Соболоох-Неджелинское газоконденсатное месторождение

Месторождение расположено на территории Кобяйского улуса примерно в 15 км к юго-востоку от Толон-Мастахского месторождения. В тектоническом отношении оно приурочено к западной части Соболоох­-Бадаранского вала и охватывает Соболоохскую и Неджелинскую локальные структуры.

Месторождение получило название в 1975 г., когда было доказано слияние контуров ранее открытых Неджелинского (1963 г.) и Соболоохского (1972 г.) месторождений. В контур Соболоох-­Неджелинского месторождения входит также Люксюгунская площадь, где первый приток газа был получен в 1977 г. По Люксюгунской структуре установлено наличие структурной террасы. Тем не менее, все пробуренные скважины дали притоки газа.

Для месторождения характерно общее совпадение структурных планов по всем основным маркирующим горизонтам мезозойских и пермских отложений. Неджелинская структура по кровле пермских отложений представляет собой крупную брахиантиклиналь субширотного простирания с размерами по замкнутой изогипсе - 3100 м 37х21 км, с амплитудой около 300 м. К западу от нее гипсометрически ниже на продолжении Соболоох-Бадаранского вала расположена Соболоохская структура, которая характеризуется относительно небольшими размерами (порядка 10х5 км) и амплитудой около 60-85 м.

На месторождении открыто 10 газовых и газоконденсатных залежей в юрских, триасовых и пермских отложениях (рис. 15).

Две залежи выявлены в горизонте P₂-II, в пределах Соболоохской и Неджелинской структур. Горизонт представлен пачкой песчаников и алевролитов (мощностью до 50 м), залегающей примерно в 35-50 м ниже кровли пермских отложений. Флюидоупорами являются пачки алевролитов и углистых аргиллитов мощностью до 10-15 м. Залежь в районе Соболоохской структуры залегает на глубине 3470-3600 м. Абсолютная отметка ГВК - 3453,6 м. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в северной части структуры. Высота залежи 130 м. Залежь на Неджелинской структуре залегает на глубине 2970-3000 м и относится к пластовому типу. Абсолютная отметка ГВК ­2857 м, высота залежи 18 м. Эффективная мощность горизонта в пределах Соболоохской залежи достигает 14,9 м (скв. 13), на Неджелинской структуре - 7,2 м. Пласты-коллекторы не выдержаны и по простиранию резко замещаются относительно плотными разностями пород. Открытая пористость коллекторов от 10,4 до 18,8% (среднее значение 14,7%). Газопроницаемость в среднем составляет 0,011 мкм² при максимальном значении 0,085 мкм².

При испытании горизонта P₂-II притоки газа получены в четырех скважинах с рабочими дебитами 56-395 тыс. м³/сут.

Пластовое давление в Соболоохской залежи 46,1 МПа, в Неджелинской - 43,4 МПа. Температура, соответственно, +82⁰С и +64⁰С.

Залежь пласта P₂-I - одна из основных на месторождении. Она приурочена к пачке песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями аргиллитов, относящейся к верхней части пермских отложений и частично, в некоторых скважинах, к основанию неджелинской свиты. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная на погружениях структуры. Глубина залегания залежи 2900-3750 м. ГВК не установлен. Максимальная глубина, с которой получен приток газа (Соболоохская площадь, скв.7),- 3604 м. Высота залежи около 800 м.

Максимальная газонасыщенная толщина коллекторов порового типа достигает 9,2 м (скв. 15). В некоторых скважинах выделяются коллекторы трещинно-порового типа, мощностью до 12 м (скв. 16). Открытая пористость коллекторов обычно изменяется от 10,5 до 19,2% и в среднем составляет 14,6%. Открытая пористость трещиновато-поровых коллекторов - 3,6-14,3%. Газопроницаемость поровых коллекторов 0,037 мкм² (средняя). Для образцов из интервалов залегания коллекторов смешанного типа (при этом трещинная составляющая проницаемости при исследованиях, очевидно, не отражалась) проницаемость 0,0004 мкм² (среднее значение).

Притоки газа получены в 7 скважинах. Дебиты газа от 47 до 1002 тыс. м³ /сут. Выход стабильного конденсата 65,6 г/м³. Плотность конденсата 0778 г/см³. Пластовое давление, приведенное к середине залежи, 41,4 Мпа, пластовая температура +76⁰ С.

