Южно-Тигянское нефтяное месторождение

Собо-Хаинское газовое месторождение

Месторождение приурочено к одноименной куполовидной брахиантиклинали северо-западного простирания, которая представляет собой фронтальную антиклиналь, более крутое юго-западное крыло, которой срезано надвигом (рис. 79). Размеры складки по замкнутой изогипсе -700 м (кровля марыкчанской свиты верхней юры) 5х4 км при амплитуде около 100 м (Перспективы нефтегазоносности..., 1968).

Рис. 79. Разрез продуктивных горизонтов Собо-Хаинского газового месторождения. J₁uv – устьвилюйская свита, J₁dl – долгайская свита, J₁sn – сунтарская свита, J₂ – средняя юра, J₃nv – нижневилюйская свита, J₃mr – марыкчанская свита, J₃br – бергеинская свита, K₁ – нижний мел.

Остальные условные обозначения см. на рис. 67.

Промышленные притоки газа получены в сводовой скважине №1. Установлено четыре газоносных пласта, которые составляют

продуктивный горизонт, соответствующий горизонту J₁-III Усть-­Вилюйского месторождения. Выявлены две залежи. Залежи горизонтов J_l-III и J₁-I связаны с мощными пластами песчаников (40 и 50 м соответственно). Дебиты газа 346 и 230 тыс. м³/сут.

Непромышленные притоки нефти получены из верхнеюрских отложений на Бергеинской и Олойской площадях; на последней небольшой приток нефти получен также из отложений нижнего мела. Приток газа дебитом до 10 тыс. м³/сут получен из нижнеюрских отложений на Китчанской площади. Притоки пластовых вод с растворенным углеводородным газом получены на ряде опорных и гидрогеологических скважин, пробуренных на территории прогиба.

В западной части Лено-Анабарского прогиба в конце 40-х годов было открыто четыре небольших нефтяных месторождения, два из которых (Южно-Тигянское и Ильинское) расположены на территории РС(Я).

Месторождение приурочено к одноимённой брахиантиклинали, осложняющей Тигяно-Анабарский вал. Последний расположен в пределах Анабаро-Хатангской седловины. Южно-Тигянская структура представляет собой широкое пологое поднятие длиной 19 км и шириной 6-7 км. Шарнир складки, ундулируя, образует два поднятия: Западное и Восточное, разделенные неглубокой седловиной. Антиклиналь характеризуется широким развитием разрывных нарушений. По-видимому, складка имеет сложное строение, что выражается не только наличием разрывных нарушений, но и неравномерным размывом эффузивно-туфовой свиты верхней перми. По-видимому, следует говорить об определенном несовпадении структурных планов по мезозойским и верхнепалеозойским отложениям. Это может быть обусловлено проявлением галокинеза на границе перми и триаса. Амплитуда складки около 850 м. Кровля верхнепалеозойских отложений на восточном куполе складки залегает на 150 м выше, чем на западном (рис. 80).

Нефтепроявления, по данным М.К.Калинко (1959), фиксируются по всему вскрытому бурением разрезу (70-1955 м). Интенсивность нефтенасыщенности разреза увеличивается вниз по разрезу: от пропитанных загустевшей нефтью прослоев, мощностью в первые метры,­ в юрской и триасовой частях разреза до нефтенасещенных горизонтов в пермской части разреза. Наибольшее насыщение пород нефтью наблюдается в отложениях нижнекожевниковской и верхнекожевниковской свит перми (глубины 1583-1670 м). Так, из песчаников горизонта XI нижнекожевниковской свиты, открытая пористость которых достигает 15%, а газопроницаемость 0,025 мкм², дебит нефти в скв. 102-Р на западном куполе структуры достигал 15 м³/сут. Залежь западного купола ограничена зоной (1,5х0,5 км) относительно повышенной проницаемостью песчаников горизонта XI. Залежь, по-видимому, относится к типу пластовых сводовых с литологическим экранированием (Геология нефти …, 1981).

Рис. 80. Структурная карта Южно-Тигянского нефтяного месторождения (по М.К. Калинко).

Анализ проведённых работ по испытанию скв. 102-Р позволяет предположить, что пластовое давление в нефтяной залежи несколько ниже условного гидростатического, а газовый фактор нефти не превышает 150-200­м³/м³.