Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение

Иктехское нефтегазовое месторождение

 

Месторождение расположено на восточном склоне Мирнинского выступа на границе с Вилючанской седловиной и приурочено к одноимённой брахиантиклинали северо-восточного простирания. Структура осложнена малоамплитудными разрывными нарушениями. Размеры структуры по кровле отражающего горизонта II - 40х13 км, амплитуда - 100 м.

Промышленные залежи установлены в юряхском горизонте, в составе которого выделяется три пласта (Ю-I, Ю-II, Ю-III), содержащих самостоятельные залежи. Эти пласты сложены кавернозно-поровыми доломитами и разделяются пачками плотных глинистых карбонатных пород. Залежь в пласте Ю-I пластовая сводовая с элементами тектонического и литологического контроля. Высота залежи 27 м, высота нефтяной части залежи 17 м. В газонефтяной зоне залежи эффективная мощность достигает 7 м. Дебит газа до 504 тыс. м³/сут., нефти - 13 м³/сут. Давление в залежи 15,1-15,3 МПа. Залежь пласта Ю-II пластовая сводовая, с элементами тектонического и литологического контроля. Дебиты газа незначительные. Давление в залежи 15,1-15,3 МПа. Залежь пласта Ю-III газовая пластовая сводовая. Дебит газа до 113 тыс. м³/сут. Залежи недоразведаны.

В северо-западной части структуры в разрезе присутствуют песчаники ботуобинского горизонта. В скв. 655 при опробовании КИИ из них был получен приток газа дебитом 150 тыс. м³/сут. (шайба 9,25 мм). На большей части площади структуры мощность газонасыщенных песчаников ботуобинского горизонта не превышает 1 м.

Месторождение в целом недоразведано - необходимо оценить промышленную ценность нефтяной оторочки в пласте Ю-I и уточнить строение залежи в пластах Ю-II и Ю-III.

Месторождение расположено на северо-восточном склоне Непско-Пеледуйского свода и приурочено к ловушке неантнклиналъного типа. Данная ловушка связана с зоной регионального выклинивания разновозрастных песчаников венда (ботуобинский, хамакинский и талахский горизонты) в пределах наиболее приподнятой части Непско-Пеледуйского свода.

Месторождение имеет весьма интересную историю открытия. Первые промышленные притоки газа в пределах современного контура ловушки были получены в скв. 751 в 1979 г. из песчаников хамакинского и талахского горизонтов на Нижнехамакинской площади. В 1983 г. на Озерной площади, находящейся в 35-40 км севернее Нижнехамакннской площади, в скв. 761 был получен промышленный приток газа и песчаников ботуобниского горизонта. Сейсморазведочными работами МОГТ (Н.С.Бодатова, 1987-1988 гг.) была подготовлена к глубокому бурению Чаяндинская площадь, простиравшаяся от Ннжнехамакинскоro месторождения на западе до Бюк - Танарской площади на востоке. Общая площадь по изогипсе -1525 м отражающего горизонта КВ оценивалась в 4500 км². В 1988г. Б.Д.Матвеевым и Б.П.Шабалиным была намечена и оконтурена Чаяндинская неантиклинальная ловушка. Предполагалась весьма существенная нефтеносность этой ловушки (Матвеев и др., 1989).

Буровыми работами конца 80-х - начала 90-х годов были установлены основные черты строения этой неантиклиналъной ловушки. В пределах ее выделяются следующие структурные элементы (вверх по восстанию пластов): Чаяндинская моноклиналь, Озерная переходная зона и Нижнехамакинская структурная терраса (рис. 73).

 

Рис. 72. Разрез продуктивных горизонтов Маччобинского нефтегазового месторождения.

Условные обозначения см. на рис. 67.