Залежь пласта Т₁-IVБ приурочена к пачке песчаников и алевролитов, залегающей в средней части разреза неджелинской свиты. Пласт характеризуется весьма сильной изменчивостью ФЕС пород. Породы-­коллекторы отсутствуют как на погружениях крыльев структур, так и на сводах Неджелинской и Соболоохской структур. Учитывая, что ГВК залежи ни в одной из скважин не установлен, ее условно можно отнести к пластовому сводовому, литологически ограниченному типу. Залежь литологически экранируется практически по всему контуру. Максимальная глубина, с которой получен промышленный приток газа (Люксюгунская пл., скв. 3), - 3602 м. Высота залежи около 800 м. на значительной части площади залежи из-за недостаточной изученности и невыдержанности ФЕС пород промышленная газоносность пласта пока не доказана. Глубина залегания залежи 2900-3750 м. Эффективная мощность пласта только на отдельных участках залежи превышает 5 м. (Люксюгунская пл., скв. 1, 27). Открытая пористость коллекторов 10,2­20,3% (среднее значение 15,3%), газопроницаемость до 0,298 мкм², среднее значение 0,021 мкм².

Продуктивность пласта подтверждена испытанием в семи скважинах. Дебиты газа 50-545 тыс. м³/сут. Выход стабильного конденсата 53,6-55,2 г/м³. Пластовое давление, приведенное к середине залежи 40,7 МПа, пластовая температура +77⁰С.

Залежи пластов P₁-I и Т₁-IVБ Сoболоох-Неджелниского месторождения составляют единую термодинамическую систему и должны рассматриваться в составе единого пермо-триасового продуктивного горизонта, который является основным объектом для проектирования разработки этого месторождения.

Две залежи выявлены в продуктивном пласте Т₁-IVА. Расположены они на северном крыле Неджелинской структуры. Продуктивный пласт залегает непосредственно над аргиллитами неджелинской свиты и стратиграфически, может быть, даже относится к верхней части ее разреза. Однако, по гидродинамическим параметрам эти залежи следует относить к нижнетриасовому продуктивному комплексу - они характеризуются пластовыми давлениями близкими к условному гидростатическому. Залежи контролируются пачками глин мощностью 10-15 м.

Западная залежь вскрыта только на Люксюгунской площади (скв. 2, интервал 3405,6-3412 м). Восточная залежь вскрыта скв. 3, 10, 14 и 22 (Неджелинская пл.). Глубина залегания залежей 2900-3270 м. Газонасыщенная мощность пласта 4,6-6,8 м. Среднее значение коэффициента открытой пористости 18,9%, газопроницаемости – 0,100 мкм². Дебиты газа колеблются в пределах 126-249 м³/сут. Пластовое давление в западной залежи 35,5 МПа, пластовая температура +76⁰с; в восточной, соответственно, - 33,9 МПа и +69⁰С. В целом строение залежей пласта Т₁-IVА изучено недостаточно.

При испытании сводовой скв. 25 (Неджелинская пл.) установлена продуктивность горизонта Т₁-Х. Из нижнего интервала (2622-2632 м) получен приток газа с нефтью: дебит газа 35-37 тыс. м³/сут., нефти - 8-10 м³/сут. Из верхнего интервала (2594-2616 м) получен приток газа с дебитом до 408 тыс. м³/сут. на шайбе 15 мм. Залежь относится к сводовому водоплавающему типу и экранируется локальной алевритово-глинистой покрышкой, залегающей в средней части разреза таганджинской свиты.

Залежь продуктивного горизонта - 11, расположенного в средней части разреза кызылсырской свиты, выявлена на начальной стадии работ в своде неджелинской структуры. Горизонт сложен песчаниками, открытая пористость которых составляет 20-25%, а газопроницаемость изменяется от 0,1 до 0,5 мкм². Залежь относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК установлен на отметке -1464 м. Максимальная газонасыщенная мощность 16,2 м (скв. 2). Испытание проведено в одной скважине. Дебит газа 476 тыс. м³/сут. на шайбе 22,5 мм. Пластовое давление 15,5 МПа, температура - + 37⁰С.

Залежь горизонта J₁-I+II приурочена к песчаникам верхней части разреза кызылсырской свиты. Выявленая на Соболоохской структуре, залежь экранируется глинами сунтарской свиты и относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК установлен на отметке -1998 м. Максимальная газонасыщенная мощность 26 м (скв. 6). Пористость коллекторов по данным промысловой геофизики в среднем 20%. Промышленные притоки газа получены в двух скважинах дебитами (при поинтервальном испытании) от 155 до 412 тыс. м³/сут. Выход стабильного конденсата 11,9 г/м³. Плотность конденсата 0,7997 г/cм³. Пластовое давление в залежи 21,5 МПа, пластовая температура +45⁰С.

Залежь пласта J₁-I выявлена на начальной стадии проведения работ в западной части Неджелинской структуры. Приток газа получен из скв. 4 (интервал 1604-1620 м). Рабочий дебит газа 354,4 тыс. м³/сут, на шайбе 22,6 мм. В продукции скважины отмечена нефть. Залежь, по-видимому, относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК установлен на абсолютной отметке -1500 м. Пластовое давление 15,9 МПа, пластовая температура +37⁰С. В дальнейшем не следует исключать вероятность литологического или тектонического экранирования залежи, поскольку наличие локального структурного осложнения, контролирующего залежь, не доказано и предполагается только на основании испытания скважин.