Этапе разработки

Запасы газа Мастахского газоконденсатного месторождения приурочены к продуктивным пластам пермских, триасовых и юрских отложений, имеющим сложное геологическое строение.

Площадь газоносности месторождения разбита на два блока: приподнятый и опущенный. Газоконденсатные залежи всех горизонтов представлены пластами, неоднородными по площади и разрезу. В них присутствует множество глинистых пропластков различной толщины. Залежи имеют зоны замещения коллекторов.

Основные начальные запасы газа категории С₁ приурочены к опущенному блоку и составляют 26011 млн м³. Запасы газа категории С₁ на приподнятом блоке составляют 6232 млн м³.

Всего на месторождении пробурено 75 скважин. Из них 32 скважины пробурено на нижнеюрскую залежь, 11 скважин на нижнетриасовые залежи и 32 скважины на верхнепермские залежи. Добыча газа велась 34 скважинами. На 01.01.2009 в эксплуатационном фонде числится 18 скважин, добыча газа ведется тремя.

Эксплуатация Мастахского газоконденсатного месторождения началась в 1973 году с разработки залежей нижней юры J₁-I,II и верхней перми P₂-I,II на опущенном блоке. Позднее началась разработка залежей нижнего триаса: в 1981 году – залежь пласта Т₁-Х_а, в 1982 году – залежь пласта Т₁-IV (опущенный блок), в 1984 году - залежь пласта Т-Х (приподнятый блок).

Накопленный отбор газа из пермских залежей восточного купола опущенного блока по состоянию на 01.01.2009 составляет 2320 млн м³ или 50 % от начальных запасов. Отбор газа ведется одной скважиной. В условиях резкой неоднородности литологического разреза это может привести к неполному отбору газа из разрабатываемого пласта. Кроме того, фактический отбор газа ведется из пласта P₂-I, непосредственно из пласта P₂-II отбор газа не ведется. С целью перехода к более рациональному ведению разработки пермских залежей проектом предусмотрен возврат в эксплуатацию скважины № 11.

Начальные запасы газа на приподнятом блоке в залежи Р₂-I_а составляют
814 млн м³, а в залежи Р₂-II – 411 млн м³, всего 1225 млн м³. В эксплуатации кратковременно была только залежь Р₂-II (скважина № 107). Накопленный отбор газа по ней всего 6,1 млн м³, что составило 0,5 % от начальных запасов пермских залежей приподнятого блока. Таким образом, залежи пермских отложений на приподнятом блоке находятся практически в первоначальном состоянии. Для ввода залежи пласта Р₂-I_а в эксплуатацию проектом [2] предусмотрен перевод из фонда наблюдательных в фонд добывающих скважины № 98. Однако эта скважина находится вблизи ГВК, поэтому результат перевода может быть отрицательным. Желательно бурение новой скважины на пермские отложения приподнятого блока с целью их отработки. Эта скважина в дальнейшем могла бы быть использована для отработки триаса и юры. Но в современных технико-экономических условиях бурение скважины нерентабельно, поэтому проектом [2] и планами геолого-технических мероприятий ОАО «Якутгазпром» не предусмотрено.

Газоконденсатные залежи триасовых отложений распространены в виде отдельных линз в пластах Т₁-IV, Т₁-Х и Т₁-Х_а.

Решением ГКЗ МПР России (протокол № 959 от 03.11.2004) утверждены начальные запасы «сухого» газа в пласте Т₁-IV категории С₁ в количестве 5223 млн м³.

В разработке триасовых отложений пласта Т₁-IV принимали участие три скважины: № 65, 100, 110. Все они расположены в пределах опущенного блока. Анализ разработки свидетельствует о том, что все три скважины разрабатывали единую залежь.

На 01.01.2008 в эксплуатации по залежи триаса находится две скважины:
№ 65 и 110. Скважина № 100 ликвидирована. Всего по залежи Т₁-IV на 01.01.2009 отобрано 2629 млн м³ газа, что составляет 50 % от начальных запасов. Основной отбор газа из залежи приходится на скважину № 65. Но это связано с продолжительностью ее эксплуатации (скважина вступила первой в разработку и эксплуатируется на 12 лет дольше, чем скважина № 110), дебиты и годовые отборы по скважинам
№ 65 и 110 примерно одинаковые.

Исходя из вышеизложенного, рекомендуется продолжить разработку залежи действующим в настоящее время фондом скважин.

