо- и Южно-Тунгусских областях весьма ве-лики.

Для расширения ресурсной базы газопровода «Сила Сибири» це-лесообразно приобретение предприятиями ПАО «Газпром» месторожде-ний УВ и поисковых лицензионных участков, расположенных в зоне газо-провода. Промышленное освоение газосодержащих месторождений на юге ВСМП будет сталкиваться с рядом трудностей, обусловленных слож-ным строением природных газонефтенасыщенных резервуаров и соста-вом пластовых флюидальных систем конкретных залежей УВ.

33

Запасы и ресурсы свободного газа альб-сеноманского уникального продуктивного комплекса Западной Сибири

Е.Д. Ковалёва, А.А. Пензин, В.А. Скоробогатов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В 2017 г. исполняется 55 лет с момента открытия первого газосо-

держащего месторождения на севере Западно-Сибирской нефтегазонос-ной мегапровинции (ЗСМП) – Тазовского – с крупнейшей по запасам нефтегазовой залежью в кровельной части альб-сеноманского преиму-щественно газоносного комплекса. Всего открыто 89 месторождений с запасами свободного газа (СГ) в горизонтах сеномана (ПК1–ПК10) и аль-ба в Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР), в Ямальской и Гыданской областях (суша), в том числе четыре – в Обской губе и два – на открытом шельфе Карского моря. Уникальные и гигантские залежи СГ открыты преимущественно в НПТР и в Нурминском районе Ямала: Уренгойское (начальные разведанные запасы газа сеноманской залежи – 7,5 трлн м3), Ямбургское (5,8 трлн м3), Заполярное (2,8 трлн м3) месторождения и др. Всего залежи с начальными запасами СГ более 300 млрд м3 в кровле се-номана обнаружены на 15 месторождениях. Крупность сеноманских за-лежей газа резко снижается на севере Ямала, Гыдане и в Южно-Карской области (ЮКО).

За все годы проведения поисково-разведочных работ (ПРР) начальные разведанные запасы СГ в залежах альб-сеноманского ком-плекса превысили 30,4 трлн м3, из них накопленная добыча составила 15,4 трлн м3. После 1990 г. новые открытия и прирост запасов газа за счет ПРР на суше мегапровинции практически прекратились. Это свиде-тельствует о почти полном исчерпании неоткрытых ресурсов СГ в мате-риковых областях. По состоянию материалов на 01.01.1984, 1988 и 1993 гг. начальные потенциальные ресурсы (НПР) СГ альб-сеноманского комплекса оценивались по суше в диапазоне 34–38 трлн м3, в дальней-шем официальные оценки резко и необоснованно были увеличены до 44–48 трлн м3 (суша + ЮКО).

Реальные подтверждаемые в ходе ПРР величины НПР газа состав-ляют по суше 31,0–32,0 трлн м3; в Обской и Тазовской губах – 2,0–2,5 трлн м3, в недрах открытого шельфа – 5,0–5,5 трлн м3, в сумме 38,0–40,0 трлн м3. Запасы и ресурсы СГ в центральных и южных областях не-значительны (менее 0,3 трлн м3). Общий газовый потенциал комплекса в ЗСМП оценивается авторами в 39 трлн м3 (точечная оценка).

34

Потенциал нижнеберезовской подсвиты Ямбургского и Вынгапуровского месторождений

А.В. Щекатуров, Я.В. Бельтиков (ООО «Газпром геологоразведка»)

Падение добычи газа из сеноманских залежей Вынгапуровского и

Ямбургского месторождений, развитая инфраструктура месторождений и потребность восполнения минерально-сырьевой базы ПАО «Газпром» определяют необходимость выполнения дополнительных геологоразве-дочных работ (ГРР) на новые горизонты. Одним из таких объектов могут быть отложения нижнеберезовской подсвиты (пласты группы НБ), зале-гающие на относительно небольшой глубине – от 900 до 1150 м. Пер-спективные отложения нижнеберезовской подсвиты и интервалы с наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами – пласты НБ1 (ОГ С3) и НБ4 (ОГ С4) – имеют неоднородный минералогический со-став. Они сложены опоковидными глинами с прослоями песчаников и алевролитов, что определяет трудноизвлекаемый характер запасов газа. На уровнях ОГ С3 и ОГ С4 по сейсморазведочным работам МОГТ 3D кар-тируются аномалии «яркое пятно». Размер этих аномалий практически сопоставим с площадью контура пласта ПК1, а на примере Медвежьего месторождения даже превышает его. Основываясь на опыте строитель-ства и расконсервации скважин на Медвежьем месторождении (ЯНАО, Надымский район) в вертикальных стволах из отложений нижне-березовской подсвиты, после интенсификации притока методом гидро-разрыва пласта (ГРП), были получены непромышленные притоки газа. После проведения многостадийного ГРП в горизонтальных участках скважин дебиты достигли промышленных уровней. В соответствии с про-ектами ГРР предлагается пробурить по две поисково-оценочные скважи-ны в контурах аномалии «яркое пятно» нижнеберезовской подсвиты Ям-бургского и Вынгапуровского месторождений, а также подготовить к рас-консервации не менее пяти скважин на Вынгапуровском месторождении. Конструкции и задачи проектных скважин составляются особым образом для апробации технико-технологических решений, необходимых для дальнейшей разработки. Планируются строительство пилотного верти-кального ствола, а также зарезка бокового горизонтального ствола.

35

Перспективы наращивания сырьевой базы Оренбургского газового комплекса

А.Г. Ефимов (ООО «Газпром добыча Оренбург»)

Залогом успешного функционирования газодобывающего предпри-

ятия ООО «Газпром добыча Оренбург» является надежная (доказанная) и достаточная сырьевая база УВ-сырья и соответствующие техника и технологии их добычи.

Текущие запасы интенсивно разрабатываемого Оренбургского НГКМ (ОНГКМ) составляют по газу ~ 640 млрд м3; по жидким УВ (конд.+ нефть) – 310 млн т.

Несмотря на существенные остаточные запасы, структура их еже-годно ухудшается в связи с обводнением, снижением пластового давле-ния, перераспределением в коллектора с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и др.

В настоящее время Общество проходит сложный этап своего функ-ционирования. В первую очередь это связано с существенным истощени-ем сырьевой базы по газу, которая базируется на ОНГКМ.

В условиях вывода из состава ООО «Газпром добыча Оренбург» значительных производственных мощностей и основных фондов роль собственной сырьевой базы, ее наращивание и перспективные уровни добычи УВ-сырья приобретают первостепенное значение для обеспече-ния положительного тренда в развитии предприятия как газодобывающе-го Общества.

Осуществляемые в Обществе мероприятия по реализации утвер-жденных проектных решений, связанных с вводом добычных мощностей (скважины, ДКС), реконструкцией действующих объектов, а также интен-сификацией, направлены на поддержание предписывающих действую-щим Проектом разработки закономерно уменьшающихся уровней добычи газа. И говорить о том, что через несколько лет увеличение добычи тра-диционного газа по ОНГКМ реально, не приходится.

Возможно, даже при имеющемся существенном отставании в вводе мощностей ДКС Общество, как и в период 2004–2010 гг., сможет удер-жать планку по добыче, но уже на уровне в 10 млрд м3 где-то до 2022 г., а при реализации определенных технико-технологических решений эту да-ту возможно отодвинуть и до 2025–2027 гг. Эти цифры базируются только на экспертных оценках ООО «Газпром добыча Оренбург» и ООО «ВолгоУралНИПИгаз» и требуют детальной технологической про-работки и расчетов в новом проектном документе на разработку.

Перспективы самостоятельного полномасштабного освоения нефтяных объектов ОНГКМ достаточно неопределенны в связи с отказом ПАО «Газпром» от финансирования нефтяных объектов в пользу ПАО «Газпром нефть» в соответствии со стратегией в области нефтяного бизнеса. Говорить о том, какая схема взаимодействия между участника-ми этого процесса будет выстроена после завершения выполнения в

36

2019 г. «Программы опытно-промышленных работ …», наверное, преж-девременно.

Поддержание и увеличение уровней добычи УВ-сырья – первосте-пенная задача, стоящая перед ООО «Газпром добыча Оренбург».

Во-первых, решение этой задачи видится в открытии и освоении месторождений на новых лицензионных участках, но не ранее 2022–2025 гг. В конце 2016 г. Общество получило лицензию на право пользования новым участком недр (Ирекским) с суммарными ресурсами традиционных УВ по категории Dл (геол./извл.): газ – 573,4/487,4 млрд м3; конденсат – 42,2/21,1 млн т. Кроме того, в пределах участка прогнозиру-ется открытие запасов флишоидного газа (аналог сланцевого газа), ре-сурсы которого, по оценкам ООО «ВолгоУралНИПИгаз», составляют 17 трлн м3.

Во-вторых, необходимо наращивание сырьевой базы и интенсифи-кации добычи по ОНГКМ за счет разработки и внедрения новых прорыв-ных технологий добычи УВ-сырья, в том числе нетрадиционного. В этих условиях Обществу необходимо сконцентрировать максимум усилий на развитии научно-технического потенциала предприятия. С этой целью следует активизировать работу по повышению технологической воору-женности Общества для обеспечения стабильной и рентабельной добы-чи традиционного УВ-сырья ОНГКМ и для вовлечения в разработку труд-ноизвлекаемых запасов УВ-сырья, потенциал по которым огромен:

– остаточные (на момент завершения разработки) запасы газа оцениваются в 300 млрд м3, что сопоставимо с запасами уникальных ме-сторождений;

– ретроградный конденсат – ~ 60 млн т; – остаточная нефть газоконденсатных залежей – ~ 2,6 млрд т; – сорбированное высокомолекулярное сырье (ВМС), связанный

газ – ~ 360 млрд м3; – нефтяная оторочка центральной части ОНГКМ (запасы списаны

в 1992 г. как не имеющие промышленной ценности) – ~ 182 млн т. Первые шаги в этом направлении уже делаются. Успешно испытана

технология механизированной добычи газа и ретроградного конденсата с пластовой водой при помощи установки электрического центробежного насоса.

Львиная доля ресурсного потенциала ОНГКМ связана с ВМС (2,6 млрд т), но в то же время это самые сложные углеводороды в части организации их добычи. В свою очередь, ВМС сорбировало порядка 360 млрд м3 свободного газа. Актуальной проблемой является разработка технологии извлечения ВМС и связанного с ним газа. На первом этапе предлагается апробация использования в качестве рабочего агента для выноса ВМС углекислоты в критическом состоянии. При этом будет ути-лизироваться (сохраняться) углекислый газ, получаемый в результате переработки УВ-сырья на газоперерабатывающем заводе. Таким обра-зом, ПАО «Газпром» снизит экологическую нагрузку на окружающую сре-ду и может организовать выпуск нового востребованного товарного про-дукта – сжиженного СО2.

37

Кроме того, применение СО2 для добычи ВМС параллельно позво-лит существенно повысить технико-экономические показатели реализа-ции данного проекта как для ООО «Газпром добыча Оренбург», так и для ПАО «Газпром» в целом, за счет:

– существенного повышения КИГ традиционного газа, «поршнево-го» замещения пластового газа углекислотой;

– замедления темпов обводнения газовых скважин и продления сроков их безводной эксплуатации;

– увеличения добычи связанного с ВМС газа; – снижения налоговой нагрузки путем перевода запасов ВМС в

категорию ТРИЗы; – выработки из ВМС ценных редких и редкоземельных металлов; – усовершенствования разработки нефтяных оторочек ОНГКМ,

применяя СО2 для ППД. Привлечение к решению данной задачи ООО «Газпром добыча

Оренбург» и ООО «Газпром переработка» позволит получить огромный синергетический эффект от реализации данного проекта для каждого участника. Данная работа требует решения многих задач, в том числе и защиты от коррозии, но перспективы использования углекислоты для со-вершенствования разработки очевидны и подтверждаются имеющимся многочисленным мировым опытом.

Одновременно с ВМС из продуктивных отложений будет выносить-ся ретроградный конденсат, выпавший в прискважинных зонах. Это поз-волит значительно повысить рентабельность добычи ВМС.

Комплексный подход восполнения сырьевой базы ООО «Газпром добыча Оренбург», реализация новых прорывных технологических реше-ний по разработке ОНГКМ с присвоением ООО «Газпром добыча Орен-бург» статуса полигона ПАО «Газпром» по апробации и внедрению новых технологий позволят Обществу оставаться на длительную перспективу ключевым предприятием по добыче углеводородного сырья в Европей-ской части РФ. Кроме того опыт, наработанный в Оренбурге, безусловно будет применен и на других месторождениях ПАО «Газпром».

38

Характерные особенности конденсатов Лено-Тунгусской НГП (на примере Чаяндинского, Ковыктинского и Тас-Юряхского

месторождений)

Н.М. Парфёнова, Е.Б. Григорьев, И.М. Шафиев, Л.С. Косякова, В.А. Логинов, Р.Ю. Наренков, А.А. Томиленко

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Перспективы создания крупных центров добычи газа в Восточной

Сибири в значительной степени связаны с Непско-Ботуобинской и Анга-ро-Ленской нефтегазоносными областями (НГО), расположенными в Ле-но-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) Сибирской платформы. Это Якутский и Иркутский центры газодобычи с Чаяндинским НГКМ и Ко-выктинским ГКМ в качестве базовых, соответственно. Разработка и осво-ение этих уникальных по запасам углеводородного сырья месторождений входит в один из крупных проектов ПАО «Газпром» – Восточную газовую программу. В связи с предстоящим в ближайшие годы вводом в эксплуа-тацию этих месторождений комплексное исследование физико-химических характеристик конденсатов и разработка направлений рацио-нального использования является особенно актуальным.

Объектами изучения являлись конденсаты Чаяндинского, Ковык-тинского и Тас-Юряхского месторождений, отобранные в 2009–2017 гг. В процессе исследований был проведен обзор свойств конденсатов ме-сторождений Лено-Тунгусской НГП, обсуждены условия формирования, выявлены сходства и различия, а также причины, их обусловливающие.

Изучены физико-химические характеристики конденсатов Чаяндин-ского, Ковыктинского и Тас-Юряхского месторождений, определен ряд геохимических показателей, на основании чего отмечены характерные особенности конденсатов. Показано, что конденсаты Чаяндинского и Тас-Юряхского НГКМ, расположенные в Непско-Ботуобинской НГО, отлича-ются по свойствам от конденсатов Ковыктинского ГКМ, расположенного в Ангаро-Ленской НГО.

На основании полученных результатов определены особенности углеводородного сырья Чаяндинского, Тас-Юряхского НГКМ, Ковыктин-ского ГКМ и рекомендованы рациональные пути его использования.

