Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Изученность ресурсов сланцевого газа и газоносных сланцев 12
1.1 История изучения газоносных сланцев 12
1.2 Происхождение сланцевого газа 14
1.3 Ресурсный потенциал сланцевого газа в мире 15
1.4 Ресурсный потенциал сланцевого газа в Китае и перспективные для разработки газосланцевые толщи 17
1.5 Уникальные особенности газоносных сланцев 21
1.6 Особенности залегания и миграции сланцевого газа в сланцевых толщах
1.6.1 Адсорбция и десорбция 23
1.6.2 Диффузия 24
1.6.3 Проскальзывание газа 26
1.7 Кажущаяся проницаемость газоносных сланцев 27
1.7.1 Концепция кажущейся проницаемости и существующие математические модели кажущейся проницаемости газоносных сланцев 27
1.7.2 Усовершенствование модели кажущейся проницаемости с учетом эффектов адсорбции, диффузии и проскальзывания газа 29
1.7.3 Расчет кажущейся проницаемости газоносных сланцев толщи Лунмаси
Выводы по главе 1 35
ГЛАВА 2. Технологические подходы к разработке ресурсов сланцевого газа 36
2.1 Направленное и горизонтальное бурение 37
2.2 Гидравлический разрыв пласта (ГРП) 39
2.2.1 Технологии ГРП по типу стимуляционного флюида 40
2.2.1.1 ГРП с проскальзывающей водой 41
2.2.1.2 Гибридный ГРП 41
2.2.1.3 Разрыв на пенной основе 42
2.2.1.4 Безводный разрыв 43
2.2.2 Технологии ГРП по методике проведения разрыва 46
2.2.2.1 Гидроструйный ГРП 46
2.2.2.2 Многостадийный ГРП 47
2.2.2.3 Повторный ГРП 48
2.2.2.4 Одновременный ГРП 49
2.2.2.5 ГРП с созданием открытых каналов 49
2.3 Мониторинг процесса гидроразрыва и развития трещин 50
Выводы по главе 2 52
ГЛАВА 3. Объемный грп и методика количественной оценки разрываемости газоносных сланцев 53
3.1 Объемный ГРП 53
3.1.1 Концепция стимулированного объема пласта и объемного ГРП 53
3.1.2 Технологические особенности проведения объемного ГРП 56
3.2 Методика оценки разрываемости газоносных сланцев 58
3.2.1 Концепция и изученность разрываемости сланцев 58
3.2.2 Классификация факторов, влияющих на разрываемость сланцев
3.2.2.1 Содержание хрупких минералов 60
3.2.2.2 Индекс хрупкости 61
3.2.2.3 Трещиностойкость 62
3.2.2.4 Неоднородность горизонтальных напряжений 64
3.2.2.5 Уровень развития естественных трещин 65
3.2.2.6 Литогенез
3.2.3 Количественная оценка разрываемости газоносных сланцев 68
3.2.4 Разделение степеней разрываемости сланцев 70
Выводы по главе 3 73
ГЛАВА 4. Проектирование и численное моделирование добычи сланцевого газа 74
4.1 Оценка степени влияния геолого-физических факторов на производительность скважины 78
4.1.1 Проницаемость сланцевой матрицы и проницаемость естественных трещин 78
4.1.2 Плотность естественных трещин 80
4.1.3 Продольная и поперечная неоднородность по проницаемости 83
4.1.4 Коэффициент диффузии 85
4.1.5 Содержание адсорбированного газа 86
4.1.6 Адсорбционный коэффициент 89
4.2 Оценка степени влияния инженерно-технологических факторов на производительность скважин 96
4.2.1 Ориентация ствола 96
4.2.2 Длина горизонтального участка 98
4.2.3 Количество стадий ГРП 101
4.2.4 Полудлина трещин ГРП 105
4.2.5 Высота трещин ГРП 107
4.2.6 Проводимость трещин ГРП 108
4.2.7 Количество кластеров перфорационных отверстий на каждой стадии ГРП
4.3 Анализ чувствительности (многофакторный анализ) 113
4.4 Влияние конфигурации многостадийного ГРП на производительность скважины
4.4.1 Форма распределения стадий ГРП 118
4.4.2 Морфология расположения стадий ГРП 119
4.4.3 Морфология отдельных трещин ГРП 121
Выводы по главе 4 124
ГЛАВА 5. Выбор технологий грп для разработки газосланцевой формации лунмаси 125
