Западно-Соплесское нефтегазоконденсатное месторождение

Шаблон:Месторождение нефти Западно-Соплесское нефтегазоконденсатное месторождение находится на территории Республики Коми, в 60 км к северу от города Вуктыла и в 75 км к юго-востоку от города Печоры. Недропользователь — ПАО Газпром, оператор — ООО «Газпром добыча Краснодар».

История открытия

Первые геологические исследования были начаты ещё в конце прошлого века и носили характер маршрутных исследований по рекам. Изучение складок Печоро-Кожвинского мегавала ограничивалось их морфологическим описанием, изучением выходов пластов угля, поверхностных нефтегазопроявлений. При выполнении маршрутных исследований Татьяны Добролюбовой и Елизаветы Сошкиной в 1929 году впервые была намечена Западно-Соплесская структура, установлена нефтеносность визейских песчаников на реке Вое.

Основную роль в изучении глубинного строения территории сыграли геофизические исследования, проводимые с 1960-х годов. Сейсморазведочными работами МОВ (Лебедев А. П., 1964 год) исследована присводовая часть Западно-Соплесской структуры. По результатам этих работ были заложены структурно-поисковые скважины № 172—176. В результате бурения этих скважин (1964—1966 годы) вскрыт и изучен разрез до фаменских отложений, уточнено геологическое строение складки.

Дальнейшие исследования сейсморазведкой МОВ (1970, 1971 годы) уточнили морфологию структуры по девонским и каменноугольным отложениям, а также по подошве осадочного чехла.

Открытие в 1974 году параметрической скважиной 21-Зап. Соплес газоконденсатной залежи в отложениях верхнего девона стимулировало проведение дальнейших исследований.

В 1976 году было начато поисковое бурение, в 1978 году в скважине № 72 из старооскольских отложений среднего девона получен приток конденсатного газа. В 1977—1978 годах на месторождении проведены детализированные сейсморазведочные работы МОГТ.

В 1978 году из верхнефранских карбонатных отложений в скважине 72 был получен фонтанный приток лёгкой нефти дебитом 30 м³/сут через 20 мм штуцер.

Поисковый этап длился четыре года (1976—1979 годы), разведочный этап — около шести лет (1979—1985 годы). Всего по проектам параметрического, поискового и разведочного бурения на месторождении были пробурены 27 скважин.

История освоения

Месторождение открыто в 1974 г. параметрической скважиной № 21, вскрывшей залежь в песчаниках пашийского горизонта верхнего девона. В 1978 г. поисковой скважиной 72, в которой при опробовании старооскольских отложений получен газовый фонтан дебитом 700 тыс. м³/сут, открыта залежь конденсатного газа в старооскольских отложениях среднего девона, содержащих основные запасы УВ.

Старооскольская залежь находилась в пробной эксплуатации с 1981 года, с 1983 года — в опытно-промышленной, с 1989 года — в промышленной эксплуатации.

В период 1981—1983 годов газ отбирался на местные нужды. К концу 1986 года сводовая часть залежи была практически разбурена. В эксплуатации пребывало 15 добывающих скважин. До 1995 года газ сепарации Западно-Соплесского НГКМ подавался на Печорскую ГРЭС по трубопроводу Западный Соплесск — Печора. С 1995 г. газ с Западного Соплесска подается на головные сооружения Вуктыла.

В 1988 году месторождение вступило в стадию падающей добычи газа.

Всего на месторождении пробурена 51 скважина.

В настоящее время месторождение находится в завершающей стадии разработки. Отбор газа от начальных извлекаемых запасов составляет 82 %, текущий коэффициент извлечения газа — 0,652, коэффициент извлечения конденсата — 0,282.

Франские отложения очень мелкие по величине запасов, слабо изучены, в разработку не вводились.

Промышленная нефтегазоносность

Промышленно нефтегазоносными на месторождении являются терригенные поддоманиковые отложения джьерского горизонта и карбонатные отложения франского яруса верхнего девона и терригенные отложения старооскольского горизонта среднего девона. Всего на Западно-Соплесском месторождении выявлено три залежи:

— нефтяная залежь в карбонатных отложениях франского яруса верхнего девона (D₃f₃ пласт III_в);

— газоконденсатная залежь в терригенных отложениях джъерского горизонта верхнего девона (D₃f₁);

— газоконденсатная залежь в песчаниках старооскольского горизонта среднего девона (D₂st).

По величине начальных извлекаемых запасов углеводородов месторождение относится к средним, по сложности геологического строения — к сложным. По степени изученности и промышленного освоения запасы основной газоконденсатной залежи D₂st оценены по категории А в полном объёме. По степени изученности и промышленного освоения запасы верхнедевонских залежей оценены по категориям В₁ и В₂.

Особенности геологического строения

Западно-Соплесское нефтегазоконденсатное месторождение находится в Среднепечорском нефтегазоносном районе Северо-Предуральской нефтегазоносной области Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Тектонически Западно-Соплесское месторождение приурочено к одноимённой антиклинальной складке на северо-западном склоне Среднепечорского поперечного поднятия, относящегося к структуре I порядка, и является структурной перемычкой, разделяющей однопорядковые с ним Верхнепечорскую и Большесынинскую впадины.

Сложность строения поддоманиковых отложений Западно-Соплесского месторождения обусловлена наличием в девонских отложениях разрывных сбросовых и взбросовых тектонических дислокаций достаточно высокой амплитуды и протяженности, значительными глубинами залегания целевых интервалов, а также присутствием в исследуемой части разреза диабазового тела, прорывающего среднедевонские отложения на разных стратиграфических уровнях.