39

Галогенные флюидоупоры Ковыктинского кластера газодобычи Иркутской области

С.Б. Коротков, А.А. Чудина, Е.В. Семёнова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Актуальность исследований галогенных формаций Иркутской обла-

сти обусловлена наличием осложнений и аварий при бурении скважин, связанных с рапопроявлениями, а также необходимостью оценки надеж-ности флюидоупоров для строительства долгосрочных подземных хра-нилищ гелиевого концентрата, добываемого при освоении гелийсодер-жащих залежей природного газа. Галогенные отложения в данном реги-оне приурочены к венд-кембрийским формациям, с которыми также свя-заны почти все открытые нефтегазовые залежи.

С целью уточнения геологического строения соленосного пласта верхнебельской свиты и доломитовых пропластков, предположительно ассоциирующихся с зонами возникновения осложнений при бурении на Ковыктинском газоконденсатном месторождении (ГКМ) Иркутской обла-сти, авторы посетили шахту Тыретского солерудника, находящуюся в пя-том соляном пласте верхнебельской свиты нижнего кембрия. В ходе ис-следований в теле шахты отбирались образцы пород и флюидов, в том числе в зонах неоднородностей. В районе пос. Тыреть и Ковыктинского ГКМ наблюдается схожее геологическое строение соленосных пачек: плоско-параллельное переслаивание чистых соляных пластов (содержа-ние NaCl – от 90 до 99 %) и доломитовых пропластков. Однако глубина залегания соленосного пласта верхнебельской свиты в пределах Ковык-тинского ГКМ составляет порядка 1600 м, что накладывает ряд ограниче-ний на его прямое сопоставление с разрезом в районе пос. Тыреть, прежде всего ограничения геомеханического характера.

В докладе приводятся результаты исследований авторов, которые показали несостоятельность ряда представлений о соляных толщах как флюидоупорах и выявили ряд новых особенностей их строения.

40

Роль флюидодинамических процессов в образовании и размещении залежей углеводородов на севере

Западной Сибири

Ю.А. Загоровский (ООО «Газпром геологоразведка»)

Важнейшим флюидодинамическим процессом является миграция

углеводородов (УВ). Различные признаки миграции УВ характерны для северной газоносной части Западной Сибири (ЗС), где ПАО «Газпром» добывается большая часть продукции. Есть здесь и сейсморазведочные признаки миграции УВ, известные с 1980-х гг. (Л.Ш. Гиршгорн и др.) как инверсионные кольцевые структуры (ИКС), аномальные кольцевые зоны (АКЗ). Недавно пробуренные скважины доказали, что АКЗ – работающие газовулканические аппараты центрального типа.

Феномен АКЗ подчеркивает, что аномально высокое пластовое давление (АВПД) – следствие постоянной подпитки залежей потоками глубинных газов, не успевающих «рассосаться» в низкопроницаемых от-ложениях мела и юры. АВПД характерно для северной, наиболее погру-женной, газоносной части ЗС (коэффициент аномальности более 2, дав-ление 800–920 атм.), к периферии ЗС давления становятся гидростати-ческими.

Известны различия в тектоническом строении газо- и нефтеносных частей ЗС (М.Я. Рудкевич и др., 1969). Нефтяные месторождения-гиганты – это изометричные структуры небольшой амплитуды, газовые – высокоамплитудные линейные складки неоген-четвертичного заложения. При образовании таких складок происходило внедрение в осадочный че-хол газа и формирование в его глубоких горизонтах АВПД.

Следствие этой модели – повсеместная газоносность отложений с АВПД, отсутствие в них крупных водоносных зон. Примеров объединения месторождений с обширными залежами УВ с АВПД в ачимовских и юр-ских отложениях много. Это и Уренгойская группа месторождений, и от-крытое в 2015 г. в Нерутинской впадине Падинское месторождение, объ-единяющее залежи Песцового и Восточно-Медвежьего месторождений. В 2016 г. были получены притоки газоконденсата из отложений ачимов-ской толщи и средней юры на Западно-, Северо-Тамбейском и Тасийском месторождениях, по среднеюрским отложениям они объединились. Ста-тистика испытаний пластов с АВПД в ЗС говорит об отсутствии связи ха-рактера притока с глубиной. Это позволяет оптимистично оценивать пер-спективы прироста запасов УВ за счет отложений ачимовской толщи и средней юры с АВПД в депрессионных зонах северных и арктических районов ЗС.

41

Изученность и углеводородный потенциал месторождений Камчатского края. Проблемы и перспективы увеличения

ресурсной базы

С.Ф. Игнатьев, Г.Р. Хуснуллина (ООО «Газпром геологоразведка»)

В последнее время основными регионами проведения геологораз-

ведочных работ для ПАО «Газпром» являются Восточная Сибирь и Дальний Восток. Перспективы поиска новых месторождений, залежей уг-леводородов (УВ) и энергетических ресурсов связывают с месторожде-ниями Камчатского края, где Группа Газпром проводит работы с целью газификации данного региона.

Топливно-энергетический потенциал Камчатского края связан с ре-сурсами природного газа, нефти и газоконденсата. Выявлены сотни пер-спективных объектов, открыто четыре газоконденсатных месторождения. Изученность Камчатки и ее акваторий геологоразведочными работами (ГРР) неравномерна и более низкая по сравнению с другими нефтегазо-носными регионами России (бурение сосредоточено лишь в западной ча-сти, большинство локальных структур не опоисковано).

На исследуемой территории ПАО «Газпром» проводит работы на четырех лицензионных участках. В настоящее время выполнены сейсмо-разведочные работы МОГТ 2D (8048 пог. км), МОГТ 3D (1700 км2, 352,4 км2), бурение скважин (1 Первоочередной и 4П Кшукской), по ре-зультатам которых наблюдается снижение запасов и ресурсов УВ. В про-цессе изучения и освоения территории выявлен ряд серьезных проблем, связанных со сложным геологическим строением (отрицательными ре-зультатами бурения и испытания скважин), падающей добычей газа на 37 % ниже необходимого объема (для целей газификации населения).

Для определения вектора проведения дальнейших ГРР разработа-на программа исследований с целью поиска, разведки и освоения угле-водородного потенциала Камчатского края, разработаны проекты дораз-ведки в пределах Северо-Колпаковского и Колпаковского лицензионных участков. В период с 2017 по 2019 гг. планируется начать проведение ГРР на Ноябрьском-1, Ноябрьском-2 (Северный) и Ноябрьском-2 (Юж-ный) лицензионных участках.

Для стабильного и устойчивого энергообеспечения населения необходимо дальнейшее проведение ГРР и научно-исследовательских работ по изучению потенциальных ресурсов.

42

Эконометрический анализ эффективности добычи природного газа «Газпромом» в 2014–2016 гг.

А.А. Афанасьев (Центральный экономико-математический институт РАН)

Автором проведено эконометрическое исследование производ-

ственной функции добычи природного газа ПАО «Газпром» месторожде-ний Тюменской области на основе статистических данных Росстата и Группы Газпром в периоды с 1993 по 2014, 2015, 2016 гг. Получены сле-дующие результаты.

1. Коэффициент нейтрального технического прогресса дочерних га-зодобывающих обществ ПАО «Газпром» в Тюменской области в 2014 г. вырос на 12 %, в 2015 г. – на 21 %, а в 2016 г. – на 25 % по сравнению с 2013 г., что указывает на ускорение инновационного развития Компании в сфере добычи газа.

2. В 1993–2014 гг., 1993–2015 гг. и 1993–2016 гг. значения эластич-ности добычи природного газа по труду близки к значениям средней доли заработной платы с начислениями в затратах на добычу газа ПАО «Газпром» за эти периоды. Это свидетельствует о том, что дочер-ние общества ПАО «Газпром» продолжают добывать природный газ с минимальными издержками при заданных Головной компанией объе-мах добычи.

В этой связи неслучайным является тот факт, что у старейшего в Тюменской области газодобывающего производственного объединения ООО «Газпром добыча Надым», эксплуатирующего с 2012 г. крупнейшее на п-ове Ямал Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение с разведанными и предварительно оцененными запасами газа 4,9 трлн м3, начиная с 2014 г. происходит непрерывное снижение удельной себесто-имости добычи газа. Так, по сравнению с 2013 г. в 2014 г. она снизилась на 2 %, в 2015 г. – на 9 %, а в 2016 г. – на 14 %.

Сделан вывод о том, что в условиях кризисных явлений в экономи-ке России и внешнеэкономических, внешнеполитических ограничений, усилившихся в 2014 г., «Газпром» в сфере добычи газа продолжает оста-ваться эффективной естественной монополией с растущим коэффициен-том нейтрального технического прогресса; снижающейся удельной себе-стоимостью добычи газа на новых месторождениях и минимальными производственными затратами, предельные и средние значения которых совпадают и не зависят от объемов добываемого газа.

43

СЕКЦИЯ «B» ПРОГНОЗ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА ГАЗОСОДЕРЖАЩИХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЗАЛЕЖЕЙ

Эффективность проведения геологоразведочных работ с целью создания Иркутского центра газодобычи

В.В. Огибенин, И.В. Горлов, А.С. Смирнов (ООО «Газпром геологоразведка»),

Е.Е. Поляков, Е.А. Пылев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), А.Г. Вахромеев, И.В. Буддо (Институт земной коры СО РАН)

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ), являющее-

ся базовым для создания Иркутского центра газодобычи, в силу сложно-сти геологического строения до сих пор является недоразведанным. Тре-буют уточнения и контуры Ковыктинской зоны нефтегазонакопления. Ос-новная залежь парфеновского горизонта оконтурена фрагментарно. Что касается других коллекторов карбонатно-галогенного и подсолевого ком-плексов, то их промышленная продуктивность практически не изучена.

Пространственно парфеновский горизонт формирует огромное (площадью более 7000 км2) тело, песчано-алевритовые отложения кото-рого фациально замещаются в юго-восточном и северо-западном направлениях на более глинистые разности.

Применение современных геофизических методов на КГКМ пред-определено значительными фациальными замещениями основного про-дуктивного горизонта как по латерали, так и по вертикали, а также обу-словлено сложным горно-геологическим рельефом, влиянием соленос-ных пород и неоднородностью кембрийского комплекса, перекрывающего вендские отложения.

По состоянию на 2017 г. вся площадь Ковыктинского ЛУ полностью покрыта широкоазимутальной сейсморазведкой МОВ ОГТ 3D (5050 кв. км), проведены электроразведочные работы 3D ЗСБ, пробурено 7 разведочных скважин, проведена геохимическая съемка, проводится геомеханическое моделирование, разрабатывается методика прогнози-рования аномально-высоких пластовых давлений и рапогазопроявлений.

Разработаны предложения по проведению новых видов ГРР на во-сточном и юго-восточном обрамлении КГКМ с целью выявления и оценки перспектив песчаных горизонтов, залегающих ниже парфеновского гори-зонта, в том числе и для оценки возможной УВ-продуктивности ри-фейских отложений. В рамках промышленной эксплуатации залежей рас-сматривается применение новых технико-технологических решений при строительстве разведочных скважин, включающих различные варианты проводки стволов скважин и способов их заканчивания.

44

Изотопно-геохимические исследования при поиске месторождений нефти и газа на суше и в акватории

Е.А. Краснова, А.В. Ступакова (МГУ имени М.В. Ломоносова)

Комплексные геолого-геохимические исследования на суше и в ак-

ваториях являются одним из важных направлений в реконструкции усло-вий формирования нефти и газа в геологической истории.

Одним из современных инструментов поисковой нефтегазовой гео-логии являются изотопно-геохимические исследования. Изотопные ис-следования углеводородных флюидов служат мощным инструментом для обоснования генетической типизации газа, реконструкции эволюции залежей углеводородов, оценки природы и степени зрелости сгенериро-вавшего его органического вещества, а также позволяют проследить пути миграции углеводородов и спрогнозировать масштабы газонакопления региона.

45

Геологические, геохимические и термодинамические аспекты формирования пластовой флюидальной системы

Астраханского ГКМ

А.Ю. Комаров, Л.В. Чашникова (ООО «Газпром добыча Астрахань»)

Исследования физико-химических и термодинамических характери-

стик газожидкостных систем различного типа позволили реконструиро-вать условия формирования и прогнозировать особенности фазовых превращений пластовой системы Астраханского ГКМ.

Были изучены процессы генерации, растворения, миграции и акку-муляции углеводородных и неуглеводородных компонентов пластовой смеси сероводородсодержащих месторождений Астраханского ГКМ с ис-пользованием палеотектонических, геохимических и термодинамических методов. В результате разработана геофизико-химическая модель, кото-рая базируется на следующих позициях.

Особенности геологического строения залежи, низкие фильтраци-онно-емкостные свойства продуктивных пород, высокое содержание кис-лых компонентов в пластовой смеси, высокие значения начальных пла-стовых давлений и температур вызвали необходимость использования специального оборудования и разработки новых методик проведения га-зоконденсатных исследований на скважинах Астраханского ГКМ. Основ-ной задачей таких исследований является определение конденсатогазо-вого фактора, составов и свойств газовой и жидкой фаз и расчет по этим данным состава пластового газа.

Достоверность оценки состава пластовой смеси, и особенно потен-циального содержания С5+, в значительной степени обусловлена кор-ректностью исследования ее фазового состояния, от которого зависит интерпретация результатов газоконденсатных исследований.

Результаты газоконденсатных исследований скважин Астраханско-го ГКМ, полученные в процессе разведки, указывают на существенные изменения состава и свойств пластовой смеси по площади. Эти измене-ния наиболее показательны для следующих компонентов: сероводорода, углекислого газа, метана и С5+, которые преобладают в пластовой смеси.

46

Расширение аналитических возможностей нейтронного каротажа для решения геолого-промысловых задач

в газовых скважинах

А.В. Калинкин, И.А. Зинченко, С.А. Кирсанов (ПАО «Газпром»), С.А. Егурцов, Ю.В. Иванов, А.И. Лысенков (ООО «ИНГТ») Рассмотрены геолого-геофизические предпосылки применения ин-

новационной технологии зондирования прискважинной зоны коллекторов комплексом многозондового нейтронного каротажа (МНК) в газовых сква-жинах.

Произведен анализ существующих методик использования нейтронных методов НГК и ННК на базе стационарных нейтронных ис-точников и показаны их недостатки по сравнению с методикой МНК-Кг, информативной в условиях обсаженных и многоколонных конструкций скважин независимо от флюида.

