Среднетюнгское газоконденсатное месторождение

Бадаранское газовое месторождение

Ннжневилюйское газовое месторождение

Месторождение расположено на восточном склоне Хапчагайского мегавала и приурочено к одноимённой локальной структуре. По сейсмическому отражающему горизонту в верхнеюрских отложениях имеет размеры - 14х6 км и амплитуду около 170 м.

В присводовой части структуры выявлены две небольшие газовые залежи, приуроченные к горизонтам J₁-I (нижняя юра) и Т₁-III (нижний триас). Продуктивный горизонт J₁-I залегает под аргиллитовой пачкой сунтарской свиты на глубине 2450 м и сложен песчаниками с прослоями аргиллитов. Общая мощность горизонта 46,8 м, эффективная - 7,2 м. Дебит газа в скв. 5 (интервалы 2442-2450, 2470-2475 м) 369,7 тыс. м³ /сут на шайбе 17 мм. Пластовое давление на глубине 2447 м 21,59 МПа. Продуктивный горизонт Т₁-III приурочен к верхней части разреза таганджинской свиты нижнего триаса и перекрывается аргиллитовой толщей мономской свиты. Залежь сводового типа водоплавающая. Общая мощность горизонта в продуктивной скв. 5 - 34 м, эффективная - 12,9 м. По литологическому составу горизонт неоднороден: В скв. 7, удаленной от скв. 5 на расстояние 2,2 км, горизонт практически полностью замещен плотными породами. При опробовании интервала 3630-3646 м в скв. 5 получен приток газа дебитом 206,8 тыс.м³ /сут, на шайбе 17 мм с пластовой водой дебитом 31 м^З /сут. Пластовое давление 37,8 МПа.

Месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, расположенному в восточной части Хапчаraйского мегавала. По верхнеюрским отложениям структура имеет размеры 21х13 км и амплитуду около 300 м.

В пределах структуры выявлены небольшие газовые залежи, приуроченные к продуктивным горизонтам Т₁-III, Т₁-Х таганджинской свиты нижнего триаса и К₁ нижнего мела. Ловушки, контролирующие залежи, недозаполнены: коэффициент заполнения основного горизонта Т₁-III равен 0,6, а горизонтов T₁-X и К₁ еще меньше.

Залежь горизонта Т₁-III пластовая, сводового типа. Мощность горизонта, сложенного преимущественно песчаниками 41-50 м, мощность газонасыщенной части - 26-29 м. Среднее значение коэффициента открытой пористости пород-коллекторов 13%. Покрышкой служит аргиллнтовая толща мономской свиты нижнего триаса. Рабочие дебиты скважин из залежи 54-121 тыс. м³ /сут. Пластовое давление 30,7 МПа, температура +70⁰С.

Горизонт Т₁-Х залегает на 300 м ниже горизонта Т₁-III. Экраном для залежи горизонта Т₁-Х является плотная алевролито-аргиллитовая пачка внутри песчаниковой толщи таганджинской свиты нижнего триаса. В пределах горизонта выявлены две небольшие залежи газа, разобщенные 18-метровой пачкой алевритоглинистых пород. Из этих залежей в процессе испытания получены притоки газа с дебитами 30 и 46 тыс. м³ /сут.

Залежь горизонта К₁ залегает на глубине немногим более 700м. Покрышкой для этой залежи служит, по-видимому, нижняя граница зоны многолетнемерзлых пород. Приток газа получен из интервала715-722 м дебитом 111,7 тыс. м^З /сут.

Приурочено к одноименной антиклинали северо-восточного простирания, осложняющей западную часть Логлорского вала. По отражающему сейсмическому горизонту ТП (граница перми и триаса) размеры этой структуры 22 х 4 км, амплитуда около 200 м (рис. 78). Бурением вскрыт разрез мезозойских и позднепалеозойских отложений на глубину 4 км (скв. 239). Установлена промышленная газоносность верхнепермских и нижнетриасовых отложений. Нижнетриасовый продуктивный комплекс толщиной 120-130 мс выделяется в объеме таганджинской свиты. В составе этого комплекса выделяется три продуктивных горизонта: Т₁-А, Т₁-Б, T₁-B, сложенные преимущественно песчаниками, разделенными пачками глин и алевролитов. Выше по разрезу залегает глинистая мономская свита толщиной более 200 м.

Залежь горизонта Т₁-А пластовая сводовая. Глубина залегания залежи 2600-2800 м. Толщина горизонта колеблется в пределах 33-60 м, сокращаясь в западном направлении. Максимальная эффективная толщина достигает 33 м. Породы этого горизонта характеризуются высокими фильтрационно-ёмкостными свойствами. Коэффициент открытой пористости равен 22% (среднее значение), газопроницаемость достигает 0,45 мкм². Рабочие дебиты разведочных скважин при испытаниях этого горизонта изменялись от 398 до1200 тыс. м³/сут. Выход стабильного конденсата 50,3 г/см^З. Пластовое давление 27,6 МПа, пластовая температура +56⁰ С. Эта залежь наибольшая по площади.

Залежь в горизонте Т₁-Б относится к структурно-литологическому типу. Толщина газонасыщенной части коллектора колеблется от 0 до 87 м. Коэффициент открытой пористости песчаников достигает 29% составляя в среднем 20%. Газопроницаемость колеблется в очень широких пределах, достигая 2,6 мкм². Рабочие дебиты скважин, вскрывших данную залежь, составляли 232-618 тыс. м³ /сут.

Рис. 78. Разрез продуктивных горизонтов Среднетюнгского газоконденсатного месторождения.

Условные обозначения см. на рис. 67.

Залежь в горизонте Т₁-В пластовая сводовая. Общая толщина горизонта изменяется в пределах 28 - 50м. Эффективная толщина - от 12 до 32 м. Открытая пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 14-25, составляя в среднем 20%. Газопроницаемость достигает 2,1 мкм². Для залежи характерно относительно низкое значение коэффициента газонасыщенности (в среднем составляющее 0,5). Пластовое давление 27,6 МПа, пластовая температура 58⁰ С. Рабочие дебиты скважин при испытании этого горизонта изменялись от 198 тыс. до 1,2 млн. м³/сут.

В пермских отложениях Среднетюнгского месторождения промышленные притоки газа были получены из целого ряда пластов,

залегающих в интервале глубин 2700-3400 м и относящихся к пяти продуктивным горизонтам: Р₂-А, Р₂-Б, Р₂-В, Р₂-Г, Р₂-Д. Для пермских залежей характерны АВПД, пластовые температуры колеблются в пределах 59-78⁰С.

Природный газ газовых и газоконденсатных месторождений Вилюйской синеклизы характеризуется высоким содержанием метана - 89,4-97,4%, присутствием гомологов метана: этана (до 6%), пропана (до 2%), бутана (до 0,65%), пентана высших (до 0,28%). Природные газы пермского и нижнетриасового комплекса, по сравнению с газами нижнеюрского комплекса, в целом характеризуются более высоким содержанием гомологов метана, значительно более высоким выходом стабильного конденсата (53,6-65,9 против 2-11,9 г/см³).