5.1 Аналогия между формацией Лунмаси и североамериканскими формациями 125
5.2 Исследование применимости потенциальных технологий ГРП в условиях формации Лунмаси 127
5.2.1 Выбор целесообразной жидкости разрыва для разработки толщи Лунмаси 127
5.2.2 Применимость многостадийного ГРП в условиях формации Лунмаси
5.2.3 Применимость одновременного и последовательного ГРП в условиях формации Лунмаси 138
5.2.4 Применимость повторного ГРП в условиях формации Лунмаси 144
Выводы по главе 5 150
Основные выводы и рекомендации 152
Список литературы
- Ресурсный потенциал сланцевого газа в Китае и перспективные для разработки газосланцевые толщи
- Технологии ГРП по типу стимуляционного флюида
- Методика оценки разрываемости газоносных сланцев
- Анализ чувствительности (многофакторный анализ)
Ресурсный потенциал сланцевого газа в Китае и перспективные для разработки газосланцевые толщи
КНР является крупнейшей страной по ресурсам сланцевого газа. По достаточно консервативной оценке Министерства земли и природных ресурсов (Минприроды) КНР, ресурсы сланцевого газа составляют 26 трлн. м3. А по оценкам EIA (2013 г. ), технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в Китае оцениваются в 31,6 трлн. м3. Основные ресурсы сланцевого газа сосредоточены в Сычуаньском бассейне (17,7 трлн. м3), в Таримском бассейне (6,12 трлн. м3), в Джунгарском бассейне (1,02 трлн. м3), и в бассейне Сунляо (0,45 трлн. м3) [6]. Остальные ресурсы сланцевого газа существуют в других небольших бассейнах с относительно сложной геологической структурой: платформа Янцзы, бассейн Цзянхань и бассейн Субэй (Рисунок 1-3). Общие ресурсы сланцевого газа, включая неизвлекаемые, в Китае оцениваются в 134 трлн. м3. Поэтому Китай считается наиболее перспективным после США и Канады районом добычи сланцевого газа в мире. Бассейн Сычуань (Рисунок 1-4) оценивается как наиболее перспективный регион для разработки ресурсов сланцевого газа в Китае. В бассейне Сычуань присутствуют термически зрелые морские сланцы, которые напоминают коммерчески продуктивные сланцы на востоке США. Эти сланцы распространены на площади 190 000 км2 в юго-западной части Китая. Бассейн Сычуань в настоящее время производит около 42 млн. м3/сут природного газа из традиционных и низкопроницаемых песчаников и карбонатов в пределах триасовых формаций Сюйцзяхэ (Xujiahe) и Фэйсяньгуань (Feixianguan), из сложных структурно-стратиграфических ловушек (в основном антиклиналей с разломами). Ограниченный объем нефти также добывается из вышележащих юрских песчаников [7,8].
Бассейн Сычуань состоит из четырех тектонических зон: северо-западной котловины, центрального выступа и восточных и южных складчатых поясов. Центральный выступ, характеризуется относительно простой структурой и сравнительно меньшими разломами, является наиболее привлекательным регионом для развития газосланцевой добычи. В отличие от центрального выступа, складчатые пояса на востоке и на юге имеют более сложные структуры, с многочисленными близко расположенными складками и разломами, и считаются менее перспективными регионами. [9]
Геологические анализы показывают, что только юго-западная часть бассейна Сычуань соответствует стандартным критериям для разведки и разработки газосланцевых месторождений: подходящие толщины и глубины, высокая термическая зрелость в окнах генерации от сухого до жирного газа, низкие содержания H2S и CO2, и отсутствие структурной сложности. Перспективные районы уже исследованы буровыми работами.