Начальные запасы «сухого» газа, утвержденные ГКЗ МПР России в 2004 году, по триасовой залежи Т₁-Х в приподнятом блоке составляют 5007 млн м³. В эксплуатацию залежь введена в 1984 году скважинами № 33 и 104, в 1985 году были введены еще три скважины – № 71, 78, 79. Накопленный отбор газа по залежи составляет
975,9 млн м³ или 19,2 % от начальных балансовых запасов газа. Все скважины вышли из эксплуатации по причинам, связанным с накоплением жидкости в стволе скважины.

Проектом доразработки [2] возврат залежи в разработку не предусмотрен в связи с неблагоприятными технико-экономическими условиями. Данная рекомендация подтверждается.

Разработка газоконденсатной залежи в пласте T₁-Х триасовых отложений западного купола опущенного блока не производилась. Запасы газа и пластовое давление соответствуют начальным значениям. Начальные запасы газа утверждены в объеме 379 млн м³. Начальное пластовое давление – 28,8 МПа. В связи с отсутствием скважин в контуре газоносности этой залежи ввод ее в разработку не запроектирован.

Разработка газоконденсатной залежи пласта Т₁-Х в триасовых отложениях восточного купола опущенного блока не производилась. Опробование интервала залегания пласта было проведено в скважинах № 30 и 118. В обеих скважинах приток газа составил более 500 тыс. м³/сут.

Начальные запасы газа поставлены на баланс в объеме 808 млн м³. Начальное пластовое давление – 28,8 МПа.

Для введения залежи в эксплуатацию проектом [2] запроектировано в скважине № 30 провести перфорацию пласта на глубине его залегания от 2920 до 2945 м. Ввод залежи в разработку запланирован в 2019 году. ОАО «Якутгазпром» в 2008 году выполнил рекомендованные проектом работы, получен отрицательный результат. Рекомендуется списать с баланса предприятия запасы газа залежи Т₁-Х на восточном куполе, как не подтвердившиеся.

Газоконденсатная залежь Т₁-Х_а расположена в пределах восточного купола опущенного блока. Разработка залежи велась одной скважиной - № 30. Залежь введена в эксплуатацию в 1981 году с начальным пластовым давлением 28,5 МПа. Начальные запасы пластового газа, утвержденные ГКЗ МПР России в 2004 году, составляли
1814 млн м³. Отбор газа из залежи, включая потери, составил 1322,0 млн м³ (73 % от начальных запасов). Разработка залежи прекращена с коэффициентом газоотдачи
73 % вследствие снижения устьевого давления ниже допустимого технологического уровня 7,65 МПа.

Проектом доразработки [2] залежь в доразработку не вводится.

Залежи газа юрских отложений приурочены к трем пластам и разделены на восточный и западный купола опущенного блока. Начальные запасы по залежам составляют:

J1-I1 -	восток -	2985 млн м^3;
J1-I1 -	запад -	2542 млн м^3;
J1-I2 -	восток -	3444 млн м^3;
J1-I2 -	запад -	1135 млн м^3;
J1-II -	восток -	2717 млн м^3;
J1-II -	запад -	341 млн м^3.

Восточный и западный купола разрабатывались как самостоятельные объекты разработки.

Все скважины вышли из эксплуатации по причинам, связанным с накоплением жидкости в стволе скважины.

Проектом доразработки [2] предусмотрен возврат в доразработку юрской залежи восточного купола опущенного блока, в контуре газоносности которой находятся три скважины. В анализируемый период (2005 – 2008 годы) возврат залежи в разработку не предусмотрен. Однако в связи с не подтверждением запасов залежи пласта Т₁-Х на восточном куполе рекомендуется осуществить перевод скважины № 30 на юрские горизонты с целью возврата их в эксплуатацию.

Выводы:

- Мастахское газоконденсатное месторождение находится на завершающем этапе разработки;

- месторождение многопластовое, часть объектов эксплуатации по различным причинам выведена из эксплуатации;

- для возврата в разработку объектов, эксплуатация которых прекращена, требуются значительные вложения денежных средств и дополнительное привлечение людских ресурсов;

- обеспеченность Якутского промышленного региона газом базового месторождения – Средневилюйского – достаточна в обозримом периоде. В связи с отсутствием других потребителей увеличение добычи газа за счет Мастахского месторождения не требуется.

Дата добавления: 2015-07-25