По результатам геолого-геофизической интерпретации МНК пока-зана возможность определения коэффициента газонасыщенности (Кг) и

объемной газонасыщенности (Wг = Кп Кг) порового пространства коллек-торов на различном удалении от стенки эксплуатационной колонны, что служит основой прогноза добычных возможностей скважины.

47

Технология комплексной оценки экономической эффективности различных сценариев проведения ГРР

на средне-долгосрочную перспективу

А.В. Шпильман (ООО «СибГеоПроект»)

Технология комплексной оценки экономической эффективности

проведения геологоразведочных работ (ГРР) предназначена для опера-тивной оценки целесообразности проведения поисково-разведочных ра-бот при существующих экономических условиях. Технология позволяет определить: наиболее перспективные направления ГРР и очередность освоения перспективных объектов; ориентировочные объемы ГРР для подготовки объекта к разработке, а также объемы финансовых средств, требуемых для их освоения.

Данная технология реализована в программном комплексе ГеоТЭП. Исходными данными для анализа являются основные параметры

из формы 6-ГР: площадь, мощность, запасы и ресурсы, глубина залега-ния по каждой категории в отдельности.

Также в расчетах используются статистические геологические и экономические параметры, характерные для данной территории; контуры категорий запасов и ресурсов, что позволяет учитывать при планирова-нии совмещение на плане объектов.

Программа поможет спланировать ГРР с учетом необходимых по-желаний и возможностей по переводу запасов в высшие категории, коли-честву и глубине пробуренных скважин. При наличии пространственной информации программа автоматически расставляет на карте скважины в тех местах, где предполагается наилучший результат при заданных условиях.

Финальным этапом анализа является определение экономической эффективности работ. При формировании показателей доходности про-екта (индекс доходности, срок окупаемости и объем потока наличности) учитываются данные о капитальных вложениях, эксплуатационных затра-тах и объемах выручки от продажи сырья.

48

Комплексное петрофизическое моделирование газонасыщенных коллекторов по данным каротажа LWD,

специальных методов ГИС и керновой информации на примере Лунского месторождения

А. Береснев, А. Хабаров, И. Иванцив («Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.»), С. Полушкин («Салым Петролеум Девелопмент»)

Лунское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на

северо-восточном шельфе о. Сахалин, где максимальная глубина моря составляет 50 м. Месторождение не относится к классу арктических, так как расположено намного южнее полярного круга. На месторождении не ведется ни разведка, ни добыча сланцевой нефти или газа. Продуктив-ный интервал представлен классическими терригенными коллекторами миоценового возраста, сформировавшимися в прибрежно-морских усло-виях осадконакопления. Общая толщина продуктивного интервала раз-реза достигает 500 м в центральной части месторождения. С учетом об-ширной области подстилающих водонасыщенных коллекторов общий ин-тервал петрофизического моделирования достигает величины в 1 км.

Имеющиеся каротажные данные подразделяются на две основные группы: каротаж на кабеле в старых разведочных скважинах и каротаж во время бурения (LWD) в современных эксплуатационных скважинах. Раз-личие в технологиях проведения каротажа привело к значительным отли-чиям показаний методов ГИС в интервалах газонасыщения, обусловлен-ным существенно отличающейся глубиной проникновения и плотностью фильтрата бурового раствора в разведочных и эксплуатационных сква-жинах.

Специфика сбора геолого-геофизических данных заключается так-же в том, что весь имеющийся керн был отобран в старых разведочных скважинах и преимущественно в интервале газонасыщенных коллекто-ров. Все специальные методы ГИС (ЯМК, ГДК и пр.), напротив, проведе-ны только в современных эксплуатационных скважинах. Все это форми-рует некий «информационный разрыв» между керновой информацией и данными LWD и специальными методами ГИС.

Представленная работа описывает специальный подход к ком-плексному анализу данных ЯМК и стандартного каротажа, благодаря ко-торому удалось перенести керновую информацию из разведочных сква-жин в эксплуатационные и настроить комплексную методику определения ФЕС для обоих типов скважин и всех зон флюидонасыщения (газ, нефть, вода).

49

Новая сейсмогеологическая модель Ленинградского газоконденсатного месторождения и прилегающих площадей

в Карском море

Ю.А. Загоровский (ООО «Газпром геологоразведка»), А.А. Никишин (ПАО «Газпром»)

Ленинградское газоконденсатное месторождение (ЛГКМ) является

самым крупным по величине запасов газа месторождением углеводоро-дов (УВ) в Карском море (1,05 трлн м3 по кат. С1+С2). По геологическому строению ЛГКМ близко к месторождениям п-ова Ямал – Бованенковскому и Харасавэйскому. Последний подсчет запасов УВ ЛГКМ был сделан в 1994 г. Он базировался на материалах бурения и испытания скважин 1 (1989–1990 гг.) и 2 (1990 г.). Были открыты залежи газа в отложениях се-номана и альба, газоконденсата в аптских отложениях. На подсчетных планах 1994 г. залежи УВ замкнуты в пределах Ленинградского антикли-нального поднятия, закартированного по данным сейсморазведки 2D 1991 г.

В 2014 г. на прилегающих к ЛГКМ площадях Карского моря были проведены новые высокократные сейсморазведочные работы 2D. По ре-зультатам этих работ была закартирована характерная аномалия типа «яркое пятно», предположительно связанная с краевой частью газовой залежи на соседнем с ЛГКМ Северо-Харасавэйском поднятии (СХП). При этом конфигурация аномалии и структурный план площади предполага-ли, что массивная сеноманская газовая залежь ЛГКМ продолжается на СХП. В 2015 г. были проведены сейсморазведочные работы 3D на ЛГКМ, в 2016 г. – на СХП. Выяснилось, что аномалия типа «яркое пятно» на уровне кровли сеномана, приуроченная к сводам соответствующих под-нятий, единая, однако, между поднятиями находится несколько разломов. Это может являться предпосылкой либо к открытию нового Северо-Харасавэйского месторождения, либо к значительному расширению кон-тура ЛГКМ. Закартировано еще несколько аномалий типа «яркое пятно».

В 2017 г. на ЛГКМ была пробурена скважина 3 и открыта новая за-лежь в толще отложений сеномана, получены притоки из отложений се-номана, альба и апта.

ЛГКМ сопутствуют аномалии сейсмической записи, связанные с вертикальной миграцией УВ. Это характерные «аномальные кольцевые зоны» в своде и на западном крыле Ленинградского антиклинального поднятия, это и интересный, круглый в плане объект между Ленинград-ским и Русановским поднятиями.

Новая сейсмогеологическая модель ЛГКМ позволит увеличить за-пасы УВ и получить фундаментальные научные данные о процессах га-зонакопления.

50

3D палео-геомеханическое моделирование для разведки и освоения нефтегазовых залежей

М.В. Пятахин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), Ю.М. Пятахина (ООО «Газприборавтоматика»)

Предлагается новый подход к геомеханическому моделированию

месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа (ПХГ). В раз-витой 3D палео-геомеханической модели деформации пластов место-рождений и ПХГ в течение геологического времени находятся с помощью палеоструктурных построений. Палеоструктуры впервые позволяют определить трехмерное напряженно-деформированное состояние поро-ды на границах геологических периодов, а также на современном этапе с учетом тектонических сил. Найденные напряжения в породе месторожде-ний и ПХГ, связанные с тектоническими силами, могут существенно пре-вышать напряжения в традиционных геомеханических моделях. Для определения сложного пространственного 3D расположения обла-стей трещиноватости породы и улучшенных фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов, образующихся в результате разрушения растяжением или сдвигом, использовались критерии разрушения. Потен-циальные возможности 3D палео-геомеханической модели показаны на примере Гдовского горизонта Невского ПХГ.

Полученные результаты могут быть использованы при размещении скважин, технологическом проектировании разработки месторождений и эксплуатации ПХГ, гидродинамическом моделировании, определении пу-тей миграции флюидов. При проектировании и проведении работ по гид-роразрыву пласта, бурении и заканчивании скважин и т.п. может быть ис-пользована доступная детализация найденной 3D картины главных напряжений. При разработке дизайна ГРП и проведении ГРП определя-ющим является полученное трехмерное распределение направлений ми-нимального главного напряжения в породе целевого объекта. Примене-ние разработанного нового подхода для вышележащих перекрывающих пластов позволит определить области трещиноватости породы и избе-жать катастрофических поглощений при бурении. По отношению к геоме-ханическому и ГРП программному обеспечению 3D палео-геомеханическая модель является импортозамещающей технологией.

51

Оценка перспективности терригенных отложений в разуплотненном разрезе Южно-Коншонского бассейна

Вьетнама на основе AVO-моделирования

Ю.Г. Алексахин, Е.Б. Алексахина, С.И. Гусев (Филиал «Газпром ЭП Интернешнл Сервисиз Б.В.»

в г. Санкт-Петербурге) В работе представлены результаты изучения терригенных отложе-

ний Южно-Коншонской впадины, расположенной в юго-восточной части Вьетнамского шельфа.

В пределах исследуемой территории пробурена одна скважина, вскрывшая разрез перспективных с точки зрения нефтегазоносности от-ложений. Интерпретация данных ГИС показала, что коллектора пред-ставлены песчаниками с пористостью от 35 до 26 %. На каротажных кри-вых отчетливо видна тенденция уплотнения пород с глубиной однотип-ных по литологии отложений.

Перспективность отложений изучалась посредством AVO-моделирования. Для изучения AVO-откликов от контактов различных сред были изучены жесткостные характеристики изучаемых сред, такие как скорости продольной и поперечной волн и плотность. Анализ данных показал наличие в изучаемом интервале разреза трех литологических типов пород: песчаники, глины и плотные сцементированные песчаники. Для каждого литотипа были рассчитаны трендовые кривые жесткостных параметров, необходимые для проведения AVO-моделирования. Также с использованием уравнения Гассмана были рассчитаны кривые скорости продольных волн, скорости поперечных волн и плотности для случая га-зонасыщенного песчаника.

В результате расчета синтетических сейсмограмм были получены соответствующие значения таких параметров, как коэффициент отраже-ния для нормального падения и градиент в пределах глубин залегания рассматриваемого объекта.

Местоположение модельных точек на графике Ro = f(grad) позволя-ет выделить на нем области, обусловленные наиболее перспективными с точки зрения насыщения породами. Применяя полученные модельные зависимости к реальным сейсмическим данным, можно в первом прибли-жении оценить перспективность разреза, т.е. насыщенность его углево-дородами.

На основании проделанной работы можно сделать вывод о высокой перспективности изучаемого объекта и рекомендовать его для более де-тального изучения посредством 3D сейсморазведки и бурения.

52

3D-моделирование плотного естественно-трещиноватого коллектора в Алжире

Ю.Г. Алексахин, Р.В. Фомин (Филиал «Газпром ЭП Интернешнл Сервисиз Б.В.»

в г. Санкт-Петербурге), А.Н. Грязнов (Baker Hughse)

Российская нефтегазовая компания совместно с международной

сервисной компанией провели исследование плотного естественно-трещиноватого коллектора в Алжире. Коллектор представлен плотными интенсивно трещиноватыми ордовикскими кварцитами, сформировавши-мися в мелководно-морской обстановке осадконакопления. Ограниченное количество исходных данных делает существенно неоднозначным ре-зультаты их изучения.

Цель работы – интеграция данных о трещинах пород, полученных разными методами (скважинный сканер, кабельный акустический каро-таж, 360° фотографии ориентированного и неориентированного керна), для построения репрезентативного набора статических 3D-моделей, опи-сывающих сеть естественных трещин (оптимистический, пессимистиче-ский и базовый сценарии), и последующее определение поля проницае-мости.

Интеграция данных о трещинах позволила осуществить объемное моделирование трещиноватости пород со значительно большей уверен-ностью. Процесс определения плотности трещин разделен на несколько этапов: от анализа скважинных сканеров (включая определение откры-тых, смешанных и закрытых типов трещин) и интерпретации трещин на основании акустического каротажа до создания и калибровки 3D-тренда распределения плотности трещин.

Комбинирование данных акустического каротажа, кернограмм и скважинного сканера позволило выполнить разделение стволов по клас-сам трещин. Классы трещин – зоны вероятности (от очень высокой до ну-левой) присутствия естественных трещин.

Зоны трещиноватости участвуют в формировании проницаемости коллектора, что подкрепляется анализом скважинных испытаний: эффек-тивная проницаемость пород значительно превышает первичную прони-цаемость (по керну), но находится в диапазоне проницаемости трещин, что было определено в рамках моделирования непрерывной сети трещин (CFN).

Для расчета проницаемости трещин были применены специальные уравнения, разработанные для плотных трещиноватых алжирских песча-ников.

53

Концептуальное проектирование разработки месторождений УВ на ранних стадиях регионального изучения недр

М.В. Букатов, С.А. Погребнюк (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

В настоящее время в нефтегазовой индустрии максимальную цен-

ность имеют проекты, вмещающие в себя полный цикл камеральных ра-бот, начиная с формирования геологической модели территории работ и заканчивая расчетами его экономической привлекательности.

Интегрированный концептуальный проект – это поэтапное изучение территории работ, оценивающее все геологические и экономические рис-ки, направленное на корректное принятие решения об инвестировании.

Подготовленное на ранних этапах геологическое представление о строении ловушки/залежи, качестве коллектора, начальных геологиче-ских запасах/ресурсах и база аналогов ложатся в основу вероятностной оценки профилей добычи. Аналогично вероятностной оценке запасов расчет профилей добычи также должен учитывать максимально возмож-ный, согласно региональной статистике, диапазон параметров. Недоучет возможных для изучаемых отложений темпов падений или обводненно-сти приведет к пере- или недооценке профилей добычи, которые являют-ся основой для построения концепта инфраструктуры. В результате су-щественно возрастают риски некорректного обустройства месторожде-ния, влекущие непредвиденные финансовые затраты. Так, недооценка объемов добычи будет сопровождаться слабой инфраструктурой, нехват-кой мощностей и невозможностью полномасштабной разработки, в связи с чем возможная максимальная прибыль будет в значительной степени дисконтирована. Переоценка в свою очередь приведет к недозагружен-ности инфраструктуры и невозвратным капитальным вложениям. Таким образом, принятие решения об инвестировании в реализацию проекта основывается на расчетах экономики, зависящих от объема добычи, сто-имости подземной и надземной инфраструктуры, которые в свою очередь базируются на величине и качестве запасов. В таком случае можно гово-рить о том, что основой «пирамиды» является геология. При этом ошиб-ка, допущенная на ранних стадиях интегрированного концептуального проекта, и недоучет возможных диапазонов неопределенностей наращи-ваются как снежный ком от этапа к этапу, чего можно избежать, если учесть все геологические особенности проекта, начиная с регионального уровня.