Существуют четыре крупных газосланцевых формации в бассейне Сычуань: Цюнчжусы (Qiongzhusi) нижнего кембрия, Лунмаси (Longmaxi) нижнего силура, Цися (Qixi) нижней перми и Лунтань (Longtan) верхней перми (Рисунок 1-5). Среди них, наиболее перспективными является формация Лунмаси нижнего силура и формация Цюнчжусы нижнего кембрия. Эти потенциальные "сладкие пятна" имеют наилучшее сочетание благоприятной геологии, геоморфологии поверхности, существующей сети – трубопроводов, обильных запасов воды и доступа к основным рынкам городского газоснабжения.
В качестве основного объекта исследования в работе рассматривается газосланцевая формация Лунмаси. Формация Лунмаси содержит приблизительно 8,12 трлн. м3 технически извлекаемых ресурсов сланцевого газа и 32,45 трлн. м3 общих геологических ресурсов. Толща Лунмаси в основном располагается на газовом месторождении Чаннин (Changning) в южной части бассейна Сычуань на пересечении двух складчатых областей. Эти сланцы залегают на глубинах 2500 – 4000 м и имеют большую мощность до 300 м, умеренное содержание органического углерода и высокую термическую зрелость. Пористость сланцевых пород колеблется в диапазоне 1,17 – 8,61 %, и в среднем составляет 4,5 %. Проницаемость сланцевой матрицы низкая, минимум 0,0001 мД. Содержание глин в пределах 8 – 30 %, содержание кальцита 10 – 20 %, остальные минералы в основном представлены кварцами. Исследование скважин показало, что пластовое давление в данной формации аномально высокое.
Формация Цюнчжусы содержит приблизительно 3,54 трлн. м3 технически извлекаемых ресурсов сланцевого газа и 14,16 трлн. м3 общих геологических ресурсов сланцевого газа. Черные сланцы Цюнчжусы являются основным источником газового месторождения Вэйюань (Weiyuan) на юго-западе бассейна Сычуань. Они располагаются глубже, чем сланцы Лунмаси и в основном находятся на глубинах 2500 – 5000 м; мощность богатых органическим веществом сланцев составляет около 120 м. Эти сланцы имеют высокое содержание кварца и других хрупких минералов (65 %), и довольно низкое содержание глин (меньше 30 %), что благоприятно для проведения ГРП. [10]
Технологии ГРП по типу стимуляционного флюида
В настоящее время, при стимуляции североамериканских сланцев, самой популярной системой жидкости разрыва является система проскальзывающей воды (slickwater, запатентованный бренд Шлюмберже), состоящая из воды и полимера (обычно полиакриламида), добавленного для снижения давления трения при закачке жидкости через колонну. Основными недостатками системы проскальзывающей воды являются низкая пескоудерживающая способность и склонность к осаждению проппанта, и в результате создаются трещины с меньшей шириной по сравнению с вязкой сшитой гелеобразной жидкостью. Для того, чтобы создать узкие и длинные трещины, проскальзывающая вода часто закачивается при высоких скоростях, как правило, с темпами насосов свыше 100 барр/мин [42]. Технология ГРП с проскальзывающей водой (Slickwater Fracturing) обычно применяется в пластах с высокой хрупкостью и с развитыми естественными трещинами.
Гибридный ГРП (Hybrid Fracs) является относительно новой технологией и представляет собой комбинацию нескольких методов разрыва пласта. Сам термин "гибрид" был использован для описания различных систем стимуляционных флюидов, состоящих из комбинаций проскальзывающей воды, линейного и сшитого геля, пен и др., например, сначала проскальзывающая вода, затем последующий гель; сначала пены, затем последующий гель; первоначальный CO2, затем последующий гель и т.д.
