Нефтяные оторочки что это
Управление депрессией
Нефтяные оторочки относятся к тем запасам, которыми раньше пренебрегали. Однако фраза о том, что легкой нефти в мире уже не осталось, стала аксиомой, а если принимать во внимание темпы развития технологий добычи, такие активы становятся все более привлекательными. Для «Газпром нефти» эта тема тем более актуальна: нефтяные оторочки есть на многих газоконденсатных месторождениях, которые разрабатывает «Газпром»
Нефтяной оторочкой называют нефтяную часть двухфазной залежи, газ в которой занимает намного больший объем, чем нефть. Для «Газпром нефти» это в первую очередь активы материнской компании — «Газпрома», освоение которых рассматривается как одно из перспективных направлений развития ресурсной базы компании.
В настоящее время «Газпром нефть» ведет работу на пяти подобных проектах: на Чаяндинском, Заполярном, Оренбургском и Западно-Таркосалинском месторождениях, а также на Уренгойской группе активов (Ен-Яхинское, Песцовое и Уренгойское). В перспективе рассматривается Тазовское месторождение.
Все эти активы — нефтегазоконденсатные месторождения, где «Газпром нефти», согласно Стратегии нефтяного бизнеса «Газпрома», передается в работу нефтяная часть, то есть одна или несколько нефтяных оторочек.
В каждом случае выбирается своя схема работы. Если добыча нефти не обещает заметного экономического эффекта, но необходима с точки зрения комплексного освоения актива и промысел перспективен по газу, «Газпром нефть» выступает как оператор, а ее участие может ограничиться опытно-промышленными работами (ОПР). Если по итогам ОПР будет установлено, что добыча нерентабельна, по согласованию с недропользователем может быть инициирован пересмотр лицензионных обязательств по добыче нефти. Там же, где проект экономически привлекателен, принимается решение об инвестициях.
Нефтяная оторочка
Проекты реализует специально созданная в 2014 году дочерняя структура — «ГазпромнефтьЗаполярье». В работах на месторождениях также задействованы добывающие предприятия. Так, «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» ведет работы на Чаяндинском, Заполярном и на Уренгойской группе месторождений. В сфере ответственности «Газпромнефть-Оренбурга» — Оренбургское месторождение. «Газпромнефть-Муравленко» займется Западно-Таркосалинским месторождением.
Непростые запасы
Главная особенность нефтяных оторочек — небольшая мощность пласта: от до 15 м. Над нефтяным слоем — значительно превосходящая его по объему газовая шапка, которая, как правило, находится с нефтью в динамической связи. «При интенсивной разработке нефтяной оторочки очень быстро происходит прорыв газа, поэтому важно выдерживать депрессию на пласт на определенном уровне, — рассказал руководитель проекта Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения „Газпромнефть-Заполярье“ Владимир Куриннов. — После прорыва газа получить требуемый коэффициент извлечения нефти (КИН) будет уже невозможно». При этом экономически обоснованный КИН нефтяных оторочек, как правило, не превышает 15 %, а дальнейший его рост за счет увеличения количества скважин снижает рентабельность проекта.
Основной принцип разработки нефтяных оторочек — регулируемая депрессия на пласт*. Высокая депрессия в обычной наклонно направленной скважине обеспечивает увеличение дебита, то есть больший приток к скважине нефти в единицу времени. Однако при наличии газовой шапки и близкого водоносного слоя высокая депрессия может способствовать прорыву к забою газа и образованию водяных конусов. Поэтому при разработке нефтяных оторочек, чтобы вовлечь в работу большие зоны пласта, не создавая при этом высоких депрессий, используются горизонтальные скважины. Но и здесь есть свои проблемы: в связи с тем, что мощность пласта небольшая, при проводке горизонтальных стволов требуется очень высокая точность. Значит, необходимо повышение качества проектирования, что требует проведения более тщательных исследований расположения границ газонефтяного и водонефтяного контактов.
Применение такой полезной в других случаях технологии, как гидроразрыв пласта, требует особой осторожности, так как появление вертикальных трещин в пласте малой мощности также способно вызвать прорыв газа. Наконец, на таких месторождениях действуют требования промышленной безопасности для газовых скважин, значительно более жесткие, чем для нефтяных. Все это влечет за собой более высокие капитальные затраты.