54

Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта на Южно-Русском месторождении

А.В. Митин (ООО «Везерфорд»), И.Р. Дубницкий (ОАО «Севернефтегазпром»), В.Г. Беляев («Винтерсхалл Руссланд ГмбХ»)

Метод гидравлического разрыва (ГРП) с целью стимулирования

пласта на нефтяных скважинах в России массово используется с 2012 г., когда широкое применение получил многостадийный ГРП в горизонталь-ных скважинах. В настоящее время данный метод активно применяется и в газовом секторе при разработке сложнопостроенных и низкопроницае-мых коллекторов. Одной из основных проблем при ГРП является слож-ность моделирования и контроля процесса ГРП из-за значительной уда-ленности от поверхности и труднодоступности зоны проведения ГРП для инструментального контроля. Существует несколько косвенных методов мониторинга ГРП, однако наиболее достоверным считается метод микро-сейсмического мониторинга, основанный на регистрации микроземлетря-сений, происходящих в процессе роста трещины с помощью высокочув-ствительных геофизических приборов – сейсмоприемников.

В 2016 г. на Южно-Русском месторождении (целевой газоносный пласт – Т1-2 туронского яруса) был проведен ГРП 4 портов в горизонталь-ном стволе, с применением микросейсмического мониторинга из наблю-дательной скважины. Для мониторинга ГРП была использована коса из 8 сейсмоприемников, размещенная в стволе близлежащей вертикаль-ной наблюдательной скважины – на минимальном удалении от зоны ГРП.

Основными задачами мониторинга, которые удалось решить, явля-лись определение геометрии созданных трещин, оптимального расстоя-ния между стадиями, оптимального азимута бурения горизонтального ствола, наличия прорыва трещин ГРП в пласт сеноман.

По полученным данным было установлено, что геометрия создан-ных трещин оказалась близка к проектной, что подтвердилось результа-тами интерпретации данных закачки при ГРП. Результаты мониторинга использовались для создания трехмерной модели системы трещин, оценки общего и закрепленного проппантом простимулированного объе-ма коллектора с целью повышения достоверности существующей гидро-динамической модели туронской залежи.

Помимо проведения скважинного мониторинга ГРП было выполне-но сравнение различных технологий мониторинга ГРП, а также несколь-ких методов обработки.

55

Применение индивидуальной модели свойств флюида при исследовании газоконденсатных скважин с помощью

многофазной расходометрии

А.О. Давидовский, С.А. Абрамочкин, Н.Г. Лопатина («Шлюмберже»)

Опыт работы с газоконденсатными средами показал, что коррект-

ное измерение дебитов с помощью многофазной технологии Vx* на ши-роком диапазоне рабочих режимов возможен только при использовании индивидуальной модели флюида, которую следует подгружать в про-граммное обеспечение расходомера. Настройка индивидуальной модели флюида, получившая название Fluids ID*, под конкретную измеряемую скважину основывается на данных лабораторных исследований комплек-тов проб, отобранных на этой скважине с помощью устройства PhaseSampler*.

В докладе приведена уникальная методика использования индиви-дуальных PVT моделей для точного замера дебитов газоконденсатных скважин многофазным расходомером. Внедрение данного подхода в стандартную процедуру проведения многофазных замеров технологией Vx* позволило создать полноценный альтернативный вариант традици-онным сепарационным технологиям при проведении промысловых газо-конденсатных исследований.

Наличие методики измерений является необходимым условием для метрологического обеспечения многофазной технологии при проведении газоконденсатных исследований (ГКИ). Использование только аппаратно-го средства измерения не может являться достаточным для регулярного получения результатов с требуемой точностью.

Методика была опробована и применяется в течение нескольких лет на газоконденсатных скважинах ачимовского горизонта в Западной Сибири. Всего с помощью технологии Vx* по разработанной методологии было исследовано около 100 газоконденсатных скважин. Выполнено бо-лее 250 промысловых работ ГКИ с общим временем исследований более 50 тыс. ч. Отобрано более 500 комплектов проб, проанализированных лабораторией по изучению физико-химических свойств пластовых систем в г. Ноябрьске.

56

Новый взгляд на классификацию запасов и ресурсов углеводородного сырья

Ю.П. Ампилов (МГУ имени М.В. Ломоносова), О.В. Жуков (ООО «Газпром флот»)

Рассматривается комплекс проблемных вопросов, связанных с

внедрением в России с 01.01.2016 г. новой Классификации запасов ме-сторождений и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов и сопутству-ющих документов. Основное отличие новой классификации запасов от предыдущих состоит в ее более тесной увязке со стадиями проектирова-ния месторождения.

В новой классификации, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов еще в 2013 г., отсутствуют экономические критерии оценки, но в то же время они вводятся «вдогонку» временными докумен-тами Государственной комиссии по запасам, не прошедшими надлежа-щих юридических процедур. Большие проблемы имеются с корректным расчетом рентабельно извлекаемых запасов нефти и газа и постановкой их на госбаланс. В качестве основы для такой оценки в данный момент официально предлагается стандартный метод дисконтированных денеж-ных потоков. При этом в расчетах предполагается постоянство цен на нефть (газ) на десятки лет вперед, а также вполне конкретные значения капитальных и эксплуатационных затрат, которые будут понесены в бу-дущем. Из проведенного анализа фактических данных по месторождени-ям, особенно шельфовым, и выполненных численных расчетов в докладе делается вывод о том, что в обычном виде метод непригоден для реше-ния данной задачи, поскольку получаемые виртуальные оценки имеют большие погрешности и сильно меняются со временем.

Авторами обсуждаются возможные альтернативы и дополнитель-ные параметры для учета геологических, технологических и экономиче-ских факторов при классификации запасов. В переходный 6-летний пери-од для внедрения новой классификации они могут быть апробированы первоначально на корпоративном уровне, а в случае успеха дополнить новую российскую классификацию в этой части.

57

СЕКЦИЯ «C» НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ: РЕСУРСЫ,

ТЕХНОЛОГИИ, ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ, ВЛИЯНИЕ НА РАЗРАБОТКУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В СЕВЕРНЫХ

РЕГИОНАХ И НА ШЕЛЬФЕ

Совмещенность и разобщенность процессов формирования и обстановок распространения традиционных

и нетрадиционных скоплений и ресурсов углеводородов

Б.М. Валяев, И.С. Дрёмин (ИПНГ РАН)

В оптимальном, главном для традиционных скоплений, интервале

глубин (от 1,0–1,5 до 4,0–4,5 км) формирование традиционных и нетра-диционных (водорастворенных) скоплений газа происходит параллельно и взаимосвязанно, что отражается в частой их ассоциации. Различия в формировании и распространении традиционных и нетрадиционных скоплений и ресурсов углеводородов более отчетливо проявляются в двух других интервалах нефтегазонакопления: приповерхностном (на глубинах до 1,0–1,5 км) и глубинном (более 4,5 км).

В докладе рассматриваются глобальные, региональные и внутрире-гиональные особенности совмещенности и разобщенности распростра-нения традиционных и нетрадиционных скоплений углеводородов. Ре-сурсный потенциал разбуренных и малоизученных нефтегазоносных ре-гионов России значительно возрастает за счет увеличения разнообразия ожидаемых к открытию нетрадиционных и сложных скоплений углеводо-родов не только в низах осадочного разреза, но и в метаморфизованных комплексах фундамента.

Особое внимание в докладе уделено раскрытию ресурсного потен-циала скоплений углеводородов межблоковых зон и грабенообразных прогибов.

58

Нетрадиционные ресурсы газа России и перспективы их освоения в связи с необходимостью приращения запасов

в старых газодобывающих регионах

А.М. Жарков, Е.Ю. Блинкова (Санкт-Петербургский горный университет)

Начиная с 2000-х гг. активно изучаются и осваиваются нетрадици-

онные источники углеводородов (УВ), обладающие отличными от тради-ционных нефтегазоносных формаций коллекторами, к которым относятся газогидраты, водорастворенный газ и в меньшей степени угольный и сланцевый газы. Проблема изучения и оценки нетрадиционных ресурсов УВ назрела в старых нефтегазодобывающих провинциях.

Международный опыт изучения нетрадиционных источников УВ позволяет ранжировать их по степени перспективности освоения в сле-дующей последовательности: с большим отрывом – сланцевый газ, да-лее – угольный газ, в минимальных объемах – газогидраты, водораство-ренный газ. Характер притоков при разработке сланцевых УВ дает воз-можность выделить в них два типа коллекторов: традиционный – непро-ницаемые коллекторы с пористостью 2–3 % (аналогом является газ в плотных породах) и нетрадиционный – нефть в коллекторах, образо-ванных за счет аномально высоких пластовых давлений во время гене-рации УВ.

Наличие нефти и газа в сланцевых формациях определяется сле-дующими условиями: 1) высокое содержание в формации органического вещества, как правило, выше 1 %; 2) соответствующая катагенетическая зрелость этого вещества; 3) ощутимое содержание в формации пород, способных формировать трещинные коллекторы (примесь кварцевых алевролитов, кремнистого вещества, карбонатов); 4) пористость отложе-ний не менее 3 % для того, чтобы сланец содержал достаточные для разработки объемы УВ; 5) наличие перекрывающих и подстилающих толщ, обеспечивающих удержание УВ-флюидов в нефтематеринской формации.

Соответственно, выбраковывание не отвечающих этим условиям территорий в поле распространения сланцевой формации позволяет оконтурить области развития пород с первым и вторым типами коллекто-ра. Оценка ресурсов УВ в случае первого типа коллектора (характеризу-ющегося газовым насыщением) будет определяться объемом первичных пустот (пористостью), имеющихся в породе, соответственно, ресурсы определяются широко известным объемным методом. Предлагаемая ме-тодика является наиболее эффективным способом оценки перспектив нетрадиционных источников газа.

59

Региональное моделирование углеводородных систем баженовской свиты в Западно-Сибирском бассейне

А.В. Ступакова, М.А. Большакова, И.А. Санникова, Г.А. Калмыков, Р.С. Сауткин, А.А. Суслова, А.Г. Калмыков

(МГУ имени М.В. Ломоносова) В России значительная доля запасов сланцевой нефти и газа нахо-

дятся в отложениях баженовской свиты Западной Сибири (ЗС) и являют-ся трудноизвлекаемыми.

Для моделирования скоплений углеводородов (УВ) в нетрадицион-ных залежах применяется метод бассейнового анализа. Данным методом был изучен региональный профиль в ЗС. В ходе работ были проанализи-рованы результаты геохимических анализов и выполнен расчет количе-ства сгенерированных баженовской свитой УВ. При тестировании раз-личных вариантов тепловых потоков методом калибровки был осуществ-лен подбор наиболее корректной тепловой истории эволюции баженов-ской свиты. Также были проведены анализ чувствительности модели к различным вариантам кинетических спектров и сравнение величин ге-нерации нефтяных и газовых УВ и их сорбции. Наконец, инструментом бассейнового моделирования были выявлены зоны АВПД, служащие критерием продуктивности пород баженовской свиты.

60

Проблемы организации разработки нетрадиционных ресурсов газа в России и возможные пути их решения

В.С. Якушев (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

В данной работе к нетрадиционным ресурсам газа относятся зале-

жи, в которых более 5 % от общего объема газа находится в связанной форме – адсорбировано и абсорбировано в угленосных, сланцевых тол-щах, связано в газогидратах и растворено в подземных водах. Основная часть нетрадиционных ресурсов газа в России приходится на нефтегазо-носные регионы со значительными традиционными ресурсами, в том числе на старые газодобывающие центры. Это, с одной стороны, пред-ставляет экономический барьер для разработки нетрадиционных ресур-сов, соседствующих в разрезе с традиционными, а с другой – создает определенные предпосылки для их разработки с использованием имею-щейся добывающей инфраструктуры там, где произошло истощение тра-диционных ресурсов. Для начала реальной разработки нетрадиционных ресурсов необходимы определенные изменения в законодательстве о недрах. В этой связи представляется целесообразным признание на гос-ударственном уровне жизненной необходимости развития отечественных технологий поиска, разведки и разработки нетрадиционных ресурсов газа (угольного, сланцевого, газогидратного, водорастворенного) и внесение соответствующих поправок в законодательство, позволяющих обеспе-чить:

– бесплатную выдачу лицензий на поиск и разведку нетрадицион-ных запасов газа в связанном виде (угольного, сланцевого, газогидратно-го, водорастворенного) для всех желающих с известными ограничениями по экологии и с учетом социально-экономического развития регионов;

– льготное кредитование проведения поисково-разведочных ра-бот на нетрадиционные ресурсы газа;

– получение преимущественного права на оформление лицензии на добычу определенного вида нетрадиционных газовых ресурсов физи-ческими и юридическими лицами, добившимися в ходе испытаний сква-жин положительных результатов.

61

Перспективы освоения ресурсов баженовской свиты. Текущий статус проекта «Бажен»

А.Д. Алексеев (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Баженовская свита, по мнению большинства ученых, является

главной нефтегазоматеринской свитой Западной Сибири. Кроме этого она представляет интерес как самостоятельный объект разработки, ре-сурсный потенциал которого настолько велик, что баженовская свита ча-сто рассматривается как альтернатива всему арктическому шельфу Рос-сии. Ресурсы УВ баженовской свиты принято относить к нетрадицион-ным, а легкую нефть, которую она содержит, называют «сланцевой». В настоящее время основная проблематика вовлечения баженовской свиты в разработку связана с поиском технологии рентабельного извле-чения нефти.

Компания «Газпромнефть» ведет целенаправленное изучение ба-женовской свиты с 2013 г. и в отношении ее разработки имеет опреде-ленный стратегический ориентир – 2,5 млн т годовой добычи к 2025 г. при общем объеме балансовых извлекаемых запасов более 400 млн т. В Компании выработана четкая экспертная позиция: баженовская свита – это геолого-технологический вызов, преодоление которого невозможно в отрыве от современных технологий по строительству скважин и стимуля-ции в них притоков. Инициативы Компании в данном направлении под-держиваются как на федеральном уровне (проекту по разработке отече-ственных технологий для баженовской свиты придан статус национально-го), так и на региональном (утверждено создание технологического цен-тра «Бажен» в ХМАО).

В настоящее время проект «Бажен» компании ПАО «Газпромнефть» переходит в фазу масштабного научно-технологического опытно-промышленного эксперимента, целью которого является решение ключевых вызовов для достижения уровня рентабель-ной добычи баженовской нефти. В рамках проекта проводится активная работа на двух пилотных участках: в ХМАО (Пальяновская площадь Красноленинского месторождения) и в ЯНАО (Вынгаяхинское месторож-дение). Уже пробурено пять высокотехнологичных горизонтальных сква-жин с многоступенчатыми ГРП. По техническому оснащению они не усту-пают аналогам, применяемым при разработке месторождений сланцевой нефти в США. Три скважины освоены, во всех из них получен промыш-ленный приток нефти.