При гибридной стимуляции, начальный разрыв обычно создается с проскальзывающей водой, чтобы образовать длинную узкую трещину. Потом, сшитая гелеобразная жидкость будет следовать по пути наименьшего сопротивления. Ширина и высота трещины возрастают с введением сшитой гелеобразной жидкости в пласты, следовательно, можно создавать более длинные и раскрытые трещины. По сравнению с системой проскальзывающей воды, гибридная система имеет лучшую пескоудерживающую способность и низкие потери жидкости. [43]
Технология гибридного ГРП применяется в районах Барнетт с высоким содержанием глин. На практике показано, что производительность отдельной скважины может быть увеличена на 27,7 % с помощью гибридного разрыва [44].
Пена, по определению, стабильная смесь инертного газа и жидкости, может быть стабилизирована ПАВ, снижающим межфазовое напряжение, предотвращая объединение пузырьков газа.
Газирование жидкости, либо N2, либо CO2, проводится с целью сокращения количества жидкости, закачиваемой в пласт и улучшения ее отработки. Обычно жидкость считается газированной, если количество газирующего вещества составляет менее 53 %; при более высокой его концентрации жидкости считаются вспененными. Обычно при проведении работ объем газирующего вещества в жидкости составляет от 25 % до 30 %.
Пенные системы жидкости разрыва применялись с середины 70-х годов. В настоящее время часто используются пенные системы с содержанием N2 и CO2. Опыт компании показывает, аэрированная азотом пена, используемая в качестве жидкости для гидроразрыва, снижает количество жидкости, помещаемой в пласт, и позволяет ускорить процесс очистки в резервуарах с низким давлением. А добавление CO2 в сшитых жидкостях создает эффективную и экономичную жидкость разрыва для многих газовых резервуаров, но при задержании жидкости наилучшие результаты дает эмульгированная жидкость CO2. Снижая межфазное натяжение, пена CO2 минимизирует задержку жидкости, что значительно улучшает способность возвращения жидкости для обработки на поверхность. Кроме того, использование CO2 способствует быстрой очистке скважины после гидроразрыва пласта [45]. На практике часто применяется проскальзывающая вода в сочетании с содержанием CO2 30 % как жидкость разрыва, которая помогает улучшению восстановления обрабатывающей жидкости и, таким образом, приводит к повышению продуктивности скважин. [46] 2.2.1.4 Безводный разрыв
Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых газовых пластах часто обусловлены медленным выносом жидкости разрыва и блокированием трещины. В состав сланца всегда входит большое количество глин. При операции водного ГРП, высокое капиллярное давление в сланцевых пластах часто задерживает значительный объем воды в поровых каналах, и в результате происходит набухание глин и снижение миграции сланцевого газа. В таких пластах особенно актуально использование безводной жидкости разрыва (например, сжиженный пропан, жидкий СО2 и пр.).
Пропан или двуокись углерода вводится в пласт в сжиженном состоянии, а выносится в виде газа. Это позволяет ускорить вынос жидкости разрыва из пласта и предотвратить такие негативные эффекты, наиболее выраженные в низкопроницаемых газовых коллекторах, как блокирование трещины жидкостью разрыва, ухудшение фазовой проницаемости для газа вблизи трещины, изменение капиллярного давления и смачиваемости породы и т.п.
Разработаны три технологии безводного разрыва при газосланцевой разработки: 1) Разрыв пласта с использованием 100-процентного жидкого CO2 Проблема задержки жидкости в капиллярных каналах и набухания глин может быть решена за счет использования 100-процентного жидкого CO 2 в качестве жидкости разрыва [47]. В связи с особой природой CO 2, новая жидкость разрыва имеет следующие преимущества: Безводная фаза: жидкостью разрыва является 100 % жидкий диоксид углерода, не закупоривающий пласты и трещины; Без остатков: после разрыва, за счет теплообмена и диффузии, жидкий CO2 быстро выносится в виде газа, нет остаточной жидкости гидроразрыва в пласте; Экономичность: по сравнению с обычной жидкостью разрыва, время выноса сокращается, стоимость оборудования для выноса снижается, и не нужна очистка обратной жидкости.