Одно из ключевых правил разработки месторождений с нефтяными оторочками — равномерная разработка нефтяной и газовой частей.
Добывать или списывать?
В целом несмотря на все трудности нефтяные оторочки успешно разрабатываются во многих странах: Норвегии, Малайзии, Индонезии, Австралии, Тринидаде и Тобаго и др.
Например, нефтяная часть месторождения Тролль на норвежском шельфе имеет нефтяную оторочку толщиной Для того чтобы извлечь из нее нефть, было пробурено 110 горизонтальных добывающих скважин, 28 из них — многоствольные. Скважины оборудовались противопесочными фильтрами и устройствами управления притоком. Добыча нефти здесь началась в 1995 году — на полгода раньше, чем добыча газа. Разработкой газовой части занималась компания Statoil, а нефтяной — Hydro (до объединения со Statoil в 2007 году — самостоятельная нефтегазовая компания). Хотя пики добычи нефти на месторождении (18 млн тонн в год) были пройдены в начале 2000‑х, ее продолжают добывать и сегодня (текущий объем добычи — около 6 млн тонн в год).
Для борьбы с образованием конусов обводнения и прорывами газа на газонефтяных месторождениях Малайзии применяют устройства управления притоком и интеллектуальные системы заканчивания скважин. Используется барьерное заводнение у поверхности водонефтяного и газонефтяного контактов.
На месторождении Снэппер в Австралии разработка тонкой нефтяной оторочки (толщина пласта началась еще в 1981 году. Рыночная ситуация была такова, что у эксплуатирующих месторождение компаний Esso Australia и BHP не было необходимости форсировать здесь добычу газа, пока другие месторождения позволяли удовлетворить существующий спрос на «голубое топливо». Поэтому было принято решение использовать для добычи нефти часть скважин, на которых позднее должна была начаться добыча газа.
Ряд проектов, связанных с разработкой нефтяных оторочек, есть и в России. Так, например, компания «Сургутнефтегаз» на Федоровском и Лянторском месторождениях успешно добывала нефть из пластов толщиной с использованием горизонтальных скважин.
Нефтяные оторочки (подгазовые залежи) — перспективный класс запасов: у них значительный потенциал как в России, так и за рубежом. Работая сегодня на нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных месторождений, мы получаем уникальный опыт применения современных технологий, который будет востребован при освоении подобных залежей в будущем и при разработке трудноизвлекаемых запасов в целом. Кроме того, ко многим таким активам в России «Газпром нефть» получает эксклюзивный доступ, так как они принадлежат нашей материнской компании — «Газпрому». Участие «Газпром нефти» позволяет повысить эффективность управления нефтяным портфелем Газпрома», при этом в каждом проекте мы ищем и находим свой формат взаимовыгодного сотрудничества с недропользователем.
«Инвестировать средства в такие проекты имеет смысл только в том случае, если они позволяют получать прибыль. А на нефтяных оторочках это далеко не всегда возможно даже при условии перевода их в категорию трудноизвлекаемых запасов и получения соответствующих налоговых льгот», — отмечает генеральный директор «Газпромнефть-Заполярье» Дмитрий Махортов.
Решающее влияние на уровень рентабельности оказывают такие параметры, как размер запасов и наличие нефтяной инфраструктуры в регионе. Именно отсутствие последней зачастую становится сдерживающим фактором. Безусловный интерес представляют проекты, где рентабельность добычи из нефтяной части по показателю PI (индекс рентабельности инвестиций) превышает 1,25. Если уровень рентабельности ниже, для положительного решения необходимы дополнительные веские основания. Но, как правило, если добыча нефти признается нерентабельной, такие запасы нужно списывать или по крайней мере откладывать их разработку в расчете на появление новых технологий.
Понять реальную перспективу каждой оторочки позволяют опытно-промышленные работы. Специалисты компании оценивают, может ли применение тех или иных технологий обеспечить приемлемый уровень рентабельности. Если это невозможно, готовится обоснование для запроса о списании запасов в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых. И такой прецедент на активах «Газпрома» уже есть. Так, в апреле 2016 года были списаны не подтвердившиеся запасы на одном из пластов месторождения Заполярное: пробуренные разведочные скважины показали, что в настоящее время нефти там нет.
