ОПЫТ РАЗРАБОТКИ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ УСТЬ-ВИЛЮЙСКОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В настоящее время все больший интерес недропользователей вызывают территории Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба. Такие крупные компании как ПАО «Газпром» и ПАО «ЯТЭК» на пару развернули широкомасштабные геологоразведочные работы на поиски месторождений нефти и газа почти по всей территории синеклизы. Балансовые запасы газа Вилюйской нефтегазоносной области продолжают рассматриваться в качестве надежной сырьевой базы для множества проектов, связанных с использованием углеводородного сырья. Газоконденсатные и газовые месторождения Вилюйской синеклизы рассредоточены на достаточно большой территории и отличаются сложным геологическим строением. Вместе с тем имеется определенный негативный опыт разработки газовых месторождений в регионе. Это, прежде всего, результаты разработки Усть-Вилюйского газового месторождения (ГМ) и Мастахского газоконденсатного месторождения (ГКМ). Анализ причин низкой эффективности разработки Мастахского ГКМ приведен в работе. По особенностям геологического строения и анализу разработки Усть-Вилюйского ГМ опубликованной научной литературы практически не имеется. В рамках данной работы попытаемся в какой-то мере восполнить этот пробел.

Усть-Вилюйское газовое месторождение является первым месторождением углеводородов, открытым на территории Республики Саха (Якутия). Оно находится в местности Таас-Тумус в устьевой части реки Вилюй левого притока реки Лена (рис. 1).

Рисунок 1 - Обзорная карта Усть-Вилюйского ГМ

Примечание: 1 – изогипсы отражающего горизонта ЮТ (кровля триасовых отложений); 2 – разрывные нарушения; 3 – гидросеть; 4 – газовые месторождения

DOI:10.60797/IRJ.2025.161.88.1

Вскрытый разрез месторождения представлен верхнепалеозойско-мезозойскими терригенными отложениями. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной во фронтальной части Китчанской зоны чешуйчато-надвиговых структур Предверхоянского прогиба

[1]

.

Усть-Вилюйская структура по юрским отложениям представляет собой двухсводовую брахиантиклиналь субширотного простирания. Западный, меньший по размерам свод (5×1 км), отдаляется от восточного узким прогибом. Восточный свод по нижнеюрским отложениям имеет размеры 8×4 км и с ним связана основная продуктивность месторождения (рис. 2).

Основные продуктивные горизонты приурочены к отложениям нижней юры, представленной толщей неравномерного переслаивания песчаников и пачек песчано-алеврито-глинистого состава.

Залежь продуктивного горизонта (III-А) находится на глубине 1940–2030 м (рис. 2). Мощность пласта песчаников, к которому приурочена залежь — 16–24 м, мощность газонасыщенной части составляет около 12 м. Открытая пористость достигает 18%, газопроницаемость — 0,237 мкм2. Залежь пластовая сводовая, высотой 43 м. Дебит газа до 2 млн. м3/сут. Выход конденсата до 25 г/см3. Пластовое давление 19,9 МПа, пластовая температура +58 оС

Рисунок 2 - Структурная карта кровли коллекторов пласта III-A Усть-Вилюйского ГМ

Примечание: 1 – изогипсы кровли пласта III-A; 2 – газоводяной контакт; 3 – разрывные нарушения; 4 – скважины (номер скважины и абсолютная глубина кровли пласта III-A); 5 – газовая залежь

DOI:10.60797/IRJ.2025.161.88.2

В продуктивном горизонте (II-В), суммарная толщина которого достигает 140 м, выявлены четыре газовые залежи, приуроченные к пластам песчаников (глубины залегания 1850–1960 м) (рис. 3). Мощность газонасыщенной части колеблется по разным пластам от 4 до 9 м. Породы-коллекторы характеризуются значительной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств. Коэффициент открытой пористости не превышает 16%, а газопроницаемость не более 0,04 мкм2. Залежи пластового сводового типа. Максимальный дебит газа достигал 486 тыс. м3/сут. Выход конденсата низкий — 7–9 г/см3. Пластовые давления 19,3–20,2 МПа, пластовые температуры — +48–52 оС.