62

Особенности осадконакопления баженовского горизонта (титон – нижний берриас) Западной Сибири

Р.М. Гилаев, А.Н. Стафеев, А.В. Ступакова, А.А. Суслова, Е.С. Шелков (МГУ имени М.В. Ломоносова)

Во время накопления черносланцевого интервала баженовской

свиты в титоне – раннем берриасе сложился благоприятный тектониче-ский режим. Так, в обстановке субширотного растяжения южнее активно-го Приуральско- Хатангского левого сдвига на западном, северном и во-сточном склонах бассейна резко усилились погружения, начавшиеся еще в киммеридже или позднем оксфорде. Центральная часть Западно-Сибирского бассейна испытывала слабые дифференцированные верти-кальные движения и представляла собой мелководное (до 100 м) холми-стое плато, окруженное глубокими (до 200–500 м) прогибами. Вдоль се-веро-западного Надым-Караминского разлома сформировалась одно-именная зона относительных и островных поднятий, разделившая бас-сейн на две неравные части: юго- западную – Обскую и северо-восточную – Пур-Тазовскую. Наибольшее погружение в Пур-Тазовском бассейне испытывает ограниченный меридиональными сбросами Тазов-ский палеопрогиб, наложенный на систему нижне-среднетриасовых гра-бенов Худосейского рифта. Начиная с титона, Тазовский прогиб, в кото-ром формировался крупный конус выноса стоковых течений, служил ло-вушкой терригенного материала, сносимого с Сибирской платформы, Таймырского острова, а позднее и с растущих поднятий Верхоянского хребта.

63

Методы и результаты изучения пустотного пространства газонасыщенных глинистых опок нижнеберезовской подсвиты

Медвежьего месторождения

С.А. Варягов, С.В. Нерсесов (ООО «Газпром добыча Надым»), А.А. Никишин (ПАО «Газпром»),

С.Г. Крекнин, В.В. Огибенин, А.А. Дорошенко, Я.О. Карымова (ООО «Газпром геологоразведка»)

Систематическое изучение петрофизических свойств и литолого-

минералогического состава сенонских глинистых опок как пород-коллекторов началось на образцах керна, отобранного из сква-жин 1С, 2С, 3С, 4С Медвежьего месторождения, пробуренных в период с 2013 по 2016 гг. При этом выяснилось, что исследования керна по стан-дартным для гранулярных коллекторов методикам не могут пролить свет на природу коллекторских свойств этих пород.

Главная особенность сенонских коллекторов состоит в том, что об-щая пористость достигает 40 %, в то время как проницаемость не пре-

вышает 0,110-3 мкм2. Эффективную пористость удалось вычислить рас-четным способом через определение остаточной водонасыщенности на изолированных образцах в аппарате Закса. По описаниям шлифов мето-дами оптической микроскопии была выявлена микротрещиноватость. Микротрещины открытые и залеченные зачастую изотропным кремнезе-мом и чешуйчатыми агрегатами прокрашивающегося минерала, возмож-но, каолинита.

Результаты изучения минерального состава методами рентгено-структурного анализа (РСА) и химических свойств пород нижнеберезов-ской подсвиты позволили выделить в ее составе как минимум три пла-ста – НБ0, НБ1 и НБ2, различающихся по содержанию растворимой в ще-лочах фазы кремнезема. В пласте НБ0 содержание ОКТ-фазы изменяет-ся в интервале от 0,0 до 0,9 % и в среднем составляет 0,1 %. В пласте НБ1 содержание ОКТ-фазы в среднем составляет 21,7 %. В пласте НБ2 содержание ОКТ-фазы примерно такое же, как в пласте НБ0. Эффектив-ная пористость в пласте НБ1 в среднем 9,3 %, в пласте НБ2 в среднем 16 %.

Результаты ртутной порометрии показали, что основная масса фильтрационных каналов пласта НБ1 имеют размеры (радиусы) на поря-док меньше, чем в пласте НБ2 (нанометровый размер радиусов).

Использование высокоразрешающей растровой микроскопии поз-волит уточнить размеры и структуру порового пространства в нанометро-вом диапазоне, что даст возможность точнее изучить природу и структуру эффективной пористости глинистых опок.

64

Перспективы нефтегазоносности сенонских отложений севера Западной Сибири

А.С. Пережогин (ООО «Газпром геологоразведка»)

В настоящий момент ряд крупных газовых месторождений Запад-

ной Сибири (ЗС) находится на стадии падающей добычи. Так, на первом введенном в эксплуатацию уникальном газовом месторождении – Мед-вежьем – запасы сеноманской газовой залежи уже практически близки к полной отработке (пластовое давление упало ниже 1 МПа). Это и дру-гие месторождения с падающей добычей сеноманского газа (Вынгапу-ровское, Комсомольское, Вынгаяхинское и др.) внесли весомый вклад в экономическое благосостояние Российской Федерации и ПАО «Газпром». Поиски в разрезе этих месторождений новых газовых залежей, пригодных для разработки, имеют большое практическое значение.

С этой точки зрения, сенонские глинисто-кремнистые отложения, с которыми связаны многочисленные газопроявления и низкодебитные притоки газа на многих месторождениях севера ЗС, представляют перво-очередной интерес как объект возвратной разработки на месторождениях с выработанными запасами сеноманского газа. Наличие развитой инфра-структуры на уже освоенных месторождениях позволит избежать допол-нительных затрат на обустройство и транспортировку добываемого газа, а также других капитальных вложений.

По данным акустического каротажа, ВСП и результатам скважинных испытаний установлено, что сенонская газовая залежь характеризуется существенной неоднородностью распределения коэффициентов ано-мальности флюидальных давлений.

Разработана методика картирования сенонских газовых залежей и наиболее продуктивных их частей по материалам сейсморазведки МОГТ и бурения. Методика основана на использовании динамического анализа, учете тектоно-диагенетической трещиноватости глинисто-кремнистых ре-зервуаров сенона и картировании их временных толщин.

Проведено районирование территории бассейна по типам коллек-торов и ловушек газа исследуемых отложений.

Несколькими способами выполнена оценка ресурсов газа сенонских отложений в пределах перспективных площадей и месторождений в се-верной части ЗС. По проведенной оценке, суммарные ресурсы газа на изученных площадях изменяются от 4,5 до 21,6 трлн м3, в среднем – 12,4 трлн м3. При современной стадии изученности ресурсы газа опреде-ляются в первую очередь площадью залежи и коэффициентом газона-сыщенности.

65

Оценка газонасыщенности нетрадиционного коллектора сенонских отложений по данным специальных исследований

керна и ГИС

Д.Б. Родивилов, П.Н. Кокарев (ООО «Газпром геологоразведка»)

В связи с устойчивым падением добычи газа сеноманских залежей

севера Западной Сибири недропользователи все чаще стали обращать внимание на объекты, содержащие в себе трудноизвлекаемые запасы углеводородов, в частности, на отложения нижнеберезовской подсвиты сенонского яруса.

Сложности оценки запасов и последующей добычи газа сенонских отложений связаны с тем, что потенциальные газонасыщенные интерва-лы коллекторов сложены нетрадиционными по структуре и минеральному составу породами, представляющими собой кремнистые опоки, глини-стые в различной степени.

Бурение разведочных скважин с применением нефильтрующихся растворов на нефтяной и полимерной основах дало возможность отобрать изолированный керн сенонских отложений. Это, в свою оче-редь, позволило реализовать определение естественной водонасыщен-ности пород и разработать традиционную методику определения коэф-фициента газонасыщенности по данным электрометрии скважин.

На основе результатов рентгенографического фазового анализа керна разработана комплексная объемно-компонентная модель коллек-тора, учитывающая как минеральную, так и поровую составляющую. В рамках объемно-компонентного моделирования использовались сле-дующие методы ГИС: гамма-гамма плотностной каротаж, нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам, акустический каротаж (АК), а также спектрометрический гамма-каротаж. Минеральная часть модели учитывает содержание таких компонент, как кристаллический кварц, по-лиморфная кристаболит-тридимитовая фаза кремнезема, альбит, гид-рослюда и монтмориллонит, в свою очередь, поровая составляющая учи-тывает воду и метановый газ. Данный подход положен в основу альтер-нативной методики оценки насыщенности коллекторов сенонских отло-жений.

Результаты определения коэффициента газонасыщенности по двум методикам показывают уверенную сходимость значений как между собой, так и с результатами прямых определений естественной насы-щенности на изолированном керне.

66

Подходы к разработке низкопроницаемых коллекторов на примере пласта турон Харампурского месторождения

О.А. Лознюк, Г.Б. Габуния, Р.А. Шайбаков (ПАО «НК «Роснефть»), А.Ю. Королёв (ООО «Кынско-Часельское нефтегаз»),

А.П. Коваленко (ТННЦ) До недавнего времени локально газоносные отложения туронского

яруса не представляли коммерческого интереса. В целом по Западной Сибири в туронских отложениях насчитывается более 3 трлн м3 газа.

Основными трудностями промышленной разработки туронских га-зовых залежей являются низкая эффективная проницаемость пласта (порядка 1,5 мД), высокая расчлененность (>12), высокое содержание глинистых фракций.

Харампурское НГКМ (ЯНАО) открыто в 1978 г., юрские горизонты введены в разработку в 1990 г. На пласт Т (турон) приходится около 80 % запасов свободного газа месторождения. Пласт Т был испытан в 37 сква-жинах, получены притоки газа от 6 тыс. м3/сут до 63 тыс. м3/сут на де-прессии порядка 6 МПа, что подтвердило достаточно низкую продуктив-ность вертикальных скважин без проведения гидроразрыва пласта (ГРП).

С целью доизучения и уточнения добычных возможностей турон-ской залежи, а также для поиска эффективной технологии освоения ком-панией ПАО «НК «Роснефть» в 2011 г. был инициирован целевой инно-вационный проект «Турон», в рамках которого были пробурены 3 скважины различной конструкции, результаты исследований которых подтвердили высокую эффективность применения технологии многоста-дийного ГРП. Использование этой технологии позволило повысить про-дуктивность скважин пласта в среднем в 4 раза (до 240 тыс. м3/сут).

В ходе дальнейших опытно-промышленных работ на туронские от-ложения Харампурского НГКМ планируется бурение новых скважин с от-бором керна и выполнением расширенных комплексов ГИС с целью уточнения геологического строения туронской залежи и оценки геологи-ческих запасов газа, оптимизации дизайна ГРП, оценки эффективности применения различных типов заканчивания и сеток скважин, параметров разработки. Полученные результаты опытно-промышленных работ на Харампурском месторождении могут быть положены в основу планиро-вания полномасштабного освоения запасов газа туронских отложений Западной Сибири.

67

Опыт эксплуатации скважин туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения

Е.П. Миронов (ОАО «Севернефтегазпром») Туронская газовая залежь на Южно-Русском лицензионном участке

открыта в 1970 г. Залежь является пластово-сводовой, со сложным стро-ением. Пласт Т1-2 характеризуется невыдержанностью по толщине и площади распространения, имеет пониженные фильтрационно-емкостные свойства.

С момента открытия туронской залежи проведен широкий комплекс работ, направленный на изучение и выбор эффективных технологических решений при разработке, включающий: испытание 21 скважины, прове-дение технологических операций по гидроразрыву пласта (ГРП) на вод-ной и углеводородной основах, эксплуатацию скважин различной кон-струкции.

Для предотвращения гидратообразования в эксплуатационные ту-ронские скважины на постоянной основе подается расчетное количество метанола.

Дополнительно в скважину № 184 вмонтированы оптико-волоконная система термометрии по глубине спуска НКТ (с внешней сто-роны) и два точечных кварцевых датчика давления (разнесенные по глу-бине).

В соответствии с решениями протокола совещания о ходе реализа-ции «Программы исследовательских и полевых работ на период опытно-промышленной разработки туронской газовой залежи Южно-Русского нефтегазового месторождения» в IV кв. 2018 г. запланировано подключе-ние вертикальных скважин с ГРП № Р-51, Р-35 в действующую газосбор-ную сеть Южно-Русского месторождения.

Действующим проектным документом на разработку туронской га-зовой залежи является «Дополнение к технологической схеме разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения» (протокол ЦКР Роснедра по УВС № 120-14 от 25.12.2014).

В конце 2017 г. планируется к утверждению разрабатываемый ООО «ТюменНИИгипрогаз» проектный документ на совместную разра-ботку сеноманской и туронской залежей – «Технологический проект раз-работки сеноманской и туронской газовых залежей ЮРНГКМ».

68

Первоочередные объекты освоения гидратного газа в РФ

Е.В. Перлова, С.А. Леонов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Перспективы восполнения мировых ресурсов газа в значительной

степени связаны с освоением нетрадиционных источников газа, в том числе с ресурсами газа газогидратных залежей. Производители газа в России располагают существенными запасами традиционных газовых ресурсов, промышленное освоение и эксплуатация которых обеспечива-ет долговременное эффективное развитие газовой отрасли.

При этом в регионах с развитой инфраструктурой и налаженным рынком сбыта многие базовые месторождения вступили в стадию пада-ющей добычи (Надым-Пур-Тазовский регион и др.). Восполнение недо-стающих объемов газа на объектах с незначительным потенциалом тра-диционного газа может быть достигнуто за счет освоения нетрадицион-ных газовых ресурсов. При этом в регионах с невысокими запасами тра-диционных углеводородов, но с существующим рынком локального по-требления освоение ресурсов нетрадиционных углеводородов может яв-ляться решающим фактором в газоснабжении.

По результатам проведенной геолого-экономической оценки были определены наиболее перспективные объекты освоения ресурсов газо-вых гидратов России. Для таких объектов определен комплекс работ по поиску, разведке и освоению ресурсов гидратного газа.

69

Возможности выявления газогидратных скоплений в нефтегазоносных регионах Арктики

А.В. Полозков, К.А. Полозков, Д.А. Астафьев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Анализ результатов проведенных геофизических исследований

скважин на северных газосодержащих месторождениях Западной Сибири (Заполярное, Ямбургское, Бованенковское, Харьягинское, Уренгойское, Северо-Губкинское и др.) позволил усовершенствовать методику изуче-ния разрезов низкотемпературных пород с целью выделения как много-летнемерзлых (ММП), так и газогидратных пород (ГГП).

