Вилюйско-Джербинское нефтегазовое месторождение
Месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной в пределах Вилючанской седловины, восточнее Верхневилючанского месторождения. По отражающему горизонту «КБ» эта структура представляет собой брахиантиклиналь северо-западного npocтирания с размерам 23х12 км и амплитудой 250 м. Структура в сводовой части осложнена разрывным нарушением северо-восточного простирания, делящим ее на два блока. Залежи приурочены к карбонатным породам-коллекторам юряхского горизонта и к песчаникам вилючанского горизонта (рис. 70).
Рис. 69. Разрез продуктивных горизонтов Верхневилючанского газового месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.
К юряхскому горизонту приурочена нефтегазовая залежь. В составе горизонта выделяются два пласта Ю-I и Ю-II. Породы-коллекторы представлены кавернозно-пористыми и трещиноватыми доломитами. Горизонт перекрывается глинисто-карбонатными породами. Пласты Ю-I и Ю-II имеют мощности, соответственно, 10,3-15,6 и 21,8-24,4 м. Более выдержан по площади месторождения пласт 10-II. Преобладают значения коэффициента открытой пористости 14-16%, газопроницаемость до 0,3 мкм2. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Высота газовой части залежи до 140 м. Глубина залегания залежи - 1388-1532 м Промышленные притоки получены в обоих блоках. Дебиты газа до 300 тыс. м3/cyт., нефти - 6-10 м3/сут. Пластовые давления 16,1-16,3 MПа, температуры - +70С.
Газовая залежь приурочена к вилючанскому горизонту, сложенному кварцевыми песчаниками. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2386-2578 м. Высота залежи в юго-восточном блоке 170 м, а северо-западном – 63 м. Притоки газа до 160 тыс.3/сут. Пластовые давления 17,3-17,7 МПа, температура - +220С.
Промышленные притоки газа получены из карбонатных пород телгеспитской пачки бюкской свиты, бесюряхской и кудулахской свит венда.
Иреляхское газонефтяное месторождение
Месторождение находится по окраине г. Мирного и приурочено к одноименной локальной структуре, расположенной на северном склоне Мирнинского выступа. Иреляхская структура представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания, осложненную серией малоамплиryдных разрывных нарушений субдолготного простирания. Выделяются западный, центральный и восточный блоки. Общие размеры структуры 21х5 км с амплитудой до 40 м.
Газонефтяные залежи приурочены к ботуобинскому и улаханскому горизонтам, разделенным в пределах месторождения 2-5 метровой пачкой глинистых пород (рис. 71). Ботуобинский и улаханский горизонты сложены преимущественно песчаниками, открытая пористость которых изменяется в пределах 7-18%, газопроницаемость в целом высокая - преобладают значения 0,1-0,6 мкм2. Разрезы горизонтов отличаются высокой однородностью литологического состава: коэффициент песчанистости в пределах западного блока составляет 0,95 - 1,0. Наиболее крупные залежи приурочены к западному блоку.
Рис. 70. Разрез продуктивных горизонтов Вилюйско-Джербинского нефтегазового месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.
Залежь в ботуобинском горизонте газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2110-2198 м. Размеры залежи 9х3,9 км. Высота залежи 61м. Высота газовой шапки 24 м, высота нефтяной части залежи 37 м. Эффективная мощность коллекторов ботуобинского горизонта изменяется в пределах от 4,8 до 15,4 м. Наибольшая газонасыщенная толщина 10,5 м, а нефтенасыщенная - 13,6 м. Дебиты газа до 214 тыс. м3/сут., нефти - до 125 м3/сут. Пластовое давление 15,1-15,8 Мпа, пластовая температура + 12-14°С.
Залежь в улаханском горизонте газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2125-2180 м. Размеры залежи 8,2х3,2 км. Высота залежи 46 м, высота газовой шапки около 10 м, высота нефтяной части залежи 36 м. Эффективная мощность коллекторов улаханского горизонта изменяется в пределах от 7,4 до 12,7 м. Наибольшая газонасыщенная мощность 8,8 м, а нефтенасыщенная - 12,7 м. Дебиты газа до 201 тыс. м3/сут., нефти - до 78 м3/сут. Пластовое давление 15,7-16 МПa, пластовая температура +12-14°С.
Залежи в центральном блоке также газонефтяные, пластовые сводовые, тектонически экранированные. Залежи залегают на несколько меньших глубинах - 2082-2125 м. Разрезы залежей меньше, чем в западном блоке, высоты залежей в ботуобинском и улаханском горизонтах, соответственно, 54 и 44 м. Эффективные мощности также несколько меньше, чем в западном блоке. Пластовые давления и температуры такие же как и в западном блоке.
Промышленные притоки нефти и газа из ботуобинского горизонта были получены в скважинах, пробуренных и в восточном блоке. Установленные залежи недоразведаны.
Залежи в ботуобинском и улаханском горизонтах западного блока месторождения имеют одинаковые отметки ГНК и ВНК, что можно рассматривать как свидетельство принадлежности их к единой гидродинамической системе.
В конце 80-х - начале 90-х годов в периоды пиковых нагрузок газоснабжения г. Мирного периодически производился отбор газа из газовой шапки. В результате давление в газовой шапке улаханского горизонта снизилось с 15,8 до 14,8 МПa. Всего было отобрано около 240млн. м3 газа. С 1992 г. в опытно-промышленную эксплуатацию введены нефтяные залежи западного блока месторождения. В 1994 г. на месторождении была пробурена первая в республике скважина горизонтальной частью ствола в продуктивном горизонте (скв. 155-22).