Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение
Координаты: 63.67, 57.5
Страна	Россия
Регион	Республика Коми
Открыто	1964 год
Недропользователь	Газпром

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Вуктыльском районе Республики Коми в 160 км от города Ухты и в 175 км от города Печоры. Недропользователь — ПАО Газпром, оператор ООО «Газпром добыча Краснодар».

История геологического изучения и открытия

Одним из первых, кто начал изучать нефтегазоносность района Средней Печоры в начале XX века, был Александр Чернов. По результатам экспедиций 1902 и 1904 годов он опубликовал статью «О геологических условиях залегания печорской нефти». По его рекомендации в 1923 году геологическая партия во главе с Татьяной Добролюбовой начала исследования в районе реки Вуктыл, которые продолжились летом 1925 года. С целью поиска природных газов, представляющих особый интерес для страны, в 1927 году в Ухтинский район направлена экспедиция Геологического комитета ВСНХ СССР. В районе реки Вуктыл эти работы было поручено проводить так же Татьяне Добролюбовой и Вениамину Тебенькову.

Заметный след в изучении района Вуктыльского месторождения в 1930-е годы оставили геологи К. Г. Войновский-Кригер, Н. М. Леднев, В. К. Ливанов.

В 1935 году Т. А. Добролюбова и Е. Д. Сошкина предсказали существование Вуктыльской структуры, показав её на геологическом разрезе карты Европейской части СССР, и предлагали пробурить скважину на этой структуре.

Летом 1943 года Северная база Академии наук СССР организовала экспедицию во главе с Черновым для геологических исследований Средней Печоры. По результатам работы этой экспедиции Чернов доложил о перспективах нефтегазоносности района на II геологической конференции в Сыктывкаре.

В 1946—1954 годах изучение Вуктыльского района вели сотрудники Коми филиала Академии наук СССР (Антонида Першина) и Центральной научно-исследовательской лаборатории Ухткомбината (Всеволод Левченко). В середине 1950-х годов специалистами геолого-поисковой конторы треста «Войвожнефтегазразведка» была подтверждена перспективность территории, предложено провести глубокое бурение или сейсморазведочные работы на Нижневуктыльской и Средневуктыльской структурах.

В 1959 году на реке Вуктыл проведены сейсморазведочные работы методом отражённых волн и установлено существование Нижневуктыльской структуры, границы которой были определены сейсморазведкой 1960—1961 годов. Было подтверждено наличие структурных образований, перспективных для поиска нефти и газа. Обработка сейсмоматериала, полученного в 1962—1963 годах, показала, на Вуктыле существуют не отдельные структуры, а — по нижним горизонтам — единая гигантская ловушка протяжённостью 85 км.

23 марта 1963 года началось бурение скважины № 2 Нижний Вуктыл. Из-за сильных газопроявлений при проводке скважины не удалось избежать серьёзных осложнений. Первый вуктыльский газовый фонтан, был получен 20 октября 1964 года. Мощный фонтан газа и конденсата из скважины № 3 в марте 1966 года подтвердил открытие нового месторождения.

История освоения

Месторождение открыто в 1964 году поисковой скважиной № 2, в которой из нижнеартинских карбонатов получен газовый фонтан дебитом около 100 тыс. м³ в сутки. Скважина явилась первооткрывательницей Вуктыльского месторождения, высокие перспективы которого были подтверждены в 1966 году результатами испытания скважины № 3. В 1966 году по результатам бурения скважин № 2, 3, 10, 21 Государственная комиссия по запасам впервые утвердила запасы газа и конденсата в пермско-каменноугольных отложениях по категории С₂. По выполненной оценке величины запасов месторождение сразу же попало в категорию крупных. В 1968 году газоконденсатная каменноугольно-нижнепермская залежь введена в опытно-промышленную эксплуатацию, а в 1970 году — в промышленную разработку.

Вуктыльское месторождение является основой сырьевой базы газодобычи в Тимано-Печорском нефтегазовом бассейне. На месторождении с 1993 года впервые в истории российской газовой отрасли проводятся работы по вторичным методам доизвлечения конденсата и промежуточных компонентов путём закачки в пласт «сухого» (тюменского) газа. В настоящее время месторождение находится в завершающей стадии разработки. Отбор газа от начальных извлекаемых запасов составляет 98 %, нефти — 24 %, текущий коэффициент извлечения газа — 0,841, коэффициент извлечения конденсата — 0,290, коэффициент извлечения нефти — 0,036.