Геологический разрез старооскольских отложений Западно-Соплесского НГКМ представлен на рисунке 1.

Основная газоконденсатная залежь D₂st приурочена к ловушке пластовой сводовой, тектонически и стратиграфически экранированной, с литологическим ограничением. Глубина залегания продуктивных отложений 4000 м. Размер залежи составляет 8,0×8,0 км, этаж продуктивности 300 м. Пластовый газ залежи D₂st метановый, низкоуглекислый, низкоазотный, бессернистый. Содержание конденсата в в «сухом» газе — 345 г/м³. Конденсат бессернистый и малопарафинистый.

Разработка месторождения

Проектирование и авторский надзор за разработкой Западно-Соплесского месторождения с 1979 года ведет филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта. Всего составлено семь проектных технологических документов.

В продуктивном разрезе месторождения выделено три эксплуатационных объекта (два газоконденсатных и один нефтяной).

В полномасштабную разработку введена газоконденсатная залежь D₂st, которая разрабатывается на режиме истощения пластовой энергии. Из-за незначительных запасов нефти и свободного газа и слабой изученности залежи D₃f₃ и D₃f₁ в разработку не введены.

Эксплуатация залежи в старооскольских отложениях начата с 1981 г. В период 1981—1983 годов газ отбирался на местные нужды одной скважиной. В промышленную разработку залежь введена в 1983 году.

Максимальный уровень добычи газа был достигнут в 1987 году и составил 2,4 млрд м³. К этому времени было отобрано 35 % извлекаемых запасов газа, действующий фонд составлял 19 скважин, пластовое давление снизилось относительно начального на 53 % и составило 23,7 МПа.

В 1988 г. месторождение вступило в стадию падающей добычи газа.

В процессе разработки залежи продолжалось значительное падение пластового давления и увеличение числа скважин, в стволах которых накапливались столбы жидкости. В период с 1987 по 1990 год пробурено 10 скважин в периферийных частях залежи, из них в пяти скважинах получены низкие притоки газа (от 3 до 30 тыс. м³/сут), а в остальных при опробовании лишь накапливались в стволе столбы жидкости. Низкая продуктивность периферийных скважин является следствием неравномерного истощения залежи — интенсивные отборы газа сводовыми скважинами вызвали значительное снижение пластового давления в залежи, что привело к изменению фазового состояния УВ флюидов, обусловленного ретроградными процессами, происходящими в пласте и призабойной зоне. Подтягивание жидких углеводородов и накопление их на забое приводит к самоглушению скважин.

С 1987 г. организована газлифтная эксплуатация низкодебитных скважин с подачей газа высокого давления (ГВД) в затрубное пространство.

Эксплуатационное бурение завершено в 1990 году.

К концу 1995 г. действующий фонд скважин снизился до пяти. Ряд скважин не может самостоятельно работать и простаивает в ожидании подключения ГВД.

За весь период разработки залежи постоянного внедрения пластовых вод в залежь не отмечалось. Водопроявления, эпизодически зафиксированные в ряде скважин, связаны с селективным внедрением подошвенных вод, которое не обеспечивало поддержания пластового давления в залежи. Режим разработки старооскольской залежи — газовый. Текущее пластовое давление в зоне отбора (6,4 МПа) снизилось от начального на 86 % (44,5 МПа).

Всего за весь период разработки пробурена 51 скважина, из них в настоящее время (2022 год) 11 скважин находятся в добывающем фонде, восемь в консервации, одна контрольно-наблюдательная, 31 ликвидирована.

Всего в эксплуатации перебывало 27 скважин (рисунок 2), реализованная плотность сетки скважин 149 га/скважину.

Файл:Рисунок 1 - Карта разработки старооскольской залежи.png

Рисунок 1 — Карта разработки старооскольской залежи

Старооскольская залежь Западно-Соплесского месторождения находится в завещающей стадии разработки. Отбор от начальных извлекаемых запасов газа составляет 82 %, конденсата — 85 %. Текущий КИГ составил 0,649, КИК 0,281.

Система подготовки, транспорта и переработки продукции

Предварительная подготовка продукции скважин (разделение на газ сепарации и жидкую фазу) осуществляется на установке комплексной подготовки газа (УКПГ).

Затем газ сепарации Западно-Соплесского НГКМ по межпромысловому газопроводу диаметром 700/800 мм направляется для компримирования на централизованную дожимную компрессорную станцию и далее — на головные сооружения Вуктыльского газопромыслового управления (ВГПУ) для окончательной подготовки к транспортировке на Сосногорский газоперерабатывающий завод (ООО «Газпром переработка»).

Нестабильный газовый конденсат Западно-Соплесского месторождения транспортируются для окончательной подготовки на ГС ВГПУ по конденсатопроводу диаметром 250 мм. Переработка нестабильного газового конденсата осуществляется на установке стабилизации Сосногорского ГПЗ.

Литература

• Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. / Под ред. В. Г. Васильева и И. П. Жабрева. — М.: Недра, 1975. — С. 527.
• Газовые и газоконденсатные месторождения Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна / [В. Н. Данилов, Ю. В. Кочкина, Т. В. Антоновская]; под ред. В. Н. Данилова ; Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта. — СПб.: Реноме, 2018. − 264 с.

Одним из источников этой статьи является статья в википроекте «Руниверсалис» («Руни», руни.рф), называющаяся «Западно-Соплесское нефтегазоконденсатное месторождение». Материал указанной статьи полностью или частично использован в Циклопедии по лицензии CC BY-SA. Всем участникам Руниверсалиса предлагается прочитать «Обращение к участникам Руниверсалиса» основателя Циклопедии и «Почему Циклопедия?».