1. Введение
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.
2. Геологическое строение и нефтегазоносность
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).
Обзорная карта Усть-Вилюйского ГМ
[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.
[2]
Структурная карта кровли коллекторов пласта III-A Усть-Вилюйского ГМ
Структурная карта кровли коллекторов пласта II-В Усть-Вилюйского ГМ
Установлена также промышленная газоносность верхнеюрских отложений (бергеинская свита). Выделяется два продуктивных горизонта J3Missing Mark : sub-а и J3Missing Mark : sub-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
[2]
На основе сейсмических данных и по аналогии залежи Т1Missing Mark : sub-III Средневилюйского ГКМ по нижнетриасовым отложениям Усть-Вилюйского месторождения в 1966 году без бурения на Государственный баланс были поставлены 24000 млн. м3Missing Mark : sup природного газа по категории С2Missing Mark : sub. 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.
Структурная карта кровли коллекторов пласта I-Б Усть-Вилюйского ГМ
[3]
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.
Поперечные профильные разрезы пластов I-Б1 и I-Б2 по линиям II-II и III-III Усть-Вилюйского ГМ
3. Краткие сведения по разработке месторождения
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 С1Missing Mark : sub составляют: по верхнеюрской залежи 397 млн. м3Missing Mark : sup и по нижнеюрской залежи 365 млн. м3Missing Mark : sup. Более подробный анализ движения запасов и полученных коэффициентов газоотдачи Усть-Вилюйского ГМ приведен в работе
[4]
Разработка залежи
Динамика пластового давления по пластам Усть-Вилюйского месторождения
| Пласт | Глубина, м | Пластовое давление, кгс/см2Missing Mark : sup | |||
| начальное | минимальное в период 1978-1981 гг. | при консервации промысла в 1987-1988 гг. | в мае 1990 г. | ||
| J3Missing Mark : sub – a | 700 | 59,0 | 43,1 | 51,5 | 52,8 |
| J3Missing Mark : sub – II | 1160 | 111,0 | 60,5 | – | – |
| I – Б | 1580 | 168,0 | 100 | 109,8 | 112,6 |
| II – В+Д | 1850 | 190,7 | 100 | 104,1 | 109,2 |
| III – А | 2050 | 204,9 | 169,6 | – | – |
Необходимо отметить, что при испытании притоки газа (чаще всего с водой) были получены и из промежуточных частей разреза пластов J3Missing Mark : sub-I, J1Missing Mark : sub-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.
4. Вопросы переформирования месторождения
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 J3Missing Mark : sub-a.
Так, в скв. 20-р статическое давление в конце 1986 г. после 175 суток остановки скважины составляло 46 кгс/см2Missing Mark : sup, а в мае 1990 г. оно возросло до 49,1 кгс/см2Missing Mark : sup (начальное статическое давление при первичном испытании — 55,2 кгс/см2Missing Mark : sup).
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
[5]
Поэтому не исключено, что в настоящее время остаточные запасы газа в верхних продуктивных горизонтах (J3Missing Mark : sub-a, J3Missing Mark : sub-II) возросли за счет перераспределения остаточных запасов газа нижележащих горизонтов. Для оценки масштабов переформирования необходимо проведение специальных исследований.
5. Заключение
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
[6]
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
[7]
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
[8][9][10][11]