* Пластовая депрессия (депрессия на пласт) — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине.
5 оторочек «Газпром нефти»
На Заполярном месторождении в ЯНАО проект разработки нефтяной оторочки обещает быть рентабельным, и «Газпром нефть» инвестирует в неготсвои средства. На месторождении действует льгота по НДПИ до конца 2021 года, поэтому основная задача — добыть максимум до завершения льготного периода. Работы здесь ведутся с 2015 года. Сейчас ведется бурение двух скважин. Пока это программа ОПР, но уже в нынешнем году планируется завершить проектные работы по обустройству и бурению, а в следующем — начать строительство объектов инфраструктуры. В компании рассчитывают, что добычу здесь можно будет начать в 2017 году, а в 2018 году выйти на объем 3 тыс. тонн нефти в сутки. Инфраструктуру предполагается строить поэтапно, по мере подтверждения запасов.
Это крупное нефтегазоконденсатное месторождение в Якутии, которое должно стать источником заполнения строящегося газопровода «Сила Сибири» для поставки газа в Китай. Преимуществом месторождения является льгота по НДПИ, действующая до 2021 года. Однако перспективы добычи нефти здесь пока не ясны. «Газпром нефть» выступает на Чаянде как оператор опытно-промышленных работ, которые начались в 2015 году. В настоящее время идет бурение и испытание оценочных скважин. Предполагается, что к концу 2016 года будет завершено испытание девяти скважин. По итогам этой работы планируется сделать концепт разработки и концепт обустройства нефтяной оторочки Чаяндинского месторождения. На их основании будет уточнен проект разработки всего месторождения и сделана оценка рентабельности его нефтяной части.
Месторождение Уренгойской группы: Ен-Яхинское, Песцовое, Уренгойское
Разработку месторождений Уренгойской группы пока сложно рассматривать как привлекательный объект для инвестиций. Однако если поблизости начнется реализация других проектов нефтедобычи, для них может быть создана общая инфраструктура. В случае получения налоговых льгот все это позволит сделать рентабельной добычу по крайней мере на Песцовом и Ен-Яхинском месторождениях. Пока же здесь идет пересмотр составленной около четырех лет назад программы ОПР, с тем чтобы с минимальными издержками собрать максимум сведений.
Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение имеет неплохие экономические перспективы. Как и на Заполярном, здесь действует льгота по НДПИ до 2021 года. Пиковыеобъемы добычи, по предварительным оценкам, будут достигать тонн нефти в год. Однако насколько оно может быть интересно для «Газпром нефти», еще предстоит выяснить. В 2016 году компания планирует определиться, готова ли она инвестировать в этот проект, и начать проектирование обустройства месторождения.
По предварительным оценкам, из трех имеющихся здесь залежей потенциальный интерес представляет только одна — Ассельская. Сейчас на месторождении реализуется программа ОПР, по итогам которой будет принято решение о целесообразности полномасштабной разработки. План на 2016 год: провести переиспытание существующего фонда нефтяных скважин.
Концептуальный подход, особенности и сложности разработки нефтяной оторочки в условиях аномально низких пластовых давлений и температуры на примере Чаяндинского НГКМ
Ключевые слова: нефтяная оторочка, концепция разработки, вторичные образования, аномально низкое пластовое давление, аномально низкая пластовая температура
Вовлечение запасов нефтяной оторочки предполагает ряд сложностей с соблюдением баланса отборов газа и нефти из залежи, выбором оптимальной конструкции и проводки стволов, обоснованием режимов работы скважин и т.д. Помимо этого залежи углеводородов могут быть осложнены вторичными преобразованиями отложений, наличием различных нарушений, аномальными термобарическими условиями. В работе представлены результаты применения концептуального подхода при проектировании разработки нефтяной оторочки ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ с наличием вышеперечисленных осложнений. Данный опыт может быть применен при оценке большинства месторождений Восточной Сибири.
