Таас-Юряхское нефтегазовое месторождение

Месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинали, расположенной в 12-15 км к востоку от Среднеботуобинского месторождения. Брахиантиклиналь имеет северо-восточное простирание, раздроблена разрывными нарушениями того же простирання на 10 блоков. Размеры структуры по отражающему горизонту КВ 35-38хl9-23 км, амплитуда 35-40 м.

Основной продуктивный горизонт - ботуобинский. Мощность горизонта колеблется от первых метров в северной части структуры до 39 м в южиой (рис. 68). Коэффициент открытой пористости песчаников ботуобинского горизонта достигает 19%, среднее значение - 14,5%, газопроницаемость - до 2,29 мкм².

Рис. 67. Разрез продуктивных горизонтов Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Залежи нефти и газа установлены в 9 тектонических блоках, которые различаются по размерам, по фазовому составу и степени разведанности. Глубины залегания залежей 1914-1984 м.

Наиболее крупная газовая залежь с нефтяной оторочкой установлена в блоке 1. Это пластовая сводовая, тектонически экранированная залежь, размеры которой 19х5-10 км. Высота залежи 48 м. Мощность газонасыщенной части 2,7-27 м н нефтенасыщенной - 4,6-11,5 м. Дебиты газа до 582 тыс. м³/сут.

Газовые залежи с нефтяными оторочками установлены также в блоках II, III, IV, VI, VII, VIII и IX. Все залежи пластовые, тектонически экранированные. Залежь IV с элементами литологического экранирования. Наиболее крупные из них приурочены к блокам III и VII. Эффективные мощности газонасыщенных коллекторов изменяются от первых метров до 22 м, а нефтенасыщенных - от первых метров до 9 м. Дебиты газа до 143 тыс. м³/сут, нефти - до 50 м³/cyт.

Промышленные притоки газа получены также в блоке V (скв. 562).

Пластовые давления в залежах 13,9-14,6 МПа, пластовые температуры - +9-11,2°C.

В северо-западной части месторождения разведаны три небольшие залежи газа в нижнезалегающем талахском горизонте. Коллекторами являются песчаники, открытая пористость которых достигает 25%, а газопроницаемость - до 0,165 мкм². Залежи пластовые с элементами тектонического и литологического контроля. Размеры их не установлены.

Промышленный приток газа получен также из отложений осинского горизонта на юго-западе структуры.

Верхневилючанское газовое месторождение

Месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинале, расположенной в пределах Верхневилючанской седловины, по которой происходит сочленение Непско-Ботуобинской антеклизы и Сунтарского поднятия. По отражающему горизонту «КВ» структура имеет амплитуду 225-250 м и размеры по замкнутой изогипсе -2075 32х65 км. По кровле пласта 10-I (юряхская свита) по изогипсе -1400 м ее размеры составляют 44хЗ 1 км. Брахиантиклиналь осложнена серией разрывных нарушений северо-восточного и субширотного простираний, которые делят структуру на 9 блоков, из которых 7 контролируют промышленные залежи нефти и газа. Амплитуда разрывных нарушений колеблется от первых десятков метров до 50 м. Нефтегазовые залежи установлены в карбонатных коллекторах юряхского горизонта, газоконденсатные в песчаниках харыстанского и вилючанского горизонтов (рис. 69).

Рис. 68. Разрез ботуобинского горизонта Таас-Юряхского нефтегазового месторождения.

Условные обозначения см. на рис. 67.

Основные залежи связаны с юряхским горизонтом, в составе которого выделяется два пласта (Ю-I и Ю-II), которые характеризуются различным распространением по площади месторождения. Породы-коллекторы представлены кавернозно-пористыми известняками и доломитами. Покрышкой служит пачка глинисто-карбонатных пород, мощностью до 40 м. Суммарная мощность горизонта по площади месторождения изменяется от 58 до 63 м. Эффективная мощность пласта Ю-I достигает 9 м, а пласта Ю-II - 17 м. Открытая пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 4-21 %, абсолютная проницаемость не превышает 0,028 мкм².

Блоковое строение месторождения обусловливает разное гипсометрическое положение газожидкостных контактов по блокам, разные соотношения эффективных толщин нефте - и газонасыщенных частей пласта.

Залежи пласта Ю-I в блоках III, V, VI, VII и VIII газовые с нефтянымыми оторочками, а в блоке VII - нефтяная. Залежи сводовые пластовые, тектонически экранированные. Высоты залежей по блокам изменяются от 75 до 150 м. Залежи залегают в интервале глубин 1560-1710 м. Степень разведанности залежей по блокам различная - в некоторых блоках контакты установлены условно. Дебиты газа достигают 360 тыс. м³/сут., а дебиты нефти - до 14 м³/сут., при этом в некоторых блоках, где по дaнным ГИС выделяются нефтенасыщенные пласты, притоков нефти в процессе испытаний получено не было. Пластовые давления 15,8-16,7 Мпа, пластовые температуры +6-8⁰С.

Залежи пласта Ю-II в блоках III, V, VI, VII иVIII газовые с нефтяными оторочками, в блоке VIа - нефтяная. Залежи сводовые пластовые, тектонически экранированные. Высоты залежей по блокам изменяется от 17 до 62 м. Залежи залегают в интервале глубин 1710-1755 м. Cтeпень разведанности залежей по блокам также неравномерная - в большинстве блоков газожидкостные контакты установлены условно. Дебиты газа достигают 175 тыс.м³/сут., а дебиты нефтн - 16,8 м³/cyт. В большинстве блоков притоков нефти в процессе испытания получено не было, хотя по данным ГИС нефтенасыщенные пласты выделяются уверенно. Пластовые давления незначительно превышают 16 МПа, пластовые температуры - + 8⁰С.

Залежь харыстанского горизонта приурочена к песчаникам, залегающим в средней части харыстанской свиты. Горизонт представлен толщей переслаивания песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность горизонта в пределах месторождения колеблется от 5 до 30 м. Эффективные газонасыщенные мощности достигают 12,4 м (скв. 623). Характер распространения пород-коллекторов горизонта по площади месторождения сложный и определяется замещением коллекторов непроницаемыми и слабопроницаемыми породами; на северо-западе месторождения отложения горизонта эродированы вплоть до полного размыва (скв. 610). Породы горизонта залегают в интервале глубин 2180-­2325 м. Значения коэффициента открытой пористости изменяются от 5 - 6 до 10 - 11%, в отдельных случаях до 16 - 18%. Абсолютная проницаемость достигает 0,290 мкм². Залежи в пределах этого горизонта пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные. Промышленные притоки газа (до 280 тыс.м³/сут,) получены только в пяти скважинах (608, 616, 619, 623 и 125-03) из 12 скважин, в которых проводились испытания. Значения пластовых давлений по разным тектоническим блокам изменяются от 17,1 до 18,3 МПа, пластовые температуры - от +11,5 до +15,5⁰С. Газожидкостные контакты не установлены. На современной стадии изученности месторождения залежи этого горизонта отнесены к непромышленным.

Залежь вилючанского горизонта выявлена в восточной части площади (блок III). Горизонт выделяется в объеме бетинчинской и хоронохской свит. Горизонт сложен кварцевыми песчаниками мелко среднезернистыми, в нижней части разреза присутствуют rpавелиты. Горизонт залегает на породах кристаллического фундамента и его толщина в пределах площади месторождения колеблется в весьма широких пределах от 0 (скв. 603) до 110 м (скв. 606). Породы горизонта залегают в интервале глубин 2550-2670 м. Открытая пористость существенно изменяется по разрезу от первых единиц до 17%, абсолютная проницаемость до 0,117 мкм². В скв. 611, 614 и 636 получены промышленные притоки газа (до 360 тыс. м³/сут.). Пластовое давление 17,6 МПа, пластовая температура - + 17,3^оС.