Разработанный комплексный метод специальной обработки данных стандартного каротажа и термометрии, широко использующийся на сква-жинах в низкотемпературном разрезе, позволяет выделять мерзлые, та-лые, обводненные и газогидратные породы. При этом для выявления в разрезе ММП и ГГП были предложены к применению волоконно-оптические термометрические системы. На основе полученной диффе-ренциации разреза выполнена прогнозная оценка ресурсов газогидратно-го газа на Заполярном (220 млрд м3) и Бованенковском (12–20 млрд м3)

месторождениях. Использование разработанного способа позволит уве-личить ресурсы и запасы нетрадиционного гидратного газа в надсено-манской толще пород Западной Сибири, уточнить строение газогидрат-ных скоплений. С учетом особенностей строения подошвы ГГП и струк-турных форм пластов-коллекторов определены возможные структурно-морфологические типы газогидратных и подгидратных ловушек углево-дородов, разработана методика их картирования геофизическими мето-дами и бурением оптимально размещенных скважин.

Перспективными для поисков газогидратных и подгидратных зале-жей газа являются зоны выхода пластов-коллекторов на дневную по-верхность, экранированные в головной части многолетнемерзлыми поро-дами, переходящими ниже по разрезу в зону гидратообразования; об-ширные районы, где коллекторские толщи не выходят на дневную по-верхность, а лишь частично (отдельные пласты на сводах крупных под-нятий) попадают в зону гидратообразования, либо где подошва зоны гид-ратообразования погружается, частично охватывая пласты-коллекторы.

70

Прогноз реакции гидратонасыщенных многолетнемерзлых пород на климатические и техногенные воздействия

для безопасного освоения арктических месторождений

Е.С. Микляева, Е.В. Ткачёва, Ю.А. Ухова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В настоящее время идет активное освоение месторождений Аркти-

ки, в том числе на территории п-ова Ямал – будущего форпоста газодо-бычи в России. Многочисленные газопроявления при бурении скважин свидетельствуют о высокой газоопасности криолитозоны Западной и Во-сточной Сибири. Авторами проанализированы и исследованы особенно-сти газопроявлений на п-ове Ямал и прилегающем шельфе Карского мо-ря. Установлено наличие выдержанного горизонта метастабильных (ре-ликтовых) газовых гидратов в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП). Техногенное воздействие скважины на гидратонасыщенный разрез в те-чение ее полного жизненного цикла может приводить к: нежелательному поступлению газа в межколонное и заколонное пространство, существен-ному ухудшению свойств насыщенного газом бурового раствора, посто-янным газопроявлениям в приустьевой зоне при эксплуатации. Направ-ленность климатических изменений может привести к резкой интенсифи-кации негативных процессов. Природным примером быстротечной реак-ции реликтовых газогидратов на климатические изменения служит обра-зование «ямальского кратера» – шахты глубиной около 40 м и диаметром около 45 м. Согласно выполненному прогнозу в связи с трендом потепле-ния климата температура гидратонасыщенных ММП п-ова Ямал может повыситься на 0,5–3°С за период эксплуатации месторождений. Глубина проникновения теплой температурной волны составит от 30 до 110 м от поверхности в различных условиях и захватит самые льдистые горизонты ММП и интервал реликтовых газовых гидратов. Это приведет к дальней-шей активизации криогенных процессов и повышению газоопасности раз-реза криолитозоны. Выполненные исследования позволили дать оценку опасности криогенных процессов и газоопасности криолитозоны на пери-од эксплуатации месторождений и выработать научно-обоснованный подход к принятию комплексных решений для обеспечения безопасной эксплуатации объектов газодобычи в криолитозоне п-ова Ямал и на дру-гих арктических территориях.

71

Оценка газопроницаемости мерзлых гидратонасыщенных песчаных пород в условиях диссоциации газовых гидратов

Е.М. Чувилин (МГУ имени М.В. Ломоносова,

Сколковский институт науки и технологий), С.И. Гребёнкин (МГУ имени М.В. Ломоносова)

Активные газопроявления в толщах многолетнемерзлых пород

представляют серьезную геологическую опасность при бурении и эксплу-атации газовых скважин в Арктике. Как показывают исследования, значи-тельная часть этих газопроявлений связана с существованием в криоли-тозоне газогидратных образований.

При термобарических условиях, характерных для верхних горизон-тов многолетнемерзлых толщ, газогидратные образования могут медлен-но диссоциировать, при этом свойства мерзлых гидратосодержащих по-род, в частности газопроницаемость, будут меняться. Для оценки изме-нения газопроницаемости мерзлых песчаных образцов в условиях диссо-циации порового гидрата при отрицательных температурах (–5 и –3 оС) было проведено специальное экспериментальное моделирование с ис-пользованием экспериментальной установки, разработанной ООО «Эко-ГеосПром» (Чувилин, Гребенкин, 2015).

В результате выполненных экспериментов было установлено по-вышение газопроницаемости мерзлых гидратосодержащих пород, свя-занное с диссоциацией порового гидрата при снижении газового давле-ния ниже равновесного. При этом было показано влияние начального гидрато- и льдосодержания на повышение газопроницаемости при неравновесных условиях. Для песчаных образцов с высоким гидрато- и льдонасыщением газопроницаемость увеличивалась на порядок и более. Так, для образца с суммарной степенью заполнения пор льдом и гидра-том около 95 %, который был в исходном состоянии практически непро-ницаемым (менее 0,01 мД), в ходе эксперимента зафиксирована газопро-ницаемость до 0,06 мД. Проведенные расчеты показали, что зависимость проницаемости от гидратосодержания в процессе диссоциации порового гидрата носит линейный характер. Таким образом, полученные результа-ты указывают на возможность повышения газопроницаемости мерзлых пород при диссоциации внутримерзлотных газогидратных образований.

Работа выполнена при финансовой поддержке РНФ (грант № 16-17-00051) и РФФИ (грант № 17-05-00995).

72

Фазовое поведение газовых гидратов в водонасыщенных пористых средах и в объеме

В.М. Булейко, Б.А. Григорьев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В работе представлены результаты исследования фазового пове-

дения газовых гидратов в водонасыщенных пористых средах и в объеме. Изучены процессы гидратообразования индивидуальных углеводородных компонентов и их смесей при термобарических условиях, соответствую-щих газообразному и жидкому состоянию углеводородных гидратообра-зующих компонентов. Установлены общие закономерности и различия процессов образования и разложения гидратов индивидуальных компо-нентов и их смесей. При охлаждении системы «вода – углеводород» и переводе ее в зону термобарической стабильности газовых гидратов вы-деляется область метастабильного (безгидратного) состояния. Получен большой объем хорошо воспроизводимых экспериментальных данных относительно метастабильного состояния системы. А при отрицательных по Цельсию температурах отмечается область «двойной метастабильно-сти», когда система одновременно метастабильна по отношению к двум твердым фазам – гидрату и гексагональному льду. Результаты калори-метрических исследований метастабильного состояния углеводородов, находящихся в водонасыщенном песке при термобарических условиях возможного гидратообразования, свидетельствуют о влиянии термиче-ской предыстории воды на направление и кинетику процесса формиро-вания твердой фазы (льда и/или гидрата). Особенно велико влияние термической предыстории воды на фазовое поведение гидратов смесей углеводородов. Установлено, что в зависимости от термической предыс-тории воды в значительной степени изменяется соотношение структуры SI и SII гидратов, а тем самым изменяется структура запасов углеводо-родов в гидратной фазе. Исследована термодинамика и кинетика про-цессов образования и разложения гидратов газовых смесей, моделиру-ющих состав пластового газа, характерный для газоконденсатных место-рождений Восточной Сибири, подготавливаемых в настоящее время к промышленному освоению.

Сравнительные исследования процесса образования и разложения гидратов в водонасыщенных пористых средах и в объеме выявили влия-ние пористой среды. Изучено изменение фазового поведения гидратооб-разующих углеводородных компонентов в водонасыщенных пористых средах и вызванная этим трансформация фазовых диаграмм газовых гидратов.

73

СЕКЦИЯ «D» МАРКШЕЙДЕРСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Геодинамические полигоны: поиск обоснованного решения

О.Н. Горбунов (ПАО «Газпром нефть»)

Геодинамические полигоны месторождений нефти и газа рассмат-

риваются как составная часть государственной системы мониторинга со-стояния недр.

В докладе содержится обзор видов геодинамических полигонов и применяемых методов периодических наблюдений за сдвижениями гор-ных пород на месторождениях углеводородного сырья. Проанализирова-ны статистика проявлений опасных геодинамических событий и суще-ствующие нормативные документы по организации наблюдений на гео-динамических полигонах.

Перечисляются преимущества системы наблюдений на геодинами-ческих полигонах, реализованной на предприятиях Группы Газпром нефть.

74

Создание сети ГНСС постоянно действующих базовых станций для решения задач геодинамического мониторинга территории

лицензионных участков ООО «Газпром добыча Уренгой»

В.В. Билянский, Р.А. Магаршак (ООО «Газпром добыча Уренгой»)

В докладе содержатся: краткая справка о предприятии и месторож-

дении; требования нормативных документов в области маркшейдерского обеспечения безопасного ведения горных работ; задачи геодинамики.

Приводятся анализ существующих методов наблюдений на геоди-намических полигонах и краткая характеристика метода высокоточного нивелирования.

Рассматривается проект создания сети ГНСС постоянно действую-щих базовых станций NURPOS (далее – Сеть):

– цели и задачи проекта. Автоматизация геодинамического мони-торинга;

– краткая характеристика Сети (оборудование, программное обеспечение, возможности);

– информация о системах координат (WGS-84, ПЗ-90, ГСК-11, ITRF);

– привязка Сети к международной и государственной системам координат.

Описывается содержание работ по обработке и интерпретации по-лучаемых данных непрерывных спутниковых наблюдений в Институте физики Земли им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук:

– характеристика данных (временной интервал, количество дан-ных);

– программное обеспечение. Методика уравнивания. Полученные результаты;

– сопоставление вертикальных и горизонтальных компонент сме-щения базовых станций Сети с кинематикой Евразийской литосферной плиты и базовыми станциями IGS. Выводы о движении базовых станций Сети;

– корреляционный анализ смещений базовых станций Сети и данных о добыче углеводородного сырья.

Делаются выводы о возможности применения технологий постоян-ных спутниковых наблюдений для целей геодинамического мониторинга. Преимущества и недостатки.

75

Практический опыт применения передовых технологий при маркшейдерском обеспечении добычи нефти и газа

А.С. Кусайко (ООО «НПП «ГеоПрофи»)

За прошедшие 20–30 лет технический прогресс достиг невероятных

вершин. Прогресс не обошел своим вниманием и технологические цепоч-ки при производстве геодезических и маркшейдерских работ на нефтяных и газовых месторождениях. Существующая нормативная документация не успевает изменяться так же быстро, как технологии, приборы и ин-струменты.

В докладе представлен опыт выполнения маркшейдерских работ компанией ООО «НПП «ГеоПрофи» за последние 5–7 лет с применением передовых технологий и привлечением ведущих научных организаций.

Рассмотрены следующие темы: – опыт разработки горно-геологического обоснования необходи-

мости создания геодинамических полигонов на месторождениях нефти и газа;

– трехуровневая опорная маркшейдерская сеть на месторожде-ниях нефти и газа;

– геодинамический полигон на основе сети Neda; – GNSS онлайн-мониторинг; – 3D-модели промышленных объектов добычи и подготовки угле-

водородов.

76

Создание сетей дифференциальных геодезических станций (СДГС)

И.С. Чиков (ООО «Градиент»)

Быстрое развитие спутниковых технологии привело к созданию

большого количества сетей дифференциальных геодезических станций (СДГС).

Цель: обеспечение современного технического уровня при постро-ении СДГС для нефтегазодобывающих компаний, увеличение производи-тельности труда маркшейдера, сокращение издержек, обеспечение един-ства измерений на всей территории деятельности предприятия, соблю-дение законодательства.

Этапы создания СДГС: – формирование технического проекта СДГС в соответствии

с Федеральным законом от 30.12.2015 № 431 «О геодезии, картографии и пространственных данных и о внесении изменений в отдельные зако-нодательные акты Российской федерации»;

– утверждение технического проекта в Росреестре; – поставка оборудования, монтаж и пуско-наладка СДГС; – написание технического отчета о созданной СДГС. Таким образом, затраты на реализацию СДГС станут надежными

инвестициями в развитие нефтегазодобывающих компаний, что позволит сохранить темпы роста, продолжить активно участвовать в развитии ре-гиона.

77

Перспективы развития GNSS технологий для маркшейдерско-геодезических работ

С.С. Матухнов (ООО «Гексагон Геосистемс РУС»)

Основные тенденции, определяющие развитие геодезических спут-

никовых технологий: 1. Повышение доступности RTK-решений в сложных условиях при-

ема спутникового сигнала благодаря новому поколению GNSS плат и но-вым обработчикам измерений.

2. Увеличение максимальной дальности работ в режиме Радио RTK при использовании новых поколений радиомодемов.

3. Возможность использования геостационарных спутников для по-лучения сантиметровой точности в режиме реального времени (вообще без использования базовых станций).

4. Использование инерциальных технологий позволяет на 20 % по-высить эффективность применения ровера. Возможность съемки и раз-бивки без использования физического уровня на вехе.

5. Дальномеры, встроенные в полевые контроллеры, позволяют в ряде случаев отказаться от использования тахеометров.

78

«НАШа ГИС» – отечественное геоинформационное решение

А.В. Шпильман, А.В. Чикишева (ООО «СибГеоПроект»)

В сфере недропользования используются большие объемы разно-

родной информации, которая, как правило, имеет точную координатную привязку. Для работы с пространственно-распределенной информацией наиболее эффективно использовать ГИС-технологии, оснащенные мощ-ным функционалом и аналитическим инструментарием.

С 2014 г. компания «СибГеоПроект» ведет разработку геоинформа-ционного программного обеспечения «НАШа ГИС».

«НАШа ГИС» позволяет объединить и представить результаты ра-бот маркшейдерской службы, геологических, геофизических, экологиче-ских и других отделов, владеющих пространственной информацией, в одном окне. Этим «НАШа ГИС» обеспечивает информационную под-держку руководителям и специалистам различных служб, оптимизируя их взаимодействие, направленное на снижение временных и финансовых затрат при подготовке и обмене пространственными данными.

