Иреляхское газонефтяное месторождение

Месторождение находится по окраине г. Мирного и приурочено к одноименной локальной структуре, расположенной на северном склоне Мирнинского выступа. Иреляхская структура представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания, осложненную серией малоамплиryдных разрывных нарушений субдолготного простирания. Выделяются западный, центральный и восточный блоки. Общие размеры структуры 21х5 км с амплитудой до 40 м.

Газонефтяные залежи приурочены к ботуобинскому и улаханскому горизонтам, разделенным в пределах месторождения 2-5 метровой пачкой глинистых пород (рис. 71). Ботуобинский и улаханский горизонты сложены преимущественно песчаниками, открытая пористость которых изменяется в пределах 7-18%, газопроницаемость в целом высокая - преобладают значения 0,1-0,6 мкм². Разрезы горизонтов отличаются высокой однородностью литологического состава: коэффициент песчанистости в пределах западного блока составляет 0,95 - 1,0. Наиболее крупные залежи приурочены к западному блоку.

Рис. 70. Разрез продуктивных горизонтов Вилюйско-Джербинского нефтегазового месторождения.

Условные обозначения см. на рис. 67.

Залежь в ботуобинском горизонте газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2110-2198 м. Размеры залежи 9х3,9 км. Высота залежи 61м. Высота газовой шапки 24 м, высота нефтяной части залежи 37 м. Эффективная мощность коллекторов ботуобинского горизонта изменяется в пределах от 4,8 до 15,4 м. Наибольшая газонасыщенная толщина 10,5 м, а нефтенасыщенная - 13,6 м. Дебиты газа до 214 тыс. м³/сут., нефти - до 125 м³/сут. Пластовое давление 15,1-15,8 Мпа, пластовая температура + 12-14°С.

Залежь в улаханском горизонте газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2125-2180 м. Размеры залежи 8,2х3,2 км. Высота залежи 46 м, высота газовой шапки около 10 м, высота нефтяной части залежи 36 м. Эффективная мощность коллекторов улаханского горизонта изменяется в пределах от 7,4 до 12,7 м. Наибольшая газонасыщенная мощность 8,8 м, а нефтенасыщенная - 12,7 м. Дебиты газа до 201 тыс. м³/сут., нефти - до 78 м³/сут. Пластовое давление 15,7-16 МПa, пластовая температура +12-14°С.

Залежи в центральном блоке также газонефтяные, пластовые сводовые, тектонически экранированные. Залежи залегают на несколько меньших глубинах - 2082-2125 м. Разрезы залежей меньше, чем в западном блоке, высоты залежей в ботуобинском и улаханском горизонтах, соответственно, 54 и 44 м. Эффективные мощности также несколько меньше, чем в западном блоке. Пластовые давления и температуры такие же как и в западном блоке.

Промышленные притоки нефти и газа из ботуобинского горизонта были получены в скважинах, пробуренных и в восточном блоке. Установленные залежи недоразведаны.

Залежи в ботуобинском и улаханском горизонтах западного блока месторождения имеют одинаковые отметки ГНК и ВНК, что можно рассматривать как свидетельство принадлежности их к единой гидродинамической системе.

В конце 80-х - начале 90-х годов в периоды пиковых нагрузок газоснабжения г. Мирного периодически производился отбор газа из газовой шапки. В результате давление в газовой шапке улаханского горизонта снизилось с 15,8 до 14,8 МПa. Всего было отобрано около 240млн. м³ газа. С 1992 г. в опытно-промышленную эксплуатацию введены нефтяные залежи западного блока месторождения. В 1994 г. на месторождении была пробурена первая в республике скважина горизонтальной частью ствола в продуктивном горизонте (скв. 155-22).