Бысахтахское газоконденсатное месторождение

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.

 

 

Месторождение расположено в зоне сочленения Березовской впадины с Джеюктинским выступом и приурочено к одноимённой положительной структуре северо-восточного простирания. Бысахтахская структура представляет собой горст, ограниченный с запада и востока взбросами. Размеры горста по отражающему горизонту КВ (изогипса -3300 м) составляют 50х5 км. Амплитуда достигает 900 м. Протяженность взбросов около 50 км. Амплитуда взбросов от 200 до 1000 м. Падение плоскостей смещения юго-восточное. Горст осложнен также серией поперечных разрывных нарушений (рис. 76). Выделяется четыре продуктивных горизонта: бысахтахский, кудулахский и успунский в вендской части разреза и юряхский - в венд-нижнекембрийской части разреза.

Рис. 76. Разрез продуктивного горизонта Бысахтахского газоконденсатного месторождения.

Условные обозначения см. на рис. 67.

 

Бысахтахский горизонт выделяется в разрезе сералахской свиты и сложен разнозернистыми преимущественно кварцевыми, часто сливными, песчаниками с прослоями аргиллитов, глинистых доломитов и гравелитов. Общая мощность горизонта достигает 35 м. Сочетание низких фильтрационно-емкостных свойств песчаников и гравелитов (средние значения коэффициента открытой пористости 2-4%, газопроницаемость редко превышает 0,001 мкм²) с высокими дебитами газа и стабильностью притоков позволяют сделать предположение о том, что полезная емкость бысахтахского горизонта обусловлена приуроченностью залежи к своеобразной зоне дробления высококремнистых "компетентных" пород (Сафронов и др., 1993). Дебиты газа по скважинам 187-2, 187-3 и 187-6 составляли, соответственно, 875, 139 и 170 тыс.м³.

Успунский, кудулахский и юряхский горизонты сложены разнозернистыми доломитами, известковистыми и глинистыми доломитами. Породы этих горизонтов интенсивно трещиноваты, неравномерно кавернозные. Сопоставление данных ГИС и лабораторных исследований керна позволяют говорить о существенном влиянии трещиноватости на емкость пород-коллекторов и о меняющемся соотношении поровой, каверновой и трещинной составляющих емкости пород-коллекторов по латерали и вертикали. Делается предположение о наличии гидродинамической связи между этими тремя продуктивными горизонтами и о существовании единой массивно-слоистой залежи в карбонатной части венд-нижнекембрийского комплекса. Дебит газа в скв. 187-1 при управляемом фонтанировании достигал 945 тыс. м³/сут. Рабочие дебиты при пробной эксплуатации составляли 200 - 300 тыс. м³/сут.

В пределах Березовской впадины состав газов бысахтаского горизонта характеризуется содержанием метана до 90,77%, этана - 4,78%, пропана ­1,18%, бутан+i-бутан-0,52%, СО₂ - 0,157%, азота - 1,32%, гелия-0,13%.

Природные газы меж солевых отложений по своему составу очень однообразны: метановые - 90,09-90,12%, этана - 5,01-5,78%, пропана ­1,25-1,58%, бутан+i-бутан - 0,59-0,714%, пентан+высшие - 0,89-1,03%. Содержание углекислого газа и азота незначительное (соответственно 0,1-0,31% и 0,66-1.59%. Содержание гелия 0.07-0.1%.

Для терригенной части тирского (бюкского) резервуара состав газа характеризуется содержанием метана - 85%, этана - 4.26%, пропана - 1,31, бyтaн+i-бyтaн - 0.60%, пентан - 0.22%. Содержание углекислого газа - 0.32 и азота+редкие - 3.29%.

Для газов телгеспитского горизонта этого резервуара характерен состав: метан - 84,08%, этан - 3,07%, пропан - 0,93%, бутан+i-бутан-0,27%, пентан+высшие - не обнаружено. содержание углекислого газа и азота незначительное (соответственно 0,14 и 11,16%). Содержание гелия 0.35%.

 

ЛЕНО-ВИЛЮЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (ЛВНГО)

 

Лено-Вилюйская НГО занимает территорию Предверхоянскоro краевого прогиба и Вилюйской синеклизы. Основные перспективы нефтегазоносности здесь связаны с отложениями верхнего палеозоя и нижнего мезозоя, а также, возможно, с отложениями среднего палеозоя.

