double arrow

Средневилюйское газоконденсатное месторождение

Месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию на Средневилюйско - Толонском куполовидном поднятии, осложняющем западный склон Хапчагайского мегавала. По сейсмическому отражающему горизонту Ю33, стратиграфически приуроченному к бергеинской свите (верхняя юра), Средневилюйское локальное поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субшиpoтногo простирания размером 34х22 км и амплитудой около 350 м. Структурные планы поднятия по юрским и нижнетриасовым отложениям совпадают.

Месторождение относится к категории много залежных. Промышленные притоки газа получены из пласта P2-Ia тарагайской толщи, из пласта Т1-III таганджинской, из горизонтов: Т1-II, T1-Ia и Т1-I мономской; J1-I кызылсырской; J3-II нижневилюйской; Jз-I марыкчанской свит.

Залежь пласта P2-Ia вскрыта в интервале 2921-3321 м. Продуктивный пласт мощностью от 8 до 16 м сложен литологически невыдержанными по npocтиpaнию песчаниками. Эффективная мощность достигает 13,8 м. Открытая пористость пород-коллекторов колеблется в поределах 10-16%, проницаемость не превышает 0,001 мкм2. Дебиты газа от 21 до 135 тыс. м3/сут. Пластовое давление, составляющее 36,3 МПа, почти на 7,0 МПn превышает гидростатическое. Пластовая температура равна 660С. Положение газоводяного контакта не установлено и условно принято на абсолютной отметке - 3052 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.

Залежь пласта Т1-III является основной по запасам и находится в интервале глубин 2430-2590 м (рис. 77). Продуктивный пласт мощностью от 64 до 87 м представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Эффективная мощность - 30-63 м. Открытая пористость пород-коллекторов - 15-23%, проницаемость достигает 0,217 мкм2. Дебиты газа достигают 1543 тыс. м3/сут. Пластовое давление 24,8 МПа, температура 680С. Выход стабильного конденсата 62 г/см3. Газоводяной контакт прослеживается в залежи на отметке - 2438 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых.

Залежь горизонта Т1-II вскрыта в интервале 2373-2469 м. Продуктивный горизонт мощностью от нуля до 30 м представлен песчано-­алевролитовыми разностями пород и характеризуется литологической невыдержанностью по площади. Открытая пористость пород колеблется в довольно широких пределах - до 25%, проницаемость достигает 0,633 мкм2. Дебит газа через штуцер диаметром 22,2 мм составил 1,3 млн. м3/сут; пластовое давление составляет 24,6 МПа, температура около 520С. Газоводяной контакт прослеживается на отметке - 2420 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.

Рис. 77. Разрез продуктивных горизонтов Средневилюйского газоконденсатного месторождения.

Условные обозначения см. на рис. 67.

Залежь пласта T1-Ia залегает в интервале глубин 2332-2369 м. Продуктивный пласт мощностью от нуля до 9 м представлен невыдержанными по простиранию песчано-алевролитовыми породами, залегающими в верхней части аргиллитов мономской свиты. Открытая пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 12-23%, максимальные значения проницаемости достигают 0,386 мкм2. Дебит газа через штуцер диаметром 6,6 мм составил 100 тыс. м3/сут; пластовое давление составляет 23,7 МПа, температура порядка 500С. Залежь характеризуется небольшими размерами и относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.

Залежь продуктивного горизонта T1-I залегает в интервале 2301-2336 м. Продуктивный горизонт приурочен к линзе песчаников с прослоями алевролитов, залегающей в верхней части разреза мономской свиты. Мощность линзы изменяется от нуля до 10 м. Продуктивность пласта подтверждена испытанием в приконтурной скважине (№ 3) - дебит газа через штуцер диаметром 6,6 мм составил 100 тыс. м3/сут. Залежь характеризуется небольшими размерами и подобно нижележащей относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.

Залежь горизонта J1-I вскрыта в интервале 1434-1473 м. Залежь выявлена при опробовании пласта J1-IБ, который представляет собой песчаный коллектор с редкими прослоями алевролитовых разностей пород. В отдельных скважинах продуктивный пласт отсутствует. Открытая пористость пород изменяется от 17 до 26%, проницаемость достигает 0,3 мкм2. Максимальный дебит газа через штуцер диаметром 12,75 мм составил 198 тыс. м3/сут, пластовое давление 14,2 МПа, температура около 30оС. Залежь характеризуется небольшими размерами и относится к типу пластовых сводовых.

