Oтpаднинское газоконденсатное месторождение

Хотого-Мурбайское газовое месторождение

 

Месторождение расположено в зоне сочленения НБНГО и Нюйско­-Джербинской впадины Предпатомского прогиба. Месторождение приурочено к одноименной структуре по отражающему горизонту КВ размеры закартированной складки 52х6 км, амплитуда 150 м; она осложнена тремя куполами и тектоническим нарушением.

В скважине-первооткрывательнице (730) при испытании песчаников ботуобинского горизонта в процессе бурения (инт. 2009-2016 м) получен приток газа дебитом 92 тыс. м³/сут на шайбе 8 мм. По материалам второй поисковой скв. 733 и пробной эксплуатации горизонта в скв. 730 установлено, что залежь имеет ограниченные размеры.

 

 

Месторождение расположено в северо-западной части Нюйско­-Джербинской впадины Предпатомского прогиба и приурочено к одноименной сложно построенной положительной структуре, расположенной в пределах Северо-Нюйской чешуйчато-надвиговой зоны. По отражающему горизонту КВ размеры Отрадненской структуры составляют 87х5 км (по расчетной изогипсе -2150 м), амплитуда 310 м. Площадь структуры 454 км². Структура осложнена пятью брахиантиклиналями низшего порядка, амплитуда которых достигает 200 м. Геологическое строение Отраднинской структуры сложное. В пробуренных скважинах наблюдается трех-четырехкратное повторение некоторых частей разреза нижнего кембрия. Это обусловлено тем, что Отраднинская структура образована системой тектонических чешуй, кинематически связанных с подошвенным срывом по торсальским солям верхнебюкской подсвиты (по В.В.Гайдуку). Структура также осложнена поперечными и оперяющими разрывшими нарушениями, зонами подземного выщелачивания солей и последующего проседания вышележащих карбонатных пород.

Газоконденсатная залежь приурочена к телгеспитской пачке карбонатных пород, залегающей в нижней части разреза верхнебюкской подсвиты. Телгеспитская пачка сложена микрозернистыми, прослоями глинистыми, доломитами и мелкозернистыми известковистыми доломитами и доломитизированными известняками. Породы интенсивно трещиноваты и кавернозны. Общая мощность пачки в пределах изученной площади месторождения колеблется в пределах 5,8-11,8 м. Эффективная мощность изменяется в пределах 3,4-6,8 м. Фильтрационно-емкостные свойства пород телгеспитской пачки (средние значения коэффициента открытой пористости по скв. 314-2 - 7%, по скв. 242-2 - 4,2%, газопроницаемость абсолютного большинства образцов не более 0,001 мкм²) характеризуют низко поровую матрицу пород. Вместе с тем, данные гидродинамических исследований в скважине 314-2 (проницаемость пачки оценивается в диапазоне 0,114-1,4 мкм²) позволяют говорить о значительной макротрещиноватости пород, слагающих телгеспитскую пачку.

Промышленный приток газа с конденсатом (дебит 324,6 тыс. м³/сут.) был получен в скв. 314-2 (ин-л 2483-2498 м). Выход дегазированного конденсата 47 г/см³. Пробной эксплуатацией скважины 314-2 установлена стабильная работа пласта с рабочим дебитом 200 - 220 тыс. м³/сут. Пластовое давление ниже условного гидростатического - 19,3 МПа, пластовая температура + 15⁰С. Газоводяной контакт принят условно на отметке -2148 м.