Практически все открытые к настоящему времени газовые и газ конденсатные месторождения расположены в центральной части НГО и приурочены к терригенным отложениям верхнепермскогo, нижнетриасового и нижнеюрского продуктивных комплексов (Геология нефти ..., 1981).

Верхнепермский продуктивный комплекс, представленный толщей сложного чередования песчаников, алевролитов, аргиллитoв, углистых аргиллитов и пластов каменных углей, экранируется глинистой толщей неджелинской свиты нижнего триаса. Внутри комплекса и в покрышке выявлен ряд продуктивных горизонтов. Наиболее распространен в пределах Хaпчагайского мегавала содержащий газоконденсатные залежи горизонт Р₂-1, на многих структурах присутствует пласт T₁-1Vб, залегающий в экранирующей толще неджелинской свиты. Более глубоко залегающие пласты-коллекторы горизонтов Р₂-II и Р₂-III контролируют небольшие самостоятельные залежи, приуроченные к сводовым частям локальных поднятий. Индексация продуктивных горизонтов и Среднетюнгском месторождении иная: P₂-A, Р₂-Б, P₂-B, Р₂-Г и Р₂-Д. Продуктивные горизонты пермского комплекса характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями, на 8,0-10,0 МПа превышающими гидростатические.

Получение в процессе разведочных работ притоков из пермских отложений, иногда переходящих в аварийное фонтанирование (скв. 1 - дебит 1,5 млн.м³/сут., скв. 4 - дебит около 2,5 млн.м³/сут. Средневилюйской площади и в скв. 6 - 1 млн.м³/сут. Неджелинской площади), аномально высокие пластовые давления, отсутствие притоков воды позволили специалистам "Ленанефтегазгеологии" высказать предположение о наличии единого газового поля по пермским отложениям, охватывающим Мастахское, Соболохское и Неджелинское месторождения. По представлениям других исследователей, это поле охватывает практически все структуры Хaпчагайского мeгaвaлa, включая Бадаранскую, с расположением ГВК условно на отметке - 3800 - 3900 м. Позднее (Сафронов и др., 1997) было показано, что пермские отложения Xaпчaгaйского мeгaвaлa до абсолютной отметки - 3800-3900 м представляют единую газонасыщенную зону, в пределах которой газом насыщены как низко проницаемые песчаники, так и песчаники, характеризующиеся достаточными ФЕС. Последние слагают линзовидные тела, представленные средне-мелкозернистыми песчаниками с преобладанием кварца в составе обломочной части и содержащие не более 10% глинистого цемента преимущественно каолинитового состава. По-­видимому, известные к настоящему времени залежи приурочены к этим линзовидным телам и характеризуются отсутствием подошвенных вод.

Нижнетриасовый продуктивный комплекс, мощностью до 600 м представлен толщей преимущественно песчаного состава тaгaнджинской свиты. Экраном этого комплекса является глинистая толща мономской свиты. В пределах Xaпчaгaйского мeгaвaлa в составе комплекса выделяются продуктивные горизонты: T₁-III и Т₁-Х в разрезе тaгaнджинской свиты и Т₁-II и Т₁-I в разрезе глинистой мономской свиты. В пределах Логлорского мeгaвaлa индексация нижнетриасовых продуктивных горизонтов иная: в разрезе таганджинской свиты выделяются три продуктивных горизонта Т₁-А, Т₁-Б и Т₁-В. Все продуктивные горизонты представлены песчаниками, содержащими редкие прослои алевролитов.

Нижнеюрский продуктивный комплекс, мощностью до 400 м сложен преимущественно песчаниками прослоями алевролитов и глин. Этот комплекс перекрывается наиболее выдержанной по площади глинистой толщей сунтарской свиты. Внутри этого комплекса выделяется до девяти продуктивных горизонтов и пластов.

Песчано-алевритовые отложения средней и верхней юры перекрываются регионально выдержанной глинисто-песчаной толщей марыкчанской свиты (верхняя юра). Из этих отложений получены промышленные притоки газа на ряде разведочных площадей.

Нижнемеловые отложения представлены исключительно континентальными угленосными отложениями. Достаточно мощные и выдержанные по площади экранирующие толщи в этой части разреза отсутствуют. Небольшая газовая залежь в отложениях этого возраста установлена на Бадаранском месторождении.

На территории Лено-Вилюйской нефтегазоносной области к настоящему времени открыто девять месторождений.