Методика оценки разрываемости газоносных сланцев
Способ распространения трещин в большой степени связан с напряженным полем пласта, в частности, с неоднородностью горизонтальных напряжений [95]. По результатам проведения операций ГРП в лабораторных условиях, при высокой неоднородности горизонтальных напряжений были сформированы одна главная трещина и несколько небольших трещин; но при низкой неоднородности горизонтальных напряжений, формировалась радиальная сеть трещин. Sondergeld [96] также наблюдал, что образование сети трещин возможно только тогда, когда разность горизонтальных напряжений составляет меньше 13,8 МПа. По результатам исследований других исследователей, при условии низкой анизотропии горизонтальных напряжений (н/ь=1-1,3), может быть сформирована сложная сеть трещин; а при условии высокой анизотропии горизонтальных напряжений (R/h 1,5), образование сети трещин невозможно (Таблица 3-1) [97,98,99].
Наличие естественных трещин является выражением гетерогенности напряжений. Природные трещины представляет собой плоскости разрушения породы, появляющиеся под воздействием напряжения, и очень часто встречаются в зонах со слабым напряжением. Они имеют множество форм: открытые, закрытые, залеченные или частично залеченные. Наличие естественных трещин уменьшает прочность на разрыв сланцев и изменяет напряженное состояние пласта вблизи ствола скважины, следовательно, влияет на развитие и расширение индуцированных трещин. Таким образом, чем выше уровень развития естественных трещин, тем выше разрываемость сланцев.
Природные трещины являются слабым геомеханическим элементом. В процессе гидроразрыва сланцевого пласта, естественные трещины играют важную роль для улучшения эффективности стимуляции и образования сложной сети трещин. С одной стороны, природные трещины помогают увеличить локальную проницаемость; с другой стороны, давление разрыва сланцев с природной трещиноватостью может быть на 50 % ниже, чем давление разрыва сланцев без природных трещин. При операции ГРП, естественные трещины и стимулированные трещины переплетаются друг с другом, и, наконец, формируются сложные трехмерные сети трещин, осуществляется максимальный контакт между скважной и пластом. [69,100] Уровень развития природных трещин трудно количественно определить. На уровень развития оказывают влияние литология, свойства пород, мощность толщи и разрывающее либо сжимающее напряжение в ходе тектонической деформации [ 101 , 102 , 103 ]. Многие ученые отмечают, что содержание органического вещества (TOC) не только контролирует общее газосодержание в сланцах, но и в некоторой степени контролирует уровень развития естественных трещин [ 104 ]. Сланцы, обладающие высоким содержанием органического вещества, кварца и карбоната, имеют высокую хрупкость, под действием тектонического напряжения относительно легко образуются естественные трещины [105]. Можно выделить 4 уровня развития естественных трещин в зависимости от содержания органического углерода (Рисунок 3-8) [82]: I. Содержание органического углерода составляет менее 2 %, уровень развития естественных трещин считается низким; II. Содержание органического углерода составляет в диапазоне 2 – 4,5 %, уровень развития естественных трещин считается средним; III. Содержание органического углерода составляет в диапазоне 4,5 – 7 %, уровень развития естественных трещин считается высоким; IV. Содержание органического углерода превышает 7 %, уровень развития Рисунок 3-8. Зависимость уровней развития естественных трещин от содержания органического вещества (TOC) естественных трещин считается очень высоким. 3.2.2.6 Литогенез На различных стадиях литогенеза, сланцы имеют различные пористости, минеральный состав и формы нахождения, так что их разрываемость также различается. Для сланцев, отражательная способность витринита (Ro) является показателем термической зрелости органического вещества, указывает на максимальную палео-геотемпературу литогенеза и условия генерации углеводородов. При этом, отражательная способность витринита является наиболее подходящим параметром для количественной оценки литогенеза. Различают следующие стадии литогенеза: диагенез, катагенез, метагенез. Катагенез подразделяется на три этапа: катагенез-1, катагенез-2, катагенез-3 (Рисунок 3-9). Рисунок 3-9. Зависимость разрываемости и хрупкости пород от литогенеза
На стадиях диагенеза и катагенеза-1 (Ro 0,5 %), сланцы являются незрелыми и обладают очень низкой хрупкостью и разрываемостью. На стадиях катагенеза-2 и катагенеза-3 (0,5 % Ro 2 %), происходит обезвоживание глинистых минералов (глинистые минералы включают иллит, хлорит и пр.); каолинит превращается в хлорит; углеводороды генерируются и выделяются, увеличивается пористость сланцев. На стадии метагенеза (2 % Ro 4 %), пористость в основном подразумевает естественные трещины; неустойчивый полевой шпат превращается в стабильный ортоклаз, плагиоклаз и кварц; каолинит и другие пластичные глинистые минералы превращаются в иллит и хлорит [106]. В целом, с увеличением i?0j минеральные компоненты превращаются в более стабильные и хрупкие компоненты, повышается хрупкость и разрываемость сланцев.