 

Мощность осадочного чехла в пределах площади месторождения увеличивается от 1600 м на юго-западе до 2020 м на северо-востоке. В терригенно-карбонатном разрезе венда выделяются три горизонта, сложенных преимущественно песчаниками, содержащими прослои алевролитов и аргиллитов, доля которых в разрезе горизонтов меняется по площади. Данные горизонты представляют собой кулисообразно располагающиеся в пространстве геологические тела.

Ботуобинский горизонт в плане представляет собой песчаную линзу весьма прихотливой формы, вытянутую в северо-восточном направлении. Мощность ботуобинского горизонта изменяются от 0 до 28 м. Наибольшие мощности фиксируются в пределах Чаяндинской моноклинали, наименьшие - в пределах Нижнехамакинской структурной террасы. Мощность горизонта резко сокращается в южном и северном направлениях и более постепенно по линии простирания в юго-западном направлении. Глубины залегания горизонта 1540-1970 м. К горизонту приурочена основная по размерам нефтегазовая залежь. Высота залежи составляет 330 м. Эффективные мощности газонасыщенных коллекторов колеблются от 0,4 до 21,4 м, нефтенасыщенных - от 4,4 до 20,8 м. Нефтяная оторочка распространена только в пределах Чаяндинской моноклинали. Открытая пористость пород-коллекторов ботуобинского горизонта 12-22%, газопроницаемость - 0,16-1,4 мкм². Максимальные дебиты газа около 600 тыс. м³/сут., нефти - около 60 м³/сут. Пластовые давления: в пределах Озерной площади 13,14 МПа, в пределах Чаяндинской моноклинали - до 13,9 МПа. Пластовая температура 9⁰С.

 

Рис. 73. Разрез продуктивного горизонта Чаядинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Условные обозначения см. на рис. 67.

 

Хамакинский горизонт также представляет собой сложное по своей конфигурации геологическое тело. От ботуобинского горизонта он отделяется 20-55 м пачкой аргиллитов и алевролитов с тонкими прослоями доломитов. Глубины залегания горизонта в пределах месторождения 1370 1850 м. К горизонту приурочена газоконденсатная залежь литологического типа с высотой около 430 м. Эффективные мощности в пределах месторождения изменяются от первых метров до 35 м. Максимальные мощности фиксируются в пределах Нижнехамакинской структурной террасы. Залежь распространена в пределах Озерной переходной зоны и Нижнехамакинской структурной террасы. ФЕС пород-­коллекторов хамакинского горизонта ниже, чем в ботуобинском горизонте. Горизонт характеризуется невыдержанностью ФЕС пород­-коллекторов по латерали, что обусловлено накоплением осадков хамакинского горизонта в условиях заметно расчлененного рельефа морского дна с различной гидродинамикой среды седиментации. Открытая пористость пород-коллекторов не превышает 21% (преобладают значения 8-12%), а газопроницаемость достигает 0,871 мкм². Максимальные дебиты газа около 400 тыс. м³/сут. Пластовые давления в хамакинском горизонте составляют 11,95-13,33 МПа, пластовые температуры не превышают 13°С.

Мощность талахского горизонта - 29-73 м. Глубина залегания горизонта в пределах ловушки 1620-1770 м. К горизонту приурочена газоконденсатная залежь литологического типа. Высота залежи 120 м. Залежь распространена в пределах Озерной переходной зоны и Нижнехамакинской структурной террасы. Эффективные газонасыщенные мощности изменяются от 5 до 45 м. ФЕС пород-коллекторов заметно хуже, чем в вышезалегающих продуктивных горизонтах. Это обусловлено еще более резкой расчлененностью рельефа морского дна, чем для времени накопления осадков хамакинского горизонта (присутствие в разрезе горизонта хлидолитов), что обусловило более низкую степень сортированности обломочного материала, более высокое содержание глинистого цемента. Открытая пористость пород-коллекторов не превышает 20% (преобладают значения 8-11 %), газопроницаемость не более 0,12 мкм². Максимальные дебиты газа около 0200 тыс. м³/сут. Пластовое давление 12 МПа, пластовая температура +15 С.