Промышленная нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с тремя продуктивными пластами: нижнепермскими, каменноугольными и верхнедевонскими. Всего выявлено 10 залежей углеводородного сырья — по пять залежей в автохтонной и аллохтонной частях разреза. В аллохтонной части разреза учтены:

• основная газоконденсатная залежь в карбонатных каменноугольно-нижнепермских отложениях (С-Р₁);
• нефтяная оторочка южной переклинали С-Р₁;
• газоконденсатная залежь в терригенных радаевско-бобриковских отложениях нижнего карбона (С₁rd-bb) в пределах южного купола;
• нефтяная залежь в карбонатных отложениях московского яруса среднего карбона (C₂m) Северо-Вуктыльской структуры;
• нефтяная залежь в карбонатных отложениях башкирского яруса среднего карбона (С₂b) Подчеремского участка.

В автохтонной части разреза учтены:

• нефтяная залежь в терригенных радаевско-бобриковских отложениях (С₁rd-bb) Восточно-Козланюрского участка;
• нефтяная залежь в терригенных радаевско-бобриковских отложениях (С₁rd-bb), пласт IIа Нижневуктыльского участка;
• газоконденсатная залежь в верхнефаменских отложениях верхнего девона (пласт D₃zl1)
• газоконденсатная залежь в верхнефаменских отложениях верхнего девона (пласт D₃nm₁);
• газоконденсатная залежь в верхнефаменских отложениях верхнего девона (пласт D₃nm₂).

По величине запасов газа является уникальным, по сложности геологического строения — очень сложным. Основная по запасам — пермокарбоновая газоконденсатная залежь. Степень изученности запасов высокая: к категории АВ₁ отнесены 99 % запасов газа, все запасы нефти отнесены к категории АВ1.

Особенности геологического строения

В соответствии с нефтегазогеологическим районированием Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна Вуктыльское месторождение расположено на территории Вуктыльского нефтегазоносного района Северо-Предуральской нефтегазоносной области.

Вуктыльская дизъюнктивная антиклиналь представляет собой высокоамплитудную протяженную структуру меридионального простирания, возникшую во фронтальной части Вуктыльского надвига, имеющую в плане дугообразную форму. Это узкая, вытянутая в меридиональном направлении дизьюнктивная антиклинальная складка протяжённостью 85 км при ширине от 3 до 6 км, с амплитудой около 1500 м.

Структура с запада срезана тектоническим нарушением надвигового характера (Вуктыльским надвигом). На западном крыле также прослеживаются многочисленные оперяющие нарушения, примыкающие к Вуктыльскому надвигу, которые разделяют складку на аллохтонную, параавтохтонную, подвернутую и автохтонную части (рисунок 1).

Рисунок 1 — Сейсмогеологический разрез Вуктыльской площади

Наибольший угол наклона плоскости надвига в приповерхностной пермской части разреза — 60°. С удалением от фронта в каменноугольных отложениях угол наклона уменьшается до 10−12°. Затухание надвига по данным сейсморазведки предполагается в нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложениях. На всём своём фронтальном протяжении основное надвиговое нарушение сопровождается серией клиновидных привзбросовых дислокаций, которые ограничены оперяющими взбросо-надвигами, проникающими в осадочный чехол на различную глубину и сходящимися с основным надвигом в единую поверхность скольжения.

Основная газоконденсатная залежь Вуктыльского месторождения приурочена к сложной терригенно-карбонатной толще каменноугольных-нижнепермский отложений. Глубина залегания продуктивных отложений 2100−3500 м. Размеры залежи составляют 73,1×(2,8÷4,7) км, этаж продуктивности около 1400 м. Продуктивный разрез сложен мощной карбонатной толщей, представленной органогенно-детритовыми и доломитизированными известняками, вторичными доломитами с прослоями переходных разностей, реже мергелей и глин. Отложения залежи формировались в различных фациальных обстановках, поэтому коллекторы характеризуются существенной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств по условиям формирования. Коллекторы продуктивной толщи относятся к сложным, по типу пустотного пространства с гранулярной (поровой), смешанной (каверно-поровой) и порово-трещинной емкостью. Первые два типа относятся к высокопористым (пористостью (Кп) > 6 %), третий — к низкопористым (3 % < Кп < 6 %). Фильтрационно-емкостные параметры изменяются в пределах: коэффициент пористости 0,047−0,26 доли ед., коэффициент проницаемости 0,1−8427·10⁻³ мкм².

Уникальность месторождения заключается в составе пластового газа, представленного в основном метаном (80−82 %) и содержащем значительное количество этана, пропана, бутанов и растворенного конденсата. Начальное содержание конденсата оценивалось величиной 360 г/м³. Содержание азота в газе повышенное (4,9−5,2 %), содержание двуокиси углерода низкое (около 0,1 об. %), содержание гелия значительно ниже кондиционного (0,02 %). Одной из основных особенностей газа Вуктыльского НГКМ является полное отсутствие в его составе сероводорода, как правило, являющегося непременным спутником газов в карбонатных коллекторах.

Разработка месторождения

Проектирование разработки осуществлялось филиалом ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в городе Ухте. Всего составлено 16 проектных технологических документов.