Количественная оценка разрываемости сланцев имеет большое значение при подборе кандидатов для ГРП и прогнозировании экономической рентабельности, так как она влияет на первоначальную производительность и накопленную добычу газа. Для того, чтобы количественно оценить разрываемость сланцев, необходимо ввести новый параметр - индекс разрываемости. Индекс разрываемости определяется суммой произведений весомости i-ого фактора на нормализованное значение i-ого фактора: FI = J%=1WiSi (3.2.6) где FI - Индекс разрываемости, безразмерный показатель; Wi - весомость i-ого фактора; Si - нормализованное значение i-ого фактора; п - количество рассмотренных факторов. Для оценки весомости влияния различных факторов на разрываемость сланцев применен математический метод анализа иерархий (Analytic Hierarchy Process, АИР)[107]. Метод анализа иерархий в настоящее время является одним из наиболее современных, важных методов в теории принятия решений и используется для выбора оптимального решения проблемы, которая может быть представлена в виде некоторой иерархии [108]. Применение метода анализа иерархий для оценки весомости влияния различных факторов на разрываемость сланцев, необходимо построить соответствующую матрицу парных сравнений. Шкалы матрицы парных сравнений определяются в соответствии со следующими правилами (Таблица 3-2) [101]. Таблица 3-2. Шкалы матрицы парных сравнений и соответствующие определения
Анализ чувствительности (многофакторный анализ)
Целью выполнения многостадийного ГРП является максимальное увеличение площади контакта с продуктивным пластом. Успешность проведения многостадийного ГРП при разработке газосланцевых месторождений зависит от оптимального дизайна боковых стволов. Благодаря прогрессу в технологии бурения, боковые стволы могут располагаться в любом направлении.
В данной части выполнено 3 расчета с различными изменениями угла наклона ствола от минимального горизонтального напряжения (0, 30, 45) для рассмотрения влияния ориентации горизонтального ствола на производительность скважины (Рисунок 4-20). Известно, что направление развития трещин ГРП связано только с напряженным состоянием пласта, как правило, перпендикулярно минимальному сжимающему напряжению. Поэтому в трех моделях направление развития трещин ГРП не изменяется.
Результаты моделирования показывают, что чем больше угол между стволом скважины и направлением минимального горизонтального напряжения, тем хуже эффективность разработки (Рисунок 4-19). Когда угол наклона ствола от направления минимального напряжения превышает 30, эффективность разработки резко снижается. Эти результаты могут объясняться рисунком распределения давления через 20 лет разработки при различных изменениях ориентации ствола (Рисунок 4-20). Видно, что величина падения давления в приствольной зоне сильно различается в трех вариантах: когда ствол располагается вдоль направления минимального горизонтального напряжения, падение давления достигает максимального значения. Таким образом, ствол скважины должен буриться вдоль направления минимального горизонтального напряжения, чтобы трещины ГРП развились перпендикулярно стволу скважины. Распределение давления через 20 лет разработки при различных изменениях ориентации ствола скважины
Кроме ориентации ствола скважины, длина горизонтального участка также значительно влияет на эффективность разработки сланцев. В данной части были выполнены 9 расчетов с различной длиной горизонтального участка. Для каждого варианта, интервал между стадиями ГРП составляет 100 м, полудлина трещин ГРП – 200 м, проводимость – 10 мДм, на каждой стадии ГРП перфорированы 4 кластера отверстий. Результаты представлены в таблице 4-9 и на рисунке 4-21.
Результаты показывают, что с увлечением длины горизонтального участка скважины, производительность скважины линейно возрастает как до, так и после проведения ГРП (Рисунок 4-21). Это происходит потому, что площадь дренирования увеличивается при увлечении длины горизонтального участка, и соответственно повышается производительность скважины. На рисунке 4-22 показано распределение давления через 20 лет разработки при различных изменениях длины горизонтального участка. 2.0E+08 1.5E+08
С экономической точки зрения, длина горизонтального участка существенно влияет на стоимость бурения скважины и себестоимость добываемого газа. Хотя с увлечением длины горизонтального участка скважины, производительность скважины линейно возрастает, но добыча газа на единицу длины горизонтальной части скважины уменьшается. Таким образом, горизонтальный участок не может бесконечно продлеваться, существует оптимальное значение длины горизонтального участка. В США, стоимость бурения одной скважины (с длиной горизонтального участка 1000 м на глубине 3000 м) с учетом проведения ГРП варьируется в диапазоне 180-270 млн. руб. А в Китае, из-за сложности геологических условий и отсутствия передовых технологий, эта стоимость бурения и ГРП значительно выше, чем в США, как правило, варьируется от 720 млн до 900 млн. руб.
С помощью расчета производительности скважины не может быть определена оптимальная длина горизонтального участка, поэтому в работе был выполнен расчет чистого дисконтированного дохода (ЧДД). ЧДД рассчитывается по следующей формуле [129]: NPV = jLoWCFt/(l + іУ = ?=о(С/ - CO)t /(1 + іУ (4.2.1) где NCF - чистый денежный поток; CI - положительный денежный поток; CO -отрицательный денежный поток; i - ставка дисконтирования; N - лет эксплуатации. В настоящей работе используется следующее уравнение для расчета ЧДД с учетом только единовременных инвестиций в бурение и ГРП, а без учета других затрат по обслуживанию и амортизации: NPV = YS=1[Qtfs(p + 5) - Tt]/(1 + іУ -Id-If (4.2.2) где Qt - производство газа в t-ом году, м3; - товарная ставка; р - устьевая цена на газ до уплаты налогов, руб./м3; s - государственные субсидии, руб./м3; Tt -налоги на прибыль корпорации, руб.; Id - затраты на бурение скважин, руб.; If -затраты на ГРП, руб.
Затраты на бурение горизонтальной скважины резко возрастают с увеличением длины горизонтального участка и рассчитывается по формуле [130]: Id = I0 + h + h = І о + CVLV + ( rhLl + Ch0Lh) (4.2.3) где IO – фиксированная стоимость бурения одной скважины, руб.; Iv – затраты на бурение вертикального участка скважины, руб.; Ih – затраты на бурение горизонтального участка скважины, руб.; Cv – затраты на бурение единицы длины вертикального участка, руб./м; Lv – длина вертикального участка скважины, м; rh, Cho – константы для расчета затрат на бурение горизонтального участка скважины, полученные методом регрессии; Lh – длина горизонтального участка скважины, м. Результаты расчетов затрат на бурение горизонтальной скважины и величины ЧДД приведены на рисунке 4-23. Видно, что оптимальная длина горизонтального участка тесно связана с ценой на газ, чем выше цена на газ, тем выше значение оптимальной длины. Когда цена на газ равна 11 руб./м3, оптимальная длина горизонтального участка составляет 1000 м; когда цена на газ равна 14 руб./м3, оптимальная длина – 1400 м; когда цена на газ равна 17 руб./м3, оптимальная длина –1800 м. В провинции Сычуань, средняя цена на газ составляет 14 руб./м3, поэтому оптимальная длина горизонтального участка скважины для формации Лунмаси составляет 1400 м.