В состав «НАШа ГИС» входит: – web-клиент с базовым и специализированным функционалом

для управления данными и их анализа; – ГИС-сервер для реализации оперативного многопользователь-

ского доступа к информационным и географическим данным компании; – хранилище данных с собственной схемой хранения и возможно-

стью функций импорта/экспорта; – настольное приложение (ГИС-редактор) для работы с простран-

ственными данными и подготовки электронных карт. «НАШа ГИС» позволяет создавать полнофункциональные порталь-

ные решения с организацией многопользовательского доступа к карто-графическим материалам, полностью построена на отечественных тех-нологиях, активно развивается и легко адаптируется под потребности пользователей.

79

Современные тенденции в сфере создания и предоставления данных ДЗЗ. Мировой и российский опыт Hexagon

Н.А. Устинов (Hexagon Geosystems RUS LLC)

Основные тенденции, определяющие развитие геодезических

и геопространственных технологий и рынка услуг на их основе, таковы: – беспрецедентный объем геопространственного контента (кос-

моснимки, аэрофотосъемка) доступен на рынке. Появляются новые ис-точники, в том числе беспилотные летательные аппараты;

– развитие облачных сервисов: ИТ-сервисы и решения «переез-жают» в облачную среду, предлагаются/предоставляются заказчикам в новой форме;

– новые модели бизнеса: отказ от единовременной продажи услуг по производству данных и профессионального ПО и переход на модель предоставления ПО и геоконтента по подписке.

Адаптируясь к глобальным изменениям в отрасли, Hexagon также запустил новые программы и продукты. В 2014 г. стартовала Hexagon Im-agery Content Program – предоставление ортофото по материалам аэро-фотосъемки высокого разрешения (30, 15 и 7 см) по подписке. Цикл об-новления данных – от одного года до трех лет. Эти данные уже сегодня доступны, вплоть до того, что любой геодезист может подключиться к сервису и получить в онлайн режиме данные на свой полевой контрол-лер ГНСС приемника. В России также прорабатывается возможность ор-ганизации подобного сервиса. Для этих целей была доставлена демоси-стема-камера Leica ADS-100 и совместно с АО «Роскартография» выпол-нены пилотные аэросъемочные проекты. Данные доступны для демон-страционных целей. Также в 2017 г. в США запущена вторая контент-программа, Hexagon Elevation Program, основная идея которой – предо-ставление по подписке цифровых моделей рельефа, созданных на осно-ве воздушного лазерного сканирования.

Еще одним важным моментом является переход к сервисной моде-ли услуг, когда данные предоставляются внутри картографического сер-виса. Появляются специализированные облачные платформы для раз-работки и предоставления таких сервисов. Например, для мониторинга деформационных процессов земной поверхности существует сервис на основе данных космической радарной интерферометрии, позволяющий в онлайн режиме получать по подписке карту просадок. При этом заказчику нет необходимости отдельно приобретать данные радарной космосъем-ки, специализированное ПО для их обработки и компьютерную инфра-структуру для хранения данных.

Переход на сервисную модель позволяет заказчикам существенно сэкономить, при этом получить актуальные и востребованные данные в короткий срок.

80

Интерферометрический мониторинг деформаций земной поверхности в интересах нефтегазовых компаний

Borja Salva, Beatriz Royo (TRE Altamira S.L.U.)

Мониторинг деформаций земной поверхности с использованием

радиолокационной спутниковой съемки все чаще применяется во всем мире, в частности при добыче тяжелой нефти вторичными методами. Технология InSAR (интерферометрия на базе радиолокаторов с синтези-рованной апертурой) основана на выявлении изменений с течением вре-мени расстояния от земной поверхности до орбиты спутника. Измерения выполняются при каждом пролете радиолокационного спутника над ис-следуемой территорией, а применение интерферометрических методов основывается на точном сопоставлении этих измерений. Различия в про-должительности прохождения сигнала между спутником и земной по-верхностью в различные моменты времени свидетельствуют о произо-шедших деформациях.

Эта технология позволяет выполнять систематическое картографи-рование деформаций любой интенсивности (миллиметровых, сантимет-ровых и метровых магнитуд) на обширных территориях. Дополнительны-ми достоинствами технологии InSAR являются высокая плотность изме-рений, миллиметровая точность, экономическая эффективность, возмож-ность выполнения круглогодичных измерений, а также отсутствие необ-ходимости установки на местности какого-либо измерительного оборудо-вания, что позволяет выполнять исследования деформаций земной по-верхности в труднодоступных районах.

Для иллюстрации возможностей применения технологии InSAR вы-браны три тематических исследования. Представлены результаты ин-терферометрических измерений Ярегского нефтяного месторождения в Республике Коми, где было выявлено повышение уровня земной по-верхности со скоростью до 400 мм в год. Второе исследование выполне-но на Южнорусском газоконденсатном месторождении, где спутниковые данные сравнивались с результатами геодезических измерений, полу-ченных с помощью наземных технических средств. Наконец, третий про-ект представляет собой исследование залежей нефтеносных песков Ата-баски в Альберте, где были установлены искусственные отражатели для выполнения измерений в течение зимнего периода. В этом случае техно-логия InSAR применялась в рамках мониторинга процессов парогравита-ционного дренажа для выявления потенциальных зон избыточного дав-ления и деформаций земной поверхности с целью обеспечения безопас-ности добычи полезных ископаемых и эксплуатации объектов инфра-структуры.

81

Космический радарный мониторинг смещений земной поверхности для обеспечения промышленной безопасности

при добыче полезных ископаемых

Ю.И. Кантемиров (компания «Совзонд»)

Как известно, по результатам многопроходных космических радар-

ных съемок одной и той же территории, выполненных с одинаковыми па-раметрами и геометрией съемки, возможно оценивать смещения земной поверхности или зданий и сооружений с сантиметровой (для земной по-верхности) и миллиметровой (для зданий и сооружений) точностью. Для решения этой задачи необходимо выполнение интерферометриче-ской обработки радарных снимков многопроходной серии.

Возможность такой обработки реализована, например, в программ-ном комплексе ENVI/SARscape (Harris Geospatial Solutions, США), эксклю-зивным дистрибьютором которого на территории России и СНГ является компания «Совзонд». В частности, в модуле SARscape Interferometric Stacking представлены две технологии интерферометрической обработки многопроходных серий радарных снимков: Persistent Scatterers Interfer-ometry (Интерферометрия постоянных рассеивателей радарного сигнала) и Small Baseline Series Interferometry (Интерферометрия серий радарных снимков с малой взаимной базовой линией).

Результаты обработки по методам PS и SBas дополняют друг друга и имеют свои недостатки и преимущества. Так, метод PS идеально под-ходит для мониторинга смещений на застроенных территориях и для ма-лых по величине смещений. Метод SBas больше подходит для площад-ного мониторинга, а также для более интенсивных смещений.

Заказчику карты смещений могут быть поставлены в виде растрово-го файла смещений в миллиметрах, векторного файла изолиний смеще-ний и векторного файла точек – постоянных рассеивателей радарного сигнала (в атрибутах каждой точки – смещения в миллиметрах по состоя-нию на каждую дату съемки).

В докладе дается обзор действующих и перспективных радарных спутников дистанционного зондирования Земли, рассматриваются крат-кие теоретические основы радарной интерферометрии, функционал SARscape, а также примеры некоторых проектов по радарному монито-рингу смещений и деформаций, выполненных компанией «Совзонд».

В частности, приведены результаты космического радарного мони-торинга смещений земной поверхности для наблюдения в рамках геоди-намических полигонов на территориях нефтегазовых месторождений.

82

СЕКЦИЯ «S» СТЕНДОВЫЕ ДОКЛАДЫ

Создание единой геологической модели группы ПХГ Баньчжун-юг, Баньчжун-север, Дачжантоу, Бань 808 на основе

комплексного анализа геолого-геофизической информации

О.В. Ломоносова, Н.А. Ашихмина, А.М. Радчикова, И.В. Плешков (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Целью данной работы являлось построение единой геологической

модели группы ПХГ Баньчжун-юг, Баньчжун-север, Дачжантоу, Бань 808, расположенных в Даганском районе Северного Китая, как основы для расчета гидродинамического взаимовлияния и оптимизации емкостных параметров ПХГ. Объектом моделирования являлась пачка продуктивно-го горизонта Бань-2, которая осложнена разломами и находится в зоне сейсмической опасности.

Для корректировки геологической модели был использован ком-плексный анализ геолого-геофизической информации: анализ первичных материалов (структурных карт, карт эффективных толщин, карт пористо-сти и проницаемости); анализ материалов геофизических исследований (ГИС) по пробуренным скважинам и результатам их интерпретации.

Была выполнена работа по межскважинной корреляции по исход-ному каротажу. Дальнейшим этапом работ являлось осреднение данных каротажа в пределах ячеек в созданный структурный каркас модели (процесс Scale up well logs). Также были пересчитаны кубы пористости, песчанистости и выделены условные участки распространения песчаных и илистых зон, определено положение контактов.

По построенной геологической модели была сделана предвари-тельная оценка емкости хранилища ПХГ Баньчжун-юг. По оценке авто-ров, она на 7,5 % ниже, чем по данным китайских специалистов.

83

Новые данные о строении площади Кугарт и участка Восточный Майлису-IV в Кыргызской Республике

Р.Ф. Садртдинов (Gazprom International), Ю.И. Заболотная, А.Я. Гризик (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») В рамках стратегии деятельности за рубежом ПАО «Газпром» вы-

страивает единую цепочку от добычи до сбыта углеводородов. Одним из ключевых проектов ПАО «Газпром» за пределами Российской Федерации является реализация Генеральной схемы газоснабжения и газификации Кыргызской Республики совместно с проведением геологоразведочных работ.

ПАО «Газпром» владеет лицензиями на право пользования недра-ми с целью проведения геолого-поисковых работ на нефть и газ в преде-лах площади Кугарт и участка Восточный Майлису-IV, где в 2015–2016 гг. проведены сейсморазведочные и гравиразведочные работы.

Площадь Кугарт и участок Восточный Майлису-IV расположены в северо-восточной части Ферганской впадины, которая характеризуется очень сложными поверхностными (сельхоз угодья, горный рельеф) и глу-бинными сейсмогеологическими условиями, затрудняющими проведение геолого-геофизических исследований.

Для получения надежных и обоснованных данных сейсморазведоч-ные работы 2D проведены в модификации широкий профиль, что позво-лило построить новые геологические модели изучаемых площадей.

В результате проведенных работ уточнено геологическое строение изучаемых объектов, выявлен и детализирован ряд перспективных струк-тур, которые послужат отправной точкой для дальнейшей реализации программы геологоразведочных работ в Кыргызской Республике.

84

Разработка инновационных технологий добычи газа из газовых и газоконденсатных скважин с применением эжекторных

систем на месторождениях с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов

В.В. Воронова (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

В докладе рассмотрены научно-технологические решения по трем

основным направлениям: в теории струйных аппаратов, теории динами-ческих насосов, теории объемных насосов. Весьма перспективными ви-дятся многопоточные динамические насосы. Хотя эти насосы известны давно, но их теория практически не представлена в технической и учеб-ной литературе.

В ходе выполненных исследовательских работ были подтверждены возможности создания высокооборотного многоступенчатого насоса объ-емного типа. Просматривается перспектива создания многосекционных насосов, где отдельные секции динамического насоса смонтированы на одном общем валу с секциями объемного насоса. В этом случае появля-ется возможность уменьшения длины и диаметра насоса в целом, что особенно важно для насосов, работающих в горизонтальных скважинах.

Современные компьютерные программы существенно упростили и удешевили работы по проведению физических экспериментов, но пока не наступило время полной замены физического эксперимента на числен-ный. В этой связи весьма перспективным является развитие физических экспериментов через более широкое использование аддитивных техно-логий и современных лазерных технологий при создании эксперимен-тальных образцов и моделей.

Работа выполнена в рамках прикладных научных исследований при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ. Уникаль-ный идентификатор работ (проекта) RFMEFI57417X0152.

85

Оценка величины извлекаемых запасов сланцевого газа с помощью усовершенствованной аналитической модели

линейного притока газа к горизонтальной скважине с трещинами ГРП

Ван Аньлунь, В.С. Якушев (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Разработка сланцевого газа тесно связана с применением техноло-

гий горизонтального бурения и гидроразрыва пласта (ГРП). Одновремен-ное наличие горизонтального участка скважины, трещин ГРП и стимули-рованного объема пласта затрудняет моделирование фильтрационных течений и, соответственно, оценку величины извлекаемых запасов слан-цевого газа численными методами.

Разработана новая аналитическая модель линейного притока газа к горизонтальной скважине с трещинами ГРП, с помощью которой можно проводить экспресс-оценку величины извлекаемых запасов сланцевого газа. Модель является обобщающей с учетом обоих случаев, когда в от-даленных участках пласта существует линейное течение в направлении, перпендикулярном стволу горизонтальной скважины, и когда там суще-ствует линейное течение в направлении, параллельном стволу горизон-тальной скважины.

В отличие от существующих аналитических моделей линейного притока модель учитывает как течение внутри стимулированного объема пласта, так и области течения вокруг стимулированного объема пласта, и применение модели не ограничено формой области фильтрации. С при-менением модели проведено сравнение величин извлекаемых запасов сланцевого газа при разных конфигурациях областей течения и подтвер-ждена необходимость учитывать фильтрацию газа в областях течения вокруг стимулированного объема пласта для точной оценки величины из-влекаемых запасов сланцевого газа.

86

Теоретические аспекты создания инновационных технологий поиска газа на больших глубинах

С.Б. Коротков, Б.С. Коротков (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Усовершенствована модель формирования залежей газа для усло-

вий глубоких (4–7 км) недр, которые, в отличие от традиционных глубин, характеризуются региональным уплотнением пород, блоковым строени-ем, наличием дискретных зон вторичного разуплотнения, имеющих вид субвертикальных флюидопроводящих каналов. Новая модель позволила существенно уточнить закономерности пространственного распределе-ния залежей на больших глубинах, разработать критерии локального про-гноза, предложить новые модели поисковых объектов блокового типа и направления совершенствования технологий сейсморазведки.

Даны рекомендации по направлениям геологоразведочных работ на глубокие горизонты в районах действующих и создаваемых новых центров по добыче газа в России. Целевым должен быть первый под ре-гиональной покрышкой аккумулирующий пласт, на участках предполага-емого расположения труб дегазации. На древних платформах региональ-ной покрышкой для газа служат соленосные формации. Все нижезалега-ющие потенциально аккумулирующие пласты (а также «рифы») не долж-ны включаться в проекты глубокого бурения как заведомо водонасыщен-ные, поскольку все иные известные типы покрышек на больших глубинах становятся проницаемыми для газа. Глины трансформируются в аргил-литы, подверженные трещиноватости.