Рисунок 3 - Структурная карта кровли коллекторов пласта II-В Усть-Вилюйского ГМ

Примечание: 1 – изогипсы кровли пласта II-В; 2 – газоводяной контакт; 3 – разрывные нарушения; 4 – скважины (номер скважины и абсолютная глубина кровли пласта II-В); 5 – линия выклинивания коллекторов; 6 – газовая залежь

DOI:10.60797/IRJ.2025.161.88.3

В продуктивном горизонте (I-Б) залежь приурочена к пласту песчаников мощностью 14-28 м (рис. 4, 5). Эффективная мощность до 9 м. Залежь пластовая сводовая. Открытая пористость песчаников не более 15%, а газопроницаемость до 0,012 мкм2. Дебит газа 18 тыс. м3/сут. Пластовое давление 16,7 МПа, пластовая температура +44 оС.

Установлена также промышленная газоносность верхнеюрских отложений (бергеинская свита). Выделяется два продуктивных горизонта J3-а и J3-II, эффективные газонасыщенные мощности которых составляют (соответственно): 2,2 и 2,8 м. Средние значения коэффициента открытой пористости 17%. Пластовые давления в залежах (соответственно): 5,8 и 10,9 МПа

На основе сейсмических данных и по аналогии залежи Т1-III Средневилюйского ГКМ по нижнетриасовым отложениям Усть-Вилюйского месторождения в 1966 году без бурения на Государственный баланс были поставлены 24000 млн. м3 природного газа по категории С2. Последующее глубокое бурение не подтвердило промышленную газоносность триасовых отложений. При испытании пермских и нижнетриасовых отложений (скв. 50 и 52) были получены притоки пластовой воды с растворенным газом.

Рисунок 4 - Структурная карта кровли коллекторов пласта I-Б Усть-Вилюйского ГМ

Примечание: 1 – изогипсы кровли пласта I-Б; 2 – внутренний контур газоводяной контакт; 3 – внешний контур газоводяного контакта; 4 – разрывные нарушения; 5 – скважины (номер скважины и абсолютная глубина кровли пласта I-Б); 6 – линия выклинивания коллекторов; 7 – газовая залежь

DOI:10.60797/IRJ.2025.161.88.4

Верхняя часть разреза Усть-Вилюйского месторождения до глубины 150 м проморожена

[3]

. В разрезе встречаются как ледовая, так и сухая мерзлота. При этом ледовая мерзлота является водоупором, тогда как сухая мерзлота обладает дренажными свойствами.

В разрезе Усть-Вилюйского месторождения можно выделить, по крайней мере, три гидрогеологических комплекса: среднеюрский-нижнемеловой, нижнеюрский и средне-верхнетриасовый. Воды среднеюрско-нижнемелового комплекса гидрокарбонатно-натриевого и хлоркальциевого типа, с минерализацией до 10-20 г/л. Пластовые температуры комплекса достигают +35-40 °С. Нижнеюрский комплекс отличается повышенной минерализацией вод от 40 до 100 г/л. Тип вод хлоркальциевый. Пластовые температуры в интервале залегания нижнеюрского комплекса составляют 40-60 °С. Изученность средне-верхнетриасовых вод слабая. Общая минерализация составляет 80-90 г/л. Тип воды хлоркальциевый.

Рисунок 5 - Поперечные профильные разрезы пластов I-Б1 и I-Б2 по линиям II-II и III-III Усть-Вилюйского ГМ

Примечание: 1 – границы пластов; 2 – газо-водяной контакт; 3 – непроницаемые породы; 4 – газонасыщенный коллектор; 5 – водонасыщенный коллектор; 6 – интервал перфорации; 7 – скважина и её номер; 8 – глубина скважины

DOI:10.60797/IRJ.2025.161.88.5

Месторождение было введено в разработку в 1967 г., закончено разработкой и окончательно законсервировано в 1988 г. Последние 10 лет единичные скважины на месторождении эксплуатировались только в зимнее время. На Усть-Вилюйском газовом месторождении было пробурено 27 скважин, в т.ч. 20 разведочных и 7 эксплуатационных. Общая проходка скважинами составила 60113 м, в том числе разведочные — 45775 м, эксплуатационные — 14338 м.