CONCEPTUAL APPROACH, PECULIARITY AND COMPLEXITY OF THE OIL RIM DEVELOPMENT UNDER CONDITION OF ABNORMAL LOW RESERVOIR PRESSURE AND TEMPERATURE: THE CASE OF CHAYANDINSKOYE OILFIELD, EASTERN SIBERIA
PRONEFT». Professional’no o nefti, 2020, no. 3 (17), pp. 33-40
Keywords: oil rims, development concept, diagenetic alterations, abnormally low reservoir pressure, abnormally low reservoir temperature
The oil rim reserves development suggests complexity in maintaining the balance of gas and oil withdrawals from the reservoir, choosing the optimal well design and geosteering, justifying well operation conditions, etc. In addition, gas and oil reservoir can be complicated by diagenetic alterations of deposits, blocked structure, abnormal thermobaric conditions. The paper presents the results of conceptual approach to the Botuobinskiy horizon’s oil rim development design at the Chayandinskoye oil and gas condensate field with the presence of the above complications. This experience can be applied to assess the majority of fields in Eastern Siberia
В условиях роста внимания к проблеме разработки трудноизвлекаемых запасов освоение подгазовых залежей является одним из главных фокусов в стратегии развития нефтяных компаний. Проектирование вовлечения запасов нефтяных оторочек требует детального изучения всех влияющих факторов, анализа и составления программы снижения возможных рисков. Основными осложняющими факторами разработки таких залежей являются наличие газовой шапки и подстилающей воды. Впервом случае возможный прорыв газа увеличивает риск снижения продуктивности нефтяных скважин, и активная разработка газовой шапки приводит к снижению начальных геологических запасов нефти. Во втором случае при наличии подстилающей воды возникает риск преждевременного обводнения продукции скважин. Кроме этих факторов, на Чаяндинском НГКМ отмечаются вторичные преобразования отложений, блоковое строение залежей, неблагоприятные термобарические условия в продуктивном горизонте. Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в юго-западной части Республики Саха (Якутия). Месторождение многопластовое, продуктивными являются терригенные отложения венда, горизонты: ботуобинский, хамакинский, талахский. Тип залежей – пластовые, тектонически и литологически экранированные, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Основные запасы нефти сосредоточены в ботуобинском горизонте.
ДЛЯ ДОСТОВЕРНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕОЛОГОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ОБЪЕКТА НЕОБХОДИМЫ ОТБОР КЕРНОВОГО МАТЕРИАЛА ПО ИЗОЛИРОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ, ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НА НЕЭКСТРАГИРОВАННОМ ОБРАЗЦЕ, ПРОВЕДЕНИЕ РАСШИРЕННОГО КОМПЛЕКСА ГИС ДЛЯ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ПРИВЯЗКИ С КЕРНОВЫМИ ДАННЫМИ И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЗАСОЛОНЕНИЯ В МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ.
Ботуобинский горизонт сложен в основном песчаником мелко-среднезернистым, мономиктовым кварцевым, с гидрослюдистым-глинистым цементом. Преобладание песчаников, средняя сортировка обломочного материала, кварцевый состав свидетельствуют о длительной переработке материала до его седиментации. Формирование отложений ботуобинского горизонта происходило в условиях крупной баровой системы, благодаря чему отложения в первичном виде обладали весьма высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Тем не менее впоследствии отложения подверглись вторичным преобразованиям, в ходе чего в составе отложений горизонта отмечается присутствие галитового, сульфатного и карбонатного цемента. Наибольшее влияние на коллекторские свойства пород оказывает галитизация, так как при определенном содержании галита отложения имеют низкие значения открытой пористости. По данным анализа керна и ГИС выявлено, что засолоненные прослои имеют толщину от нескольких сантиметров до 2 м, при этом количество таких прослоев толщиной 2 м в некоторых скважинах может достигать 5-6. Следовательно, соли не только снижают емкостные свойства песчаников, но и являются причиной их высокой расчлененности. Источником галита для вендских отложений являлись рассолы, поступавшие из вышележащего сульфатно-галогенно-карбонатного комплекса кембрия. Рассолы просачивались в нижележащие отложения по ослабленным зонам, далее из этих рассолов в пустотном пространстве пород кристаллизовался и выпадал в осадок галит. Причиной наличия таких ослабленных зон могут быть тектонические процессы.
