Алинское газонефтяное месторождение
Месторождение расположено непосредственно юго-восточнее Таранского блока Талаканского месторождения и приурочено к одноименной брахиантиклинале, строение которой изучено недостаточно. Размеры ее составляют 12х4-5 км, амплитуда около 80 м (рис. 74).
Установлена промышленная нефтегазоносность хамакинского горизонта. В пробуренных на площади двух скважинах получены притоки нефти (до 61,6 м3/сут.) и газа (до 95 тыс. м3/сут). Открытая пористость коллекторов 12-15%. Пластовое давление 11,2-11,% МПа. ГНК условно принят для юго-восточной периклинали складки на отметке -1057,8 м.
Рис. 74. Разрез Алинского газонефтяного месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.
Тымпучиканское нефтегазовое месторождение
Месторождение расположено на северо-восточном склоне Bepxнeчонского куполовидного поднятия, осложняющего Непско-Пеледуйский свод и приурочено к сложнопостроенной моноклинале, разбитой серией разрывных нарушений преимущественно северо-восточного простирания. Моноклиналь резко погружается в северо-восточном направлении и более полого в восточном. Погружение в северо-восточном направлении ступенчатое, обусловленное, скорее всего, блоковой структурой моноклинали (рис. 75).
Открытые залежи нефти и газа приурочены к терригенным хамакинскому и талахскому горизонтам. Породы-коллекторы этих горизонтов, как и на других площадях НБА, представлены разнозернистыми песчаниками с невысокой степенью сортированности обломочного материала и высоким содержанием глинистого цемента. Мощности горизонтов в пределах площади изменяются в широких пределах. Коэффициенты открытой пористости по данным ГИС для песчаников хамакинского горизонта в среднем составляют 15%, а для талахского - 13%.
Залежи пластовые с элементами литологического и тектонического контроля. Дебиты газа изменяются от 11 до 500 тыс. м3/сут. (талахский горизонт) и от 15 до 279 тыс. м3/сут. (хамакинский горизонт). Дебиты нефти - 1,2-15,7 м3/сут (талахский горизонт) и 3-18,2 м3/сут. (хамакинский горизонт).
Рис. 75. Разрез продуктивных горизонтов Тымпучиканского нефтегазового месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.
Состав свободных газов месторождений Непско-Ботуобинской НГО характеризуется содержанием 78-89% метана, 5-17% его высокомолекулярных гомологов, 2-10% азота, от следов до 1,8%, углекислого газа, до 0,6%, водорода. Сероводород отсутствует. Отличительной особенностью этих газов является высокое содержание гелия (0,135-0,74%). В газах этого района потенциальное содержание конденсата составляет 20-30г/м3.
Нефти во всех резервуарах НБА генетически едины. Для них характерен широкий диапазон значений физико-химических параметров: плотность 830-900 кг/м3, содержание парафина 0,09-4,36%, серы 0,2-2,0%, выход бензиновых фракций 6-32%. В нефти содержится 38-68% метаново-нафтеновых углеводородов, количество асфальтово-смолистых веществ колеблется в пределах 10-37%. Нефти Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области характеризуется высокими товарными свойствами и пригодны для переработки как по топливному, так и топливно-масляному вариантам. Из них можно получить авиационный керосин (ТС-l), дизельное зимнее и летнее топлива. Нефти обладаю: также высоким потенциальным содержанием масел. Получение бензина менее эффективно, так как бензин нуждается в повышении антидетонационных характеристик. Из остатков нефти при перегонке могут быть получены мазуты и битумы различного назначения.
ПРЕДПАТОМСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (ПНГО)
Предпатомская НГО выделяется в объеме Предпатомского прогиба. Глубоким бурением изучена слабо. Вместе с тем, установлено присутствие в разрезе аналогов практически всех продуктивных горизонтов, выявленных в разрезе НГО. В Предпатомской НГО аналоги продуктивных горизонтов НБНГО отличаются большими мощностями, ухудшенными ФЕС пород-коллекторов. Кроме того, ожидается наличие продуктивных горизонтов в рифейской части. В ее пределах открыты два месторождения в пределах Нюйско-Джербинской впадины и одно месторождение - в Березовской впадине.