В продуктивном разрезе месторождения выделены восемь эксплуатационных объектов (три газоконденсатных и пять нефтяных).

В разработке находятся две залежи: газоконденсатная C−Р1 и нефтяная С2m. Остальные объекты законсервированы или не вводились в разработку.

Режим разработки залежи С-Р₁ — газовый с локальным проявлением водонапорного. Начальное пластовое давление залежи C−P₁ составляло 36,3 МПа. Текущее пластовое давление в зоне дренирования составляет 2,12 МПа, в среднем по залежи — 2,81 МПа (снизилось относительно начального на 92 %).

На месторождении пробурено более 260 скважин. В настоящее время (2023 год) в добывающем фонде около 200 скважин.

Схема размещения пробуренных скважин представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 — Схема размещения пробуренных скважин

С самого начала эксплуатации скважины работали фонтанным способом в широком диапазоне дебитов (100−2000 тыс. м³/сут) и депрессий (0,2−8,0 МПа). Максимальный уровень добычи газа был достигнут в 1976 г. и составил 19,5 млрд м³.

По мере снижения пластового давления с появлением двухфазной фильтрации, то есть с началом выделения конденсата, произошло резкое снижение продуктивности скважин. Эксплуатация части фонда скважин стала возможна только с использованием дополнительной энергии. С 1988 г. для низкодебитных скважин стал применяться газлифтный способ эксплуатации.

В середине 1980-х гг. пластовое давление в разрабатываемой залежи С-Р₁ снизилось до 10 МПа, и пластовой энергии было уже недостаточно для поддержания постоянного уровня отбора газа. Разработка залежи на режиме истощения пластовой энергии привела к существенным потерям высококипящих углеводородов в виде ретроградно выпавшего в пласте конденсата.

С 1993 г. основной объект разрабатывается в режиме истощения с частичной компенсацией отборов закачкой «сухого» газа в пласт. Главная задача технологии воздействия на истощенный пласт «сухим» газом — увеличение углеводородоотдачи (добыча ретроградного конденсата, выпавшего в процессе разработки в режиме истощения). Газ закачивается в 35 скважин. Важным эффектом от внедрения закачки «сухого» газа в пласт является оттеснение пластовой воды, внедрившейся при разработке объекта в режиме истощения, что в свою очередь способствует сохранению фонда работоспособных скважин.

Следует отметить, что закачка газа создала условия для поддержания пластового давления. При отсутствии применяемой в настоящее время технологии пластовое давление в залежи снизилось бы до давления забрасывания (1,8 МПа) еще в 2014 г.

На месторождении проводится значительный объём геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение газо- конденсатоотдачи: изменение направления фильтрационных потоков по разрезу и латерали за счет регулирования профиля притока, расширения зон охвата, ввода новых очагов закачки.

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.
• Гуменюк А. С. Земля моей судьбы. История. Публицистика. Размышления. — М.: Пик, 2006. — 448 с. — ISBN 5-7358-0301-8.
• Добролюбова Т. А. Геологические исследования по р. Вуктылу в бассейне Печоры // Тр. Ин-та по изучению Севера, № 153. Вып. 32. — 1926. — С. 33—61.
• Добролюбова Т. А. Геологическое исследование по р. Печоре и ее притокам в нефтеносном районе 123-го листа, летом 1929 г. // Изв. ВГРО: ЦНИГРИ Сект. Геол. карты. — 1931. — Т. 50. №89. — С. 1305—1324.
• Добролюбова Т. А., Сошкина Е. Д. Общая геологическая карта Европейской части СССР (Северный Урал). Лист 123 (Тр. Ленингр. геол.-гидро-геодез. треста; Вып. 8.). — Л.; М.: ОНТИ НКТП СССР, 1935. — 195 с.
• Чернов А.А. О геологических условиях залегания печорской нефти // Ежегодник по геологии и минералогии России. — 1909. — Vol. 10. Вып. 1/3. — С. 19—25.
• Чернов А. А. О нефтепроявлениях в правобережных структурах Средней Печоры // Материалы 2 геол. конференции Коми АССР: [Сыктывкар. 15-20 дек. 1944 г.]. — Сыктывкар: Коми Госиздат, 1947. — С. 241—243.
• Чернов Г. А. Полвека в Печорском крае. — М.: Мысль, 1974. — 223 с.
• Юнусова Л. В. , Панкратова Е. И., Тяжких С. В. Расширение зоны фильтрации закачиваемого газа по латерали и продуктивному разрезу в условиях применения методов повышения конденсатоотдачи на примере Вуктыльского НГКМ. // Газовая промышленность. — № 9 (774). — 2018.

Одним из источников этой статьи является статья в википроекте «Руниверсалис» («Руни», руни.рф), называющаяся «Вуктыльское 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?».