На больших глубинах только крупные высокодебитные месторож-дения с большой плотностью запасов будут иметь коммерческий интерес. Два главных критерия определяют коммерческое значение залежи: плот-ность запасов (более 1 млн т н.э. на 1 км2 резервуара) и средний рабочий дебит добывающей скважины за весь период действия лицензии – от 300 тыс. м3/сут. Для сейсморазведки необходимо максимально четко за-дать прогнозную геологическую модель, ожидаемые размеры объекта, углы залегания границ, физические свойства пород, флюидодинамиче-ский режим. Разработаны принципиально новые поисковые модели, осо-бенностью которых является блоковое строение и наличие вертикальных границ.

87

Использование в геологии современных IT-систем кодирования информации на основе QR-кода

С.Б. Коротков, А.А. Чудина (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Стремительный прогресс персональных вычислительных устройств

(смартфонов, планшетных компьютеров, смарт-часов и др.) и общедо-ступного программного обеспечения довольно слабо отразился на повсе-дневной деятельности геологических и геофизических служб нефтегазо-вых компаний нашей страны. Между тем вычислительные мощности смартфона среднего ценового диапазона превосходят по некоторым па-раметрам мощности многих вычислительных центров 15-летней давно-сти, предназначенных для обработки массивов сейсморазведочных дан-ных.

Можно констатировать, что если в период 1950–2000 гг. нефтегазо-вая отрасль была одним из основных двигателей развития информаци-онных технологий, то сегодня степень информатизации и объем иннова-ционных решений небольших частных компаний малого и среднего биз-неса превосходят аналогичные показатели большинства нефтесервисных предприятий. Прогресс в технологических цепочках маленьких и средних фирм, специализирующихся, к примеру, на интернет-торговле, просто поражает внедрением новых, зачастую неожиданных решений, которые быстро превращаются в повседневные для большинства населения. Од-ним из таких революционных решений является QR-код.

В докладе показаны простейшие варианты использования QR-кодирования в нефтегазовой отрасли. Отмечается, что по истечении те-стового периода внедрения QR-кодирования целесообразна унифика-ция в форме выработки методических рекомендаций по применению QR-кодов либо соответствующих стандартов предприятия. Очевидно, что именно головные научные подразделения ПАО «Газпром» должны стоять у истоков разработки вариантов использования и стандартизации как инструментов QR-кодирования, так и в целом инновационных техно-логических разработок в нефтегазовой отрасли.

88

Радиолокационные данные спутника Sentinel-1 и возможности их обработки для оптимизации маркшейдерско-

геодезических работ

М.А Ванярхо, К.Е. Киселевская (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), Т.М. Куликов (НИТУ МИСиС)

Активное освоение месторождений углеводородов, увеличение

объемов маркшейдерско-геодезических работ на предприятиях Группы Газпром приводят к необходимости поиска и применения современных технологий. Одна из таких технологий – радиолокационная интерферо-метрия. Запуск в апреле 2016 г. второго радиолокационного спутника се-мейства Европейского космического агентства – Sentinel, созданного в рамках проекта глобального мониторинга окружающей среды и без-опасности «Коперник», открывает широкие возможности для исследова-ний в области наблюдений за смещениями земной поверхности и де-формациями зданий и сооружений.

Использование радиолокационных данных спутника Sentinel-1 сов-местно с традиционными методами маркшейдерских работ и результата-ми геологических изысканий позволяет проводить наблюдения за смеще-ниями земной поверхности и деформациями зданий и сооружений, что дает возможность повысить общую эффективность и безопасность экс-плуатации нефтегазовых объектов. Актуальность метода радиолокаци-онной интерферометрии объясняется возможностью регулярного полу-чения данных об изменениях, произошедших за периоды времени от двух съемок и более на обширные территории (значительные по площади и протяженности), в том числе труднодоступные, что актуально при высо-кой скорости и интенсивности освоения месторождений углеводородов. Точность измерений смещений сопоставима с точностью данных тради-ционных наземных маркшейдерско-геодезических наблюдений.

Наличие современных радиолокационных данных спутника Sentinel-1 позволяет получать смещения поверхности и объектов инфра-структуры по всей площади месторождений. Проведение сопоставления результатов сумм смещений и радиолокационной интерферометрии определяет достоверность технологии и возможность применения дан-ных спутника Sentinel-1 для оптимизации маркшейдерско-геодезических работ на месторождениях углеводородов.

89

Нефтегазоносные бассейны Южной Америки. Направления развития ресурсного потенциала газа

Ю.Б. Силантьев, О.Г. Кананыхина (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В настоящее время в пределах Южно-Американского континента

выделяются более 30 нефтегазоносных бассейнов (НГБ), различающихся особенностями геологического строения и масштабами нефтегазоносно-сти. Обособляются четыре основные системы НГБ:

– субандийская (НГБ краевых прогибов и межгорных впадин); – внутриконтинентальная (инкратонные НГБ); – Атлантическая (бассейны пассивной окраины); – Карибская (трансформно-сдвиговые). Кроме того в пределах Тихоокеанского коллизионного пояса

обособляется небольшой Гуякильский НГБ. Промышленная нефтегазо-носность выявленных бассейнов связана с терригенно-карбонатными от-ложениями палеозоя-кайнозоя.

Привлекательность освоения газа южноамериканских НГБ обу-словлена актуальностью формирования регионального газового рынка. Однако в последние годы отмечается резкое (после 2012 г.) снижение объема поисково-разведочных работ. Объемы бурения уменьшались по-чти в пять раз. В 2016 г. около 30 % ограниченного поискового бурения приходилось на Вака Муэрта – основной объект освоения нетрадицион-ных ресурсов газа, что обусловлено резким истощением сырьевой базы Аргентины.

Обособляются три основных направления геологоразведочных ра-бот: суша (с 1920 г.), зона передовой складчатости Анд (с 1940 г.) и шельф (с 1960 г.). Стратегически резервным направлением являются нетрадиционные источники газа (черносланцевые формации). Начальные традиционные суммарные ресурсы нефти и газа превышают, соответ-ственно, 56 млрд т и 33 трлн м3. Нетрадиционные (извлекаемые) ресурсы сланцевой нефти и газа оцениваются в 10 млрд т и 56 трлн м3 соответ-ственно. Таким образом, несмотря на высокую освоенность (в течение более 100 лет) ресурсов углеводородов, прежде всего нефти, Южная Америка имеет высокую инвестиционную привлекательность для круп-нейших нефтегазовых компаний.

90

О парагенезе углеводородов, солей, траппов и кимберлитовых тел в Восточной Сибири

С.Б. Коротков (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Генетическая связь «кимберлитовая трубка – алмаз» общеизвест-

на, о присутствии углеводородов в «трубках» знают немногие, а о пара-генезе трубок с солями публикаций нет. Наличие трубки взрыва в преде-лах лицензионного участка для нефтепоисковых работ, и тем более за-лежей УВ, кажется фантастическим. Однако непосредственно к трубкам «Мир» и «Интернациональная» примыкают газонефтяные месторожде-ния Иреляхское и Маччобинское. Традиционная концепция нафтидогене-за не в состоянии объяснить сохранность залежей, проткнутых трубками, с разрушенными покрышками.

Ознакомление с керновыми и фондовыми материалами позволяет сделать заключение о формировании кимберлитовых тел в результате «сухого» перемешивания обломочной массы при объемном взрыве и по-следующей гидротермальной переработке.

Предлагается новая гипотеза образования кимберлитовых тел: – первая стадия – интрузии (дайки и траппы) внедряются в нефте-

газовую залежь и затем в соляной пласт; – вторая стадия – прогрев солей и преобразование их в перхло-

раты; – третья стадия – детонация перхлоратов и формирование «ко-

лодца», заполненного обломками магматических и осадочных пород; – четвертая стадия – размыв соляной покрышки, перекрывающей

залежь, что препятствует образованию новых трубок поблизости. В развитие данной гипотезы необходимо разработать модель фор-

мирования УВ-скоплений и на этой основе усовершенствовать критерии прогноза и поисков месторождений нефти и газа.

91

Разработка комплексных научно-технических решений, направленных на продление сроков рентабельной

эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на поздней стадии разработки

Ю.А. Сазонов, В.В. Воронова (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

В докладе рассмотрены научно-технические решения, направлен-

ные на повышение эффективности эксплуатации газовых и газоконден-сатных скважин в осложненных условиях при интенсивном притоке воды к забою скважины.

На поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных место-рождений существенно изменяются и усложняются условия движения флюидов, в особенности газа на участке от забоя до устья скважины. Для эффективного подъема жидкости из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами, применяют газлифт и плунжерный лифт. Вместе с тем на поздней стадии разработки месторождения эти технологии не позволяют решить технологические проблемы в полной мере, и остро встает вопрос о применении специальной насосной техники для удаления жидкости с забоя газовой скважины. Рассматриваются различные возможности при-менения объемных или динамических насосов, спускаемых в скважины. Для эффективной перекачки газа также предлагаются дожимные ком-прессоры, устанавливаемые на устье газовой скважины. Однако остается нерешенной проблема с надежностью насосной и компрессорной техники при попадании песка в поток перекачиваемой жидкости или газа.

В рамках проводимых исследований предлагается разработка но-вого многофазного насоса, который предназначен для борьбы с песко-проявлением и обводненностью в газовых и газоконденсатных скважинах на поздней стадии разработки месторождения. Рассматриваются ком-плексные научно-технические решения, нацеленные на продление срока рентабельной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

Работа выполнена в рамках прикладных научных исследований при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ. Уникаль-ный идентификатор работ (проекта) RFMEFI57717X0269.

92

Анализ эффективности применения технологий КПГ, СПГ и гидратной транспортировки природного газа для освоения

нетрадиционных газовых ресурсов

С.И. Долгаев, В.Г. Квон, В.А. Истомин, Ю.А. Герасимов, А.А. Тройникова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Нетрадиционные газовые ресурсы, такие как сланцевый газ, газ

плотных коллекторов и газогидратные залежи, могут рассматриваться в качестве перспективных для освоения только при наличии экономически эффективных технологий. Природный газ нетрадиционных газовых ре-сурсов может выйти на рынки при конкурентных стоимостных характери-стиках технологий его добычи, транспортировки и хранения. Как правило, даже при наличии существенных запасов нетрадиционного газа добыва-ющие скважины таких месторождений можно отнести к малодебитным (10 000–100 000 м3/сут) и непромышленным (менее 10 000 м3/сут). При малых объемах производства нетрадиционного газа проблема выбо-ра технологии его транспортировки и хранения приобретает актуаль-ность. В соответствии с характерными производительностями технологий добычи нетрадиционного газа газотранспортные технологии СПГ, КПГ и ГПГ могут иметь свои области применения. Например, технологии КПГ и ГПГ ориентированы на транспортировку меньших объемов газа в отли-чие от трубопроводного транспорта и технологии СПГ, рассчитанных на транспортировку миллиардных объемов газа и освоение крупных место-рождений традиционного газа.

Для оценки потенциальной применимости газотранспортных техно-логий КПГ, СПГ и ГПГ в проектах добычи нетрадиционного природного газа разработана экономическая модель, основанная на подсчете затрат, необходимых для реализации проектов освоения нетрадиционных газо-вых ресурсов. На основании расчетов эффективности в докладе дана оценка применимости гидратных технологий транспортировки природного газа. В координатах «объем газа – расстояние транспортировки» опреде-лены области безубыточности гидратных газотранспортных проектов. Проведено сравнение экономической эффективности гидратной техноло-гии транспортировки природного газа нетрадиционных ресурсов с харак-теристиками газотранспортных технологий КПГ и СПГ.

93

Обзор методов расчета просадок морского дна при разработке месторождений морского шельфа

В.С. Жуков, И.В. Плешков (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Разработка морских газовых месторождений со снижением пласто-

вого давления может сопровождаться просадками морского дна, их коли-чественная оценка является важной практической задачей. Актуальность этого обусловлена тем, что просадки морского дна вызывают опускания буровых платформ, деформации обсадных колонн скважин и трубопро-водов, проложенных по морскому дну.

Наиболее известен эмпирический метод J. Geertsma, основанный на многочисленных испытаниях кернового материала в условиях одноос-ного сжатия. Одноосный характер деформирования пласта считался вполне обоснованным, так как толщины разрабатываемых горизонтов намного меньше, чем их горизонтальные размеры по простиранию. В конце прошлого века Ю.О. Кузьмин и В.А. Черных разработали модели, учитывающие размеры объемно-деформируемого пласта и деформиро-вание вмещающей среды. И, наконец, Ю.О. Кузьмин дополнил модель учетом весомости среды и генезиса формирования залежи.

В программах гидродинамического моделирования ECLIPSE, VIP Landmark и др. задача расчета возможных просадок решается в рамках теории упругих деформаций с учетом распределения в пространстве коллекторских и упругих свойств коллектора. Предполагается, что вели-чина смещения кровли продуктивного пласта равна смещению поверхно-сти дна.

Применение наиболее адекватных методов и учет свойств коллекто-ра позволит получить реальные оценки просадок дна и снизить негативные последствия разработки газовых месторождений шельфа.

Международные научно-технические мероприятия ПАО «Газпром», организуемые на базе

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» во II полугодии 2017 г.

8–10 ноября

IV Международная научно-практическая конференция «Мировые ресурсы и запасы газа

и перспективные технологии их освоения» (WGRR-2017)

5–6 декабря

V Международная конференция «Экологическая безопасность в газовой

промышленности» (ESGI-2017)

Конференция приурочена

к завершению Года экологии

в Российской Федерации

Более подробную информацию о проводимых мероприятиях можно найти на интернет-ресурсе http://vniigaz.gazprom.ru/events/2017.

Предстоящие международные научно-технические мероприятия

ПАО «Газпром», организуемые на базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2018 г.

IV Научно-практический семинар «Повышение надежности магистральных

газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением» (КРН-2018)

II Международная научно-практическая конференция «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых

пластовых систем» (SPRS-2018)

II Международная конференция ПАО «Газпром» «Путь инноваций и новые технологии в газовой

промышленности» (INNOTECH-2018) Юбилейная конференция, посвященная

70-летию основания ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

IX Отраслевое совещание «Состояние и основные направления развития

сварочного производства ПАО «Газпром» (СВАРКА-2018)

VII Международная конференция

«Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (ROOGD-2018)

Более подробную информацию о планируемых в 2018 г. мероприятиях можно найти на интернет-ресурсе http://vniigaz.gazprom.ru/events

IV Международная научно-практическая конференция

Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения

(WGRR-2017)

Корректор М.В. Бурова Верстка, обложка И.Ю. Белов

Подписано к печати 02.11.2017 г.

Тираж 250 экз. Ф-т 6084/16 Объем: 5,58 усл. печ. л.