3.Нефтегазоносносные комплексы и строение месторождений Хапчагайского мегавала

Нефтегазоносность

Месторождения: 1.Средневилюйское, 2.Толон-Мастахское,3.Соболох-Неджелинское, 4.Бадаранское, 5.Среднетюнгское ,6.Андылахское ,7.Нижневилюйское, 8.Собо-Хаинское, 9.Усть-Вилюйское

В бассейне открыто 9 газовых и газоконденсатных месторождений.Они, в основном, приурочены к Хапчагайскому(7 шт.) и Логлорскому(2 шт.) валам.

Нефтегазоносные комплексы

Залежи УВ распределены по3 нефтегазоносным комплексам.

В верхнепермско-нижнетриасовом комплексе резервуары связаны с плотными песчаниками и алевролитами нерской свиты, открытой пористостью до20% и проницаемостью до 300 мД. Залежи характеризуются наличием АВПД (на7-10 мПа превышает гидростатическое).

Продуктивность нижнетриасового комплекса связана с песчаниками таганджикской свиты пористостью до 24% и проницаемостью до 1Д.

Залежи среднетриасово-нижнеюрского НГК находятся в песчаниках и алевролитах тулурской, кызыл-сырской и тюнгской свит пористостью до 30% и проницаемостью до 3Д.

В большинстве случаев лучшие коллекторы расположены в прибортовых частях Линденской впадины (в том числе на территории Хапчагайского и Логлорского мегавалов).

Средневилюйское газоконденсатное месторождение

Находится на Хапчагайском валу, приурочено к брахиантиклинальной складке размерами 34х22 км и амплитудой около 350 м.

Относится к категории многопластовых (1 пласт в верхней перми, 4 в триасе, 3 в юре). Залежи пластовые сводовые, местами с элементами литологического экранирования.

Основная залежь–пласт ТIII таганджинской свиты, мощность 64-87 м, эффективная до60-63 м, дебиты газа до 1,5 млн. м3. Выход конденсата 62 г/м3.

Запасы газа около170 млрд. м3. Находится в разработке с 1985 г.

Месторождения УВ

Залежи в основном приурочены к антиклинальным поднятиям. В ряде случаев строение залежей осложнено замещением и/или выклиниванием коллекторов.В Предверхоянском краевом прогибе структуры осложнены взбросами и приобретают асимметричное строение.

Нефтегазоматеринские толщи

РОВ арконового типа, обладают низким нефтематеринским потенциаломи являются преимущественно газоматеринскими. Нижнеюрские глинистые породы, в составе которых преобладает РОВ смешанного (алиново-арконового) типа, могут генерировать значительные количества углеводородов нефтяного ряда.Верхнепермские и верхне-юрско-нижнемеловые отложения, обогащенные.

4.Нефтегазоносносные комплексы и строение месторождений западной части Енисей-Хатангского прогиба

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

В Енисей-Хатангском прогибе открыто более 12 газовых и газоконденсатных, иногда с незначительной нефтяной оторочкой месторождений в юрских и меловых резервуарах.

Несмотря на обилия нефтегазопроявлений во многих глубоких скважинах в пермских и триасовых резервуарах Хатангской седловины выявлено только 2 мелких нефтяных месторождения.

Вдоль южной периферии Анабаро-Ленского прогиба известно несколько битумных полей, в том числе крупнейшее Оленекское. Эта часть бассейна до настоящего времени является чрезвычайно слабо изученной бурением и сейсморазведкой. Месторождений УВ невыявлено.

Из всех осадочных комплексов бассейна наибольшую мощность имеют мезозойские, в особенности юрско-меловые.

Самые глубокие депрессии по юрско-меловым отложениям (до10 км) расположены в центральной части Енисей-Хатангского прогиба.

В основании Енисей-Хатангского прогиба находится триасовый грабен, а северный борт наложен на дислоцированные толщи пермского палеобассейна.

Резервуары и производящие отложения

В осадочном чехле бассейна можно выделить 5 основных комплексов. Практически каждый из них содержит потенциальные резервуары, покрышки и материнские отложения. Наилучшие материнские толщи и резервуары с доказанной продуктивностью содержатся в пермских, юрских и меловых отложениях.

Типы залежей Енисей-Хатангского прогиба

Многопластовые залежи (суходудинская свита неокома) в пологих брахиантиклиналях (Танамский вал)

Блоковые залежи в юрских пластах в нарушенных антиклиналях (Балахнинский, Рассохинский, Малохетский валы)

Залежи в песчаных линзах верхней юры (запад осевой части ЕХРП)

Залежи в ловушках регионального выклинивания юрских отложений (борта ЕХРП)

Мессояхское месторождение (западная периклиналь Малохетского вала) Является первым месторождением, в котором доказано существование газа в гидратной форме.

Массивная залежь, долганская свита верхнего мела, высота залежи 77 м, многолетняя мерзлота до глубин 450 м, Тпл. от80(кровля) до120(ГВК), Рпл(начальное) 7,8 мПа, газ сухой (СН4–98,6%).

􀂄Притакихусловияхгазогидратывышеизотермы100С.

􀂄Разработка–интенсивнаянаистощения–консервация(4 года) –снижениеРпл–нарушениесистемы–выделениечастигазавсвободнуюфазу–возобновлениедобычи