В ходе палеотектонического анализа установлены зоны, испытывавшие в период вендско-кембрийского времени сначала воздымание, а затем погружение. По данным скважинам в этих зонах отмечается максимальное засолонение отложений. Таким образом, можно предположить, что зоны, подвергшиеся влиянию тектонической активности, могли на определенном этапе обладать повышенной трещиноватостью или разуплотнением. Палеотектонические реконструкции позволяют определить зональность засолонения в пределах нефтяной оторочки. Оценку протяженности засолоненных прослоев в межскважинном пространстве на текущий момент провести невозможно. Ввиду незначительных толщин засолоненные прослои не прослеживаются по данным сейсмики. Однако можно предположить их ориентацию. Согласно исследованиям, наибольшему засолонению подвержены первоначально лучшие коллекторы сминимальной глинистостью имаксимальными значениями пористости/проницаемости, т.е. миграция рассолов по латерали происходила вдоль ориентации баровых тел. Ориентация баровых тел имеет северо-восточное простирание, исходя из чего можно предположить, что засолоненные прослои ориентированы в северо-восточном направлении [1]. Как отмечено выше, наличие галитового цемента уменьшает поровое пространство и фильтрационно-емкостные свойства.
Ранее в проектных документах по подсчету запасов песчаники с галитовым цементом рассматривались как коллекторы. По прогнозу, в пределах нефтяной оторочки засолоненные породы могут составлять порядка 9% объема всех пород. Недоучет данного фактора приводит к завышению геологических запасов нефти. Для понимания реальных коллекторских свойств засолоненных песчаников и влияния засолонения на разработку необходимо провести детальные исследования на керне. Исследования по определению на историческом керне не дадут объективной информации, так как в процессе отбора и в последующих лабораторных исследованиях могло быть нарушено первоначальное засолоненное состояние отложений. В связи с этим в рамках доизучения целевого объекта запланирован отбор керна по изолированной технологии и проведение расширенных лабораторных исследований. Для снижения рисков рассолонения отбираемой породы бурение проводится на растворе с углеводородной основой. Исследования свойств будут проведены как на экстрагированном, так ина неэкстрагированном керне, что позволит оценить течение флюида в пластовых условиях и смоделировать процессы рассолонения в пласте. Кроме того, подобран комплекс ГИС для определения засолоненных интервалов пород и сопоставления ГИС с результатами исследований керна.
В пределах Чаяндинского НГКМ выделяется множество разрывных нарушений. Разломы в южной части лицензионного участка более амплитудные, хорошо видны на сейсмических разрезах, образуют большое количество блоков. В северной части в районе нефтяной оторочки находятся в основном малоамплитудные разломы, которые не проявляются в волновом поле на сейсмических данных, однако видны по сейсмическим атрибутам (рис. 1). В процессе разработки нефтяной оторочки планируется проведение гидродинамических исследований для выявления экранирующих эффектов данных разломов. Продуктивные горизонты месторождения характеризуются аномально низкими пластовым давлением и температурой. Аномальное пластовое давление существует в изолированных системах, генезис процесса сложно пред сказать. Предполагается, что основной причиной является температурный фактор, так как коэффициент теплового расширения флюидов в изолированной системе значительно выше, чем у минеральных компонентов в горных породах.
Коэффициент аномальности пластового давления ботуобинского горизонта составляет 0,87, что требует принятия нестандартных решений при бурении эксплуатационных скважин. Для снижения рисков значительного загрязнения призабойной зоны пласта и исключения газонефтепроявлений в процессе бурения необходим подбор оптимальной рецептуры бурового раствора. Температура ботуобинского пласта составляет 9–11 °C, что приносит существенные риски выпадения асфальтенов, парафинов при эксплуатации скважин. В процессе разработки залежи и прорывов газа из газовой шапки возможен эффект дросселирования и охлаждения газа, что может привести к существенному снижению температуры призабойной зоны (эффект Джоуля–Томсона), создавая риск выпадения парафинов, увеличения фильтрационного сопротивления и даже закупоривания ПЗП. Эффект Джоуля–Томсона – это изменение температуры газа при адиабатическом дросселировании – медленном протекании газа под действием постоянного перепада давлений сквозь пористую перегородку [7].