Залежь горизонта – J1-II находится в интервале 1047-1073 м. Газовая залежь приурочена к песчаному пласту-коллектору общей мощностью 14 м. При испытании получен приток газа с водой. Дебит газа через штуцер диаметром 12,7 мм составил 97 тыс. м3/сут, воды 68 м3/сут. Залежь характеризуется небольшими размерами, является водоплавающей и относится к типу пластовых сводовых.

Залежь продуктивного горизонта J2-I вскрыта в интервале 1014-1051 м. Продуктивный горизонт, приуроченный к нижней части разреза марыкчанской свиты, мощностью от нуля до 23 м, представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Коллекторы характеризуются резкой изменчивостью по простиранию, вплоть до полного их выклинивания. Открытая: пористость пород достигает 23%, проницаемость колеблется в довольно широких пределах - от 0,04~0 0,1 мкм2. Дебит газа через штуцер диаметром 8,1 мм составил 42 тыс. м3 /сут; пластовое давление 8,8 МПа, температура 180 С. Газовая залежь характеризуется небольшими размерами и относится к типу пластовых сводовых.

Месторождение находится в промышленной разработке с 1985 г.

Толон-Мастахс:кое газоконденсатное месторождение

Месторождение расположено в центральной части Хапчагайскогo мегавала, в 10-15 км к востоку от Средневилюйского месторождения. Месторождение приурочено к двум брахиантиклиналям (Толонской и Мастахской) и разделяющей их седловине. Структуры имеют субширотное простирание и относятся к восточной части Средневилюйско-­Мастахскоro вала. Каждая из них, в свою очередь, осложнена поднятиями меньших размеров, некоторые из которых контролируют отдельные залежи. Размеры Толонской структуры по данным бурения 14х7 км с амплитудой 50-60 м; размеры Мастахской - 41х14 км с амплитудой 270-­300 м. Общие размеры месторождения 70х7-14 км. Структура в целом характеризуется совпадением структурных планов по всем основным горизонтам разреза перми и мезозоя.

Глубоким бурением изучен разрез мезозойских и верхнепермских отложений на глубину до 4,2 км. Выявлено и в разной степени разведано 9 промышленных залежей. По материалам промысловой геофизики в пределах месторождения предполагается наличие еще нескольких залежей.

Залежь горизонта Р2-II разведана в восточной части Толонской структуры и приурочена к пачке песчаников и алевролитов, залегающей непосредственно под неджелинской глинистой покрышкой нижнего триаса. Фильтрационно-емкостные свойства ухудшаются в западном направлении н на погружениях структуры, в связи, с чем залежь относится к пластовому сводовому, литологически экранированному типу. ГВК в залежах такого типа обычно установить не удается. Глубина залегания залежи 3160-3240 м. Эффективная мощность горизонта достигает 14 м. Открытая пористость колеблется в пределах 9-16% (средняя 13%). Газопроницаемость не превышает 0,039 мкм2. Промышленные притоки газа (дебитом 52-64 тыс. м3/сут.) получены из двух скважин. Пластовое давление 40,5 МПa, пластовая температура + 700С.

Залежь пласта P2-I выявлена в пределах Мастахской структуры и приурочена к пачке песчаников с прослоями алевролитов и углистых аргиллитов, залегающей непосредственно под аргиллитами неджелинской свиты. Залежь относится к пластовому сводовому типу с элементами литологического экранирования на крыльях структуры. Глубина залегания залежи 3150-3450 м. Пластовое давление 405 МПа, пластовая температура +700 С. Отнесение этой залежи к горизонту Р2-II в определенной степени условно из-за недостаточно уверенной корреляции разрезов верхней части пермских отложений между Толонской и Мастахской структурами.

Залежь пласта P2-I выявлена в пределах Мастахской структуры и приурочена к пачке песчаников с прослоями алевролитов и углистых аргиллитов, залегающей в верхней части разреза пермских отложений непосредственно под аргиллитами неджелинской свиты нижнего триаса. Глубина залегания 3150-3450 м. Залежь также относится к пластовому сводовому литологически экранированному (на погружениях структуры) типу. Минимальные отметки газоносной части горизонта - 3333 м. Высота залежи не менее 275 м. Эффективная мощность коллекторов в своде структуры (по скв. 11) 7 м. Их открытая пористость 84-152% в среднем 13%. Газопроницаемость по данным исследований образцов керна 0,0009 - 0,028 мкм2, в среднем 0,009,2 мкм2.

