Талаканское газонефтяное месторождение

Месторождение расположено в наиболее приподнятой части Непско-Пеледуйского свода и всей Непско-Ботуобинской антеклизы и приурочено к сложно построенной Талаканской структурной зоне (поднятию). Это поднятие осложнено серией разрывных нарушении северо-западного простирания делящих структуру на несколько тектонических блоков. В пределах этой зоны выделяются три блока (с запада на восток): Таранский, Центрально - Талаканский и Восточный. Таранский и Центрально­ - Талаканскнй блоки разделены узким (не более 200 м в ширину) грабеном. Центрально - Талаканский блок отделяется от Восточного блока разрывным нарушением, амплитуда которого составляет 25-30 м. Размеры Талаканского поднятия по замкнутой изогипсе -1100 м составляют 66х37-20 км. Амплитуда Таранского блока, Центрально-Талаканского - 200 м и Восточного - 100 м. В пределах месторождения выявлены два продуктивных горизонта: хамакинский и осинский. Промышленная нефтегазоность структуры была установлена в 1984 г., когда в скв. 817 был получен приток газа из песчаников хамакинского горизонта.

Хамакинский горизонт распространен в северо-восточной части месторождения (Восточный блок). Горизонт сложен разнозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Фильтрационно-­емкостные свойства пород-коллекторов хамакинского горизонта крайне не выдержаны по площади. Общая мощность горизонта в пределах месторождения составляет 28-46 м. Эффективные мощности изменяются от 3 до 10 м, увеличиваясь в северо-восточном направлении. В пределах Центрально - Талаканского блока породы-коллекторы этого горизонта отсутствуют. Эффективная мощность горизонта в пределах Таранского блока составляет 8,2 м (скв. 870) и имеет тенденцию к увеличению на юго-запад за пределы месторождения. Открытая пористость песчаников изменяется в пределах 5-17%, газопроницаемость достигает 0,255 мкм². Промышленные притоки газа получены в 3 скважинах с дебитами от 56 до 197 тыс. м³/сут. Пластовое давление 12 МПа, пластовая температура + 12°С. Залежь хамакинского горнзонта приурочена к "голове" крупной неантиклинальной ловушки, приуроченной к зоне регионального выклинивания вендских песчаников, основная продуктивность которых установлена на Чаяндинском месторождении.

Основной продуктивный горизонт в пределах месторождения ­осинский, газонефтяная залежь приурочена к пласту О-I верхнебилирской подсвиты. Покрышкой является 250-метровая толща каменных солей с прослоями доломитов и аргиллитов юрегинской свиты. Породы-­коллекторы представлены преимущественно разнозернистыми доломитами. Породы-коллекторы кавернозно-поровые, в разной степени трещиноватые. Каверновая, поровая и трещинная составляющие емкости коллекторов, меняются по площади и по разрезу, что обуславливает на отдельных участках существенную неоднородность продуктивного горизонта. Общая мощность горизонта практически постоянна и составляет 51-56 м. Эффективная мощность меняется от 0,8 до 44,9 м; при этом газонасыщенные мощности достигают 38,4 м, а нефтенасыщенные - 34,4 м. Коэффициент открытой пористости пород ­коллекторов изменяется в пределах 6-27% (преобладающие значения 10­-15%), газопроницаемость достигает 0,19 мкм².

Основная залежь в осинском горизонте (газонефтяная) приурочена к Центрально - Талаканскому блоку, размеры которого по отражающему горизонту II составляют 37x10-13 км, при амплитуде около 200 м. Разрывным нарушением северо-восточного простирания блок делится на две части: северную и южную (рис. 34). В каждой из этих частей бурением водонефтяные контакты установлены на разных уровнях. По этому признаку выделяются три залежи. К северной части блока приурочена нефтяная залежь (I), практически по всему периметру контролируемая тектоническими нарушениями. На границе с Таранским блоком выделяется газонефтяная залежь (II) с более высоким гипсометрическим положением ВНК, приуроченная к небольшому по площади клинообразному тектоническому блоку. К южной части блока приурочена газонефтяная залежь (III) с четко выраженной газовой шапкой и наиболее высоким положением ВНК. Глубина залегания залежей 1062-1195 м. Дебиты газа 100-480 тыс. м³/сут., нефти - 50-120 м³/сут. В скв. 179-76 с горизонтальным стволом в продуктивном горизонте (длина горизонтальной части 109,5 м) дебит нефти достигал 400 м³/сут. Пластовое давление 9,8-9,9 МПа, пластовая температура - + 12⁰С.

В Таранском блоке к осинскому горизонту приурочена газовая залежь. Притоки газа получены в пяти скважинах. Максимальный дебит 419 тыс. м³/сут. (скв. 870) на шайбе 24 мм.

В Восточноталаканском блоке в осинском горизонте установлена нефтегазовая залежь, которая остается еще слабоизученной. Контуры ее определяются достаточно уверенно- с севера и юга бурением установлена линия замещения пород-коллекторов плотными породами. С северо-запада и юго-востока блок ограничен разрывными нарушениями.

Слабые притоки газа на Талаканском месторождении были также получены из песчаников ботуобинского и хамaкинского горизонтов.