МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Key words: reservoir pressure, gas condensate field, intensification, hydraulic fracturing, depression funnel, operation. 

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение является ключевой сырьевой базой ПАО «Газпром». Спустя десятилетия активной эксплуатации природные коллекторы переходят в стадию позднего дренирования, что сопровождается снижением пластового давления и неравномерностью работы скважин. По состоянию на 2014 год произошло снижение пластового давления на 65%: по I объекту коэффициент Рпл(текущего)/Рпл(начального) = 0,35, по II объекту снижение составило также 65%. Текущие пластовые давления составляют от 28 до 32 МПа в зависимости от скважины.

На момент начала разработки нижнемеловых отложений пласт БУ83 характеризовался высокими начальными давлениями. Для II объекта начальное пластовое давление составляло 264 бара при пластовой температуре 71 °C.

ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Основная причина падения давления — естественное снижение энергии пласта вследствие извлечения углеводородов. За более чем 30 лет разработки накопленный отбор по II объекту составил 253,4 млрд. м³ газа (25,1% от начальных запасов) и 16,7 млн. т конденсата (14,4% от начальных запасов).

Неравномерность снижения давления связана с различным геологическим строением. На пласте БУ83 выявлены зоны с существенно различающимися давлениями, обусловленные локальными геологическими особенностями. Локальные зоны сверхнизкого давления сформировались в районах высокой плотности эксплуатационных скважин, особенно в центральных кустах УКПГ-2В, где возникли депрессионные воронки.

Пласт БУ83 разрабатывается в газоконденсатном режиме. При снижении пластового давления ниже давления начала конденсации (264 бара) в призабойной зоне происходит выпадение конденсата, что приводит к ухудшению фильтрационных характеристик и образованию пробок. Среднесуточные дебиты газа варьируются от 224 тыс. м³/сут до 935 тыс. м³/сут.

Особенностью месторождения является влияние активной водоносной системы. Водонапорный режим определяет нестационарное распределение давления по площади. Месторождение разрабатывалось с целью максимизации добычи на ранних стадиях, что привело к значительному и быстрому снижению давления.

ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРИ НИЗКОМ ДАВЛЕНИИ

Низкое пластовое давление вызывает комплекс эксплуатационных трудностей. При снижении давления энергия пласта становится недостаточна для преодоления гидравлических сопротивлений, что приводит к падению дебитов. Требуется увеличение депрессии, однако это может вызвать повреждение пород, возникновение механических пробок и рост обводненности.

В условиях низкого давления в призабойной зоне происходит интенсивное выпадение жидких фаз. По пласту БУ83 проведено 162 ГРП за период 2002–2020 годов для борьбы с конденсатными пробками. Из них 71% оказались успешными.

Между различными участками наблюдается неравномерность дебитов. На II объекте распределение добычи: УКПГ-1В — 36%, УКПГ-2В — 39%, УКПГ-3В — 25%. Месторождение имеет стареющий фонд скважин, многие из которых переведены на консервацию. По II объекту 69,2% дренируемых запасов извлечено из зоны УКПГ-1В, что указывает на истощение этого участка.

ПРИМЕНЯЕМЫЕ МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ

Восстановление добычи требует комплекса технологий. Основные направления включают оптимизацию режима открытия скважин, очистку призабойной зоны (кислотные обработки), удаление жидких углеводородов и воды из ствола, использование телеметрии и дистанционного мониторинга.

По результатам анализа из 162 проведенных ГРП 71% оказались успешными, что показало увеличение продуктивности в 1,4–3,5 раза. Для однотрещинного ГРП с применением 10–50 тонн проппанта наблюдалось увеличение накопленной добычи газа на 40–80% и конденсата на 20–33%.

Ключевые методы включают гидравлический разрыв пласта (в том числе многостадийный), гидропескоструйную перфорацию, кислотно-реагентные обработки, тепловые воздействия, капиллярные системы подачи поверхностно-активных веществ, газлифт, вакуумирование забоя.

Необходима реконструкция кустовых площадок, создание локальных станций дожима газа, оптимизация схем сбора и подготовки продукта. Рекомендуется разработка индивидуальных карт интенсификации для каждой скважины, применение точечных ГРП на наименее продуктивных горизонтах, внедрение химических методов очистки.

Важными направлениями развития являются цифровизация технологических процессов, адаптивная модель управления добычей, оптимизация режимов компрессорных станций. Целесообразен переход на режим минимальной депрессии, селективная изоляция обводненных интервалов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Эксплуатация Ямбургского месторождения в условиях низкого давления требует комплексного подхода, включающего модернизацию технологий и внедрение методов интенсификации. Ключевым фактором является применение гибких технологических решений, ориентированных на минимизацию затрат и восстановление продуктивности.

Причины низкого давления многофакторны: естественное истощение, сложная геология, газоконденсатный режим, высокая плотность скважинного фонда. Решение включает использование гидравлического разрыва пласта, адаптацию системы добычи и программу поддержки стареющего фонда. Такие меры позволят ПАО «Газпром» сохранять устойчивые объемы добычи и обеспечить долгосрочное развитие месторождения.