Промышленные притоки газа получены в трех скважинах. Максимальные рабочие дебиты скважин изменяются от 38 до 162 тыс. м3 /сут. Выход стабильного конденсата 65,9 г/м3. Плотность конденсата 0,7655 г/см3. Пластовое давление 43,2 МПa. Пластовая температура +730С.

Залежь пласта Т1-IV приурочена к песчано-алевролитовому пласту в нижней части неджелинской свиты нижнего триаса и наиболее широко распространена в пределах Толон-Мастахского месторождения. Она также относится к пластовому сводовому литологически экранированному типу. Контур разведанности ее принят на отметке - 3337 м. Глубина залегания 3115-3450 м. Эффективная мощность пласта непостоянна и достигает 5,6 м (скв. 8 Толонской площади). По данным исследования керна открытая пористость 11,1-18,9%, среднее значение 15%. Газопроницаемость не выше 0,0051 мкм2, среднее значение 0,0022 мкм2.

Промышленные притоки газа рабочими дебитами от 40 до 203 тыс. м3/сут получены в 7 скважинах. Пластовое давление, среднее по залежи, 40,3 МПа. Пластовая температура +720 С.

Залежь пласта Т1-I выявлена на западной периклинали Мастахской структуры и приурочена пласту песчаников, залегающему в верхней части неджелинской свиты нижнего триаса. Тип залежи определен условно как структурно-литологический. Глубина залегания 3270-3376 м. ГВК принят условно на отметке - 3257 м. Высота залежи более 105 м. Залежь вскрыта одной скв. 28, эффективная мощность пласта 3,2 м. Пористость по данным промысловой геофизики 16%. При испытании пласта дебит газа составил 1 2 тыс. м3/сут на шайбе 15,1 мм. Пластовое давление 40,3 МПа, пластовая температура +73,50С.

Залежь пласта Т1-IVБ выявлена на восточной периклинали Мастахской структуры (скв. 19) и относится к структурно-литологическому типу. По стратегическому положению пласт залегает в верхней части разреза неджелинской свиты. Глубина залегания 3120-3210 м. ГВК принят условно на отметке - 3080 м. Высота залежи около 90 м. Эффективная мощность пласта 13 м. Значения открытой пористости для пластов Т1-IVА и Т1-IVБ изменяются от 8,7 до 23,7%, составляя в среднем 18,1%, газопроницаемость до 0,0847 мкм2, средняя 0,034 мкм2.

При испытании пласта Т1-IVБ в скв. 19 дебит газа составил 321 тыс.м3/сут на диафрагме 18,5 мм. Пластовое давление 35,1 МПа, температура +68,50С.

Залежи горизонта Т1-Х приурочены к локальным куполам, осложняющим Мастахскую структуру и экранируются пачкой глин и алевролитов в средней части таганджинской свиты нижнего триаса.

Одна залежь разведана в пределах Западного купола. Глубина ее залегания 2880-2920 м. Залежь относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК установлен на отметке -2797 м. Высота залежи 37м. Максимальная эффективная газонасыщенная мощность горизонта 19,2 м (скв. 33). Горизонт представлен песчаниками и алевролитами. Коллекторские свойства определены по данным промысловой геофизики. Среднее значение открытой пористости 19%. Испытание в эксплуатационной колонне проведено в одной приконтурной скважине № 29. Дебит газа составил 95,2 тыс. м3 /сут на шайбе 17,7 мм. Пластовое давление 29,4 Мпа, пластовая температура +61,50 С.

На восточном куполе Мастахской структуры притоки газа из горизонта Т1 -Х получены при испытании скв. 30. Дебиты газа 669-704 тыс. м3/сут. При испытании нижней части залежи отмечено присутствие нефти (2-3 т/сут). Газоконденсатная залежь восточного купола имеет небольшую по высоте нефтяную оторочку и относится к сводовому водоплавающему типу. Максимальная эффективная газонасыщенная мощность горизонта составляет 27,9 м. Пластовое давление 29,2 МПа, пластовая температура +63,50С.

Залежь горизонта Т1-III выявлена в пределах Толонской структуры и приурочена к пачке песчаников и алевролитов, залегающей в верхней части таганджинской свиты под аргиллитами и глинами мономской свиты нижнего триаса. Подошва горизонта проведена по кровле незначительного по мощности алевролито-глинистого прослоя, который обеспечивает некоторое экранирование (в пределах свода Толонской структуры) продуктивной части верхнетагаджинской подсвиты от остальной водонасыщенной части разреза. В связи с этим залежь относится (хотя и не окончательно) к пластовому сводовому типу. ГВК в восточной части залежи установлен по данным промыслово-геофизических исследований в скв. 1 на абсолютной отметке -2593 м. В западной части структуры (скв. 16) при испытании горизонта Т1-III на отметках - 2568 -2584 м получен приток пластовой воды с пленками нефти и незначительными выделениями газа. Это послужило основанием для расчленения структуры на два купола.