Балансовые запасы газа и конденсата в нижнеюрских отложениях Усть-Вилюйского месторождения впервые были утверждены Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) СССР 30 марта 1961 г. (протокол №3318). В последствии по мере получения новых геолого-промысловых данных материалы подсчета запасов месторождения ГКЗ рассматривались неоднократно и на 01.01.2025 г. с учетом добычи балансовые запасы газа Усть-Вилюйского месторождения по категориям С1 составляют: по верхнеюрской залежи 397 млн. м3 и по нижнеюрской залежи 365 млн. м3. Более подробный анализ движения запасов и полученных коэффициентов газоотдачи Усть-Вилюйского ГМ приведен в работе

Разработка залежи пласта J3-a начата в конце сентября 1973 г. За первые три года эксплуатации отмечено равномерное снижение пластового давления от начального 59 кгс/см2 до 52 кгс/см2 к 1 мая 1976 г. Падение пластового давления продолжалось до 1979 г., затем стабилизировалось до 1983 г. на уровне 47-48 кгс/см2, после чего начало расти и к июню 1990 г. достигло 52,8 кгс/см2 (табл. 1). Всего из залежи было добыто 79 млн. м3 газа.

Пласт J3–II. Из двух пачек в эксплуатации находилась только верхняя пачка. Отсутствие надежной непроницаемой перемычки между пачками в районе скв. 13-р могло обусловить переток газа из нижней пачки. Данных по падению пластового давления в нижней пачке, где по данным подсчета запасов объемным методом сосредоточено около 40% газа, не имеется. Примечательно, темпы падения пластового давления в скв. 10-э и 16-р, эксплуатирующих залежь J3-II, существенно различались. Скважина 16-р обводнилась в 1978 г. и эксплуатация закончилась, когда скважина 10-э начала обводняться в 1981 г. Всего из залежи было добыто 187 млн. м3 газа.

Пласт I-Б. Разработка залежи пласта I-Б началась с августа 1971 г. Всего из залежи пласта было добыто 483 млн. м3 газа. Поведение пластового давления также демонстрирует активную способность к релаксации (табл. 1).

Пласт II-В. Залежь пласта II-В литологически разделена на два участка (район скв. 18-р и район скв. 4-э). При этом скв. 18-р разрабатывала только пласт II-В, а скв. 4-э эксплуатировала совместно пласты II-В и II-Д. Пласт II-В был введен в эксплуатацию по скв. 18-р в октябре 1972 г. В конце августа 1974 г. при отборе 32 млн. м3 газа скважина 18-р обводнилась и тем самым разработка залежи пласта II-В завершилась. Резкое падение пластового давления, а затем ее замедление падения и даже некоторое восстановление может быть обусловлено с подтоком газа из зон ухудшенных коллекторов.

Пласт II-Д. Залежь пласта II-Д эксплуатировалась с 14.12.1971 г. скважиной 4-э. Характер изменения падения пластового давления свидетельствовал о постоянном подтоке газа. В феврале 1973 г. в связи со снижением давления на устье скважины ниже давления в газопроводе, в скв. 4-э произвели дострел пласта II-B.

Пласт II-В+Д. На момент перевода скв. 4-э на совместную эксплуатацию пластов давление в залежи II-В было 190 кгс/см2, а в пласте II-Д – 86,6 кгс/см2. В процессе выравнивания пластовых давлений произошел переток газа в объеме 26 млн. м3. Всего из залежи пласта было добыто 193 млн. м3 газа. Пластовое давление пласта также демонстрирует способность к релаксации

Пласт III-А. В данном пласте выделены основная залежь и залежь южного купола. Основная залежь находилась в эксплуатации с января 1968 г. по 1972 г. К этому времени все три скважины (скв. 1-э, 4-э и 7-э) обводнились при суммарном отборе из пласта 557 млн. м3.

Необходимо отметить, что при испытании притоки газа (чаще всего с водой) были получены и из промежуточных частей разреза пластов J3-I, J1-Б-II, II-Г, II-Е и других, однако судить о запасах этих залежей не представляется возможным из-за их весьма слабой изученности. Вполне возможно незначительные притоки были получены за счет заколонных перетоков.

Рассмотрев сведения о разработке Усть-Вилюйского месторождения, нельзя обойти вопрос о возможном техногенном переформировании месторождения.

Уже на начальном этапе разработки месторождения, специалисты обращали внимание на перетоки газа по разрезу. Основными причинами перетоков предполагаются техногенные факторы, особенно неудовлетворительная проводка скважин на новых территориях.

Отмечается высокая аварийность скважин при их проводке. Например, в скв. I-p и II-p наблюдались аварийные фонтанирования газа. В скв. I-p, 5-p, 12-p производились забуривания вторых стволов с разных глубин, при этом аварийные стволы остались не сцементированными.

По всем скважинам отмечается неудовлетворительное качество цементажа эксплуатационных колонн. Так, в скв. 3-р цемент за эксплуатационной колонной отсутствует до глубины 1503 м при глубине башмака кондуктора 240 м, в скв. 4-р цемента за внешней колонной нет в интервале 251–1470 м, в скв. 6-р — в интервале 207–1540 м, в скв. 7-р — в интервале 256–1690 м, в скв. 11-р — в интервале 257–1378 м и т.д.

Следовательно, во всех этих скважинах существуют объективные условия для заколонных перетоков, в том числе газа (скв. 4-р). Поскольку эти скважины были пробурены в 1950-х годах, перетоки пластовых флюидов могли осуществляться уже в течение более 70 лет.

Об этом свидетельствует целый ряд факторов. При обследовании состояния скважин в мае 1990 г. выяснилось, что в ликвидированной скв. 4-р заколонные пропуски газа достигают дневной поверхности. В ряде обследованных скважин (9-э, 18-р, 21-р и др.) выявлены межколонные давления. Наконец, за три года консервации промысла (на 01.12.1990 г.) отмечается рост статического (а следовательно, и пластового) давления, особенно в верхнем продуктивном горизонте J3-a.

Так, в скв. 20-р статическое давление в конце 1986 г. после 175 суток остановки скважины составляло 46 кгс/см2, а в мае 1990 г. оно возросло до 49,1 кгс/см2 (начальное статическое давление при первичном испытании — 55,2 кгс/см2).

Все эти факты могут свидетельствовать о техногенном переформировании Усть-Вилюйского месторождения. В период разведки месторождения выяснилось, что в районе Усть-Вилюйского месторождения отмечается ярко выраженный положительный градиент гидродинамического потенциала, который способствовал формированию здесь гидрохимической аномалии и многозалежного месторождения

Поэтому не исключено, что в настоящее время остаточные запасы газа в верхних продуктивных горизонтах (J3-a, J3-II) возросли за счет перераспределения остаточных запасов газа нижележащих горизонтов. Для оценки масштабов переформирования необходимо проведение специальных исследований.

Усть-Вилюйское месторождение было открыто и разведано на технологиях середины 20-го века (гравиразведка, сейсморазведка методом отраженных волн, колонковое и глубокое бурение). Для детального изучения сложнопостроенных коллекторов Усть-Вилюйского месторождения, при достаточной полноте и сохранности геолого-геофизических данных, будут эффективны методы фациального анализа, получившие к настоящему времени широкое развитие.

При геологической целесообразности возможно восстановление и углубление двух-трех скважин в зоне охвата сейсмопрофилей, проведенных в рамках региональных работ по Намскому участку недр. По результатам надежной привязки (вертикального сейсмического профилирования) отражающих горизонтов и другой промысловой геофизики будет уточнено геологическое строение месторождения и актуализированы данные по запасам.

Большой интерес представляет нижняя часть разреза — триасовые и пермские отложения. Взаимосвязь залежей углеводородов (УВ), в том числе нефтегазопроявлений над ними отмечается многими исследователями. Например, на юге Сибирской платформы залежи УВ верхневендско-нижнекембрийском комплексе отложений обнаруживают прямую связь со скоплениями нефти и газа в подстилающем нижнем венде

Другим важным направлением работ представляется использование методов интенсификации притока газа в низкопористых глинистых коллекторах: гидроразрыв пласта, кислотная обработка, забуривание боковых стволов.

Основным фактором, понижающим проницаемость околоскважинного пространства в регионе, является проникновение бурового раствора. Опыт глинокислотной промывки коллекторов Среднетюнгского месторождения показал увеличение проницаемости на 50–140%. В пределах месторождений Хапчагайского мегавала высокую эффективность показала гидропескоструйная перфорация коллекторов

При существенном увеличении ресурсного потенциала месторождения могут быть предусмотрены дополнительные зависимые исследования, такие как сейсморазведка работ МОГТ-3D по всей площади месторождения.

Объемы добычи из месторождения будут определены исходя из установленных запасов и существующих на тот момент потребностей Центрального энергетического узла Республики Саха (Якутия). В среднесрочной перспективе планируется использование изученных залежей в качестве подземного хранилища газа для нивелирования пиковых объемов добычи газа в зимнее время и для резервирования газа на случай нештатных аварийных ситуаций