При рабочей депрессии на пласт 2МПа в базовом режиме работы скважин максимально возможное снижение пластовой температуры газа от начальной оценивается примерно в 6 °C. В таком случае температура газа в призабойной зоне пласта может снизиться до 3 °C (рис. 2). При этом температура кристаллизации парафинов в нефти ботуобинского горизонта в поверхностных условиях составляет 5 °C. В связи с этим планируются дополнительные лабораторные исследования нефти на выпадение АСПО, в рамках опытно-промышленных работ – длительная отработка скважин на различных режимах, а также проработана программа обработки ПЗП. В целях оценки рисков реализации отрицательного исхода проведен стресс-тест: в гидродинамическом симуляторе скважины останавливались после прорыва газа из газовой шапки и оценена накопленная добыча нефти. И в этом случае проект остается положительным по экономической оценке. Кроме того, стоит отметить, что термобарические условия ботуобинского объекта близки к условиям гидратообразования. Экспериментально доказано, что высокая минерализация пластовой воды (более 350 г/дм3 ) является достаточной гарантией отсутствия гидратообразования даже в аномально низких
Программа позволяет провести многовариантные расчеты на 3D гидродинамической модели с варьированием основных параметров системы разработки: тип заканчивания, плотность и угол поворота сетки скважин, расстояние горизонтальных стволов до флюидальных контактов, с автоматической расстановкой фонда, вычислениями на нескольких машинах локальной сети и сбором результатов при помощи ГРИД-Кластера [9]. Рассчитано более
С учетом возможных технологических рисков бурения горизонтальных скважин 2000м в данном регионе рекомендуемая система разработки ГС – 1500м, межрядное расстояние – 1000 м, расстояние между скважинами в ряду – 250м. Врамках ОПР планируется бурение более длинных ГС и скважин со сложной конструкцией – МЗС и Fishbone. Также проводился анализ чувствительности принятого оптимального решения к влиянию изменений экономических показателей. Наибольшее влияние на оптимальные параметры системы разработки оказывают цена на нефть и НДПИ. При улучшении экономических условий есть возможность уплотнения сетки скважин с увеличением накопленной добычи нефти.
Для сравнения (рис. 5, 6) представлены оптимальные варианты МЗС и Fishbone. В текущих экономических условиях эти варианты хуже базового при большей накопленной добыче. Принятый вариант системы разработки показывает наибольшую эффективность и одновременно оставляет возможность уплотнения сетки зарезкой боковых стволов или применения Fishbone в случае снижения стоимости строительства скважин данной конструкции.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведен анализ основных геологических неопределенностей для последующего выполнения программы опытно-промышленных работ и снижения рисков при полномасштабном освоении запасов нефти ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения. Наличие вторичных преобразований в продуктивном горизонте усложняет процесс наиболее точной оценки геологических запасов нефти. Для достоверного определения геологофизических характеристик объекта необходимы отбор кернового материала по изолированной технологии, лабораторные исследования на неэкстрагированном образце, проведение расширенного комплекса ГИС для дальнейшей привязки с керновыми данными и прогнозирования засолонения в межскважинном пространстве. Существование низких термобарических условий в продуктивном горизонте накладывает дополнительные риски при освоении запасов углеводородов.
Во-первых, при аномально низком пластовом давлении возникает необходимость бурения скважин на легких растворах для снижения риска ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта, что повышает требования к контролю давления для исключения газонефтепроявлений в процессе строительства. Во-вторых, при аномально низкой температуре объекта и возможном дальнейшем снижении значения согласно эффекту Джоуля–Томсона возникает вероятность выпадения АСПО в призабойной зоне скважин, кроме того, организация системы ППД, водогазового воздействия и смешивающегося вытеснения нефти привносит риски гидратообразования. Таким образом, кроме основных неопределенностей, таких как структура коллектора, положение флюидальных контактов, фильтрационно-емкостные свойства объекта, физико-химические свойства продукта, проработаны риски наличия солеотложений, осложнений вследствие низких термобарических условий.
Для снижения рисков по неопределенностям и осложняющим факторам запланирована программа опытно-промышленных полевых работ, лабораторных исследований. Проведены многовариантные расчеты в фильтрационной модели и определена оптимальная система разработки. Сформированная концепция разработки Чаяндинского месторождения может быть применена на аналогичных месторождениях Восточной Сибири со схожими геологофизическими характеристиками.
Список литературы
References
1Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), 2ООО «Газпромнефть-Заполярье»