Глубина залегания продуктивного горизонта Т1-III на Толонской структуре 2650-2700 м. Высота залежи 43 м. Эффективная мощность продуктивного горизонта 25,4 м (скв. 17). Открытая пористость 11,2-­27,8% (в среднем 17,8%). Газопроницаемость по керну в среднем равна 0,0788 мкм2 максимальные значения 0,4011 мкм2. В пределах залежи горизонт испытан в двух скважинах. Наибольшие рабочие дебиты газа (при поинтервальном испытании горизонта) достигают 158 - 507 тыс. м3/сут. Выход стабильного конденсата 62,6 г/м3, плотность его 0,7570 г/cм3. Пластовое давление 27,2 МПа, температура +55,50 С. Параметры пластовой газоконденсатной системы горизонта Т1-III позволяют говорить о возможном наличии нефтяной оторочки непромышленноro значения.

Залежи пласта Т1-IIБ выявлены в нижней части разреза мономской свиты, в 30-50 м выше залежи горизонта T1-III. Залежи относятся к пластовому сводовому типу. Глубина залегания 2580-2640 м. ГВК принят на отметках -2532 -2522 м. Пласт представлен песчаниками и алевролитами эффективной толщиной до 13,3 м (скв. 16) с открытой пористостью 13,0-22,2% (среднее значение по образцам керна 16,6%). Газопроницаемость до 0,343 мкм2, средняя 0,026 мкм2. Притоки газа получены из трех скважин с максимальными рабочими дебитами от 110 до 329 тыс. м3/сут. Выход стабильного конденсата 54,9 г/м3. Плотность конденсата 0,7553 г/см3. Пластовое давление 26,3 МПа, пластовая температура +550С.

Залежь пласта Т1-IIА выявлена в юго-восточной части Толонской структуры и отделяется от залежи Т1-IIБ пачкой глинистых песчаников и алевролитов. За пределами залежи (скв. 3) эти пласты сливаются в единый горизонт Т1-II. Залежь в пласте Т1-IIА относится к структурно-литологическому типу. Глубина залегания 2580-2650 м. ГВК установлен на отметке -2545 м. Высота залежи 61 м. Пласт представлен песчаниками и алевролитами эффективной толщиной до 8,9 м (скв. 9). Коллекторские свойства (по промысловой геофизике): открытая пористость 17%, газонасыщенность 54%. Притоки газа получены при совместном испытании пластов (скв. 1, 10). При испытании приконтурной скв. 7 получен приток газа с пластовой водой. Параметры пластовой газоконденсатной системы приняты по аналогии с залежью пласта Т1-IIБ. На Мастахской структуре в своде ее восточного купола, по материалам промысловой геофизики в скв. 30 предполагается наличие в горизонте второй залежи Т1 -Х. Эти данные свидетельствуют о возможности выявления еще целого ряда залежей в триасовых отложениях Толон-Мастахского месторождения.

Залежь горизонтов J1-I+II приурочена к восточной части Мастахской структуры и контролируется сунтарской покрышкой. Залежь относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК в восточной части залежи достаточно уверенно устанавливается на отметке -1682 м. В западной части (скв. 20) по промыслово-геофизическим материалам предполагаются более низкие отметки ГВК. Глубина залегания залежи 1750-1820 м. Высота залежи 56 м. Продуктивными являются песчаники и алевролиты верхней части кызылсырской свиты нижней юры, которые переслаиваются с пластами глинистых алевролитов и реже глин. Максимальная эффективная газонасыщенная мощность достигает 26 м (скв. 30). Открытая пористость 14,7-24,1% газопроницаемость до 0,406 мкм2. Рабочие дебиты газа при испытании разведочных скважин изменялись от 162 до 906 тыс. м3 /сут. Выход стабильного конденсата 2,2 г/м3. Плотность конденсата 0,8318 г/см3. Начальное пластовое давление в залежи 17,7 МПа. Пластовая темпеpaтypa +380С.

В процессе эксплуатации скв. 53 была выявлена небольшая по высоте нефтяная оторочка.


Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:  



Сейчас читают про: