Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 16 )

Залежь газа выявлена в песчаниках пласта В10. Притоки газа получены также из карбонатного горизонта Б4, песчаников пласта B13, незначительные притоки газа и нефти — из пласта Б3.

Залежь пласта В10 — газовая литологически ограниченная, осложненная дизъюнктивными нарушениями. Глубина залегания залежи 1370-1450 м. Продуктивный горизонт сложен песчаниками кварцевыми, разнозернистыми, прослоями глинистыми. Общая толщина горизонта достигает 40 м. Проницаемость не превышает 0,06Ч10-12 м2. Притоки газа получены в четырех скважинах. Месторождение исследуется.

Нижнехамакинское газовое месторождение открыто в 1982 г. Распо­ложено на территории Ленского района Якутской АССР, к юго-западу от Среднеботуобинского месторождения. Приурочено к северо-восточному склону Пеледуйского поднятия. Структура выявлена и подготовлена к бурению сейсморазведочными работами МОГТ в 1982 г. Она осложнена малоамплитудными куполами, а также разрывными нарушениями, выделяемыми на отдельных сейсмопрофилях.

Первые притоки газа получены в параметрической скв. 751 в 1972 г. при испытании в процессе бурения карбонатных отложений горизонта Б4 и песчаников пласта В5. При испытании скважины в колонне получены притоки газа из песчаников пластов В13 и В10. В 1982 г. в скв. 842 получен приток газа из песчаников горизонта В14.

К началу 1985 г. на месторождении пробурено четыре глубокие скважины, выявлено две газовые залежи в горизонтах В13 и В14. Строение их изучено недостаточно.

Залежь горизонта В10 ‑ пластовая сводовая. Притоки газа получены в трех скважинах.

Залежь горизонта B14 ‑ предположительно структурная литолого-стратиграфическая. Притоки газа получены в двух скважинах. В северо-западной части структуры горизонт отсутствует. Максимальная толщина горизонта достигает 112 м, пластовая температура 13°С.

Работы на месторождении продолжаются.

Озерное месторождение открыто в 1983 г. на территории Ленского района Якутской АССР. Расположено к юго-западу от Среднеботуобинского месторождения. Приурочено к северному погружению Пеледуйского куполовидного поднятия.

Структура выявлена и подготовлена к бурению сейсморазведочными работами MOB и МОГТ в 1977-1978 гг. по отражающему горизонту КВ. Она представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания, осложненную тремя малоамплитудными куполами и разрывными нарушениями. Залежь газа выявлена в юго-восточной части структуры в песчаниках горизонта B10. Притоки газа получены также из песчаников горизонта В5, который на месторождении характеризуется пониженными фильтрационными свойствами и толщиной.

Залежь горизонта В10 предположительно относится к пластовому сводовому типу, с элементами тектонического экранирования. Продуктивный горизонт сложен песчаниками кварцевыми, серыми и темно-серыми, прослоями глинистыми. Общая толщина его 10-15 м. Притоки газа получены из трех скважин.

Среднеботуобинское нефтегазовое месторождение открыто в 1970 г. Расположено в Мирнинском и, частично, в Ленском районе Якутской АССР, к северо-востоку от г. Ленска и юго-западнее г. Мирного.

В современных контурах месторождение охватывает Среднеботуобинскую структуру и Северо-Ботуобинскую АТЗ. Характер сочленения его с расположенными восточнее Тас-Юряхским месторождением окончательно не выяснен.

Структура подготовлена к бурению в 1970 г. сейсморазведкой MOB но отражающему горизонту KB, Северо-Ботуобинская АТЗ — в 1983 г. по комплексу сейсморазведки МОГТ и электроразведки ЗСБ.

Амплитуда поднятия составляет 30-40 м. Структура осложнена многочисленными разрывными нарушениями, часть из которых являются экранирующими. В некоторых из них обнаружены дайки долеритов.

К концу 1984 г. на месторождении пробурены 83 глубокие скважины. Выявлено три залежи ‑ в карбонатных коллекторах горизонтов Б12, в песчаниках пластов В5, В12.

Залежь горизонтов Б1-2 — газонефтяная, залегает на глубине 1450-1550 м под мощной толщей солей усольской свиты нижнего кембрия. Продуктивные отложения представлены переслаиванием известняков, доломитов и мергелей. Общая толщина горизонта 90-100 м. Коллекторами являются порово-кавернозные разности известняков и доломитов, играющие подчиненную роль в разрезе. В основном они тяготеют к двум стратиграфическим уровням (пласты Б1 и Б2). В связи с резкой изменчивостью коллекторских свойств и наличием разрывных нарушений залежь имеет очень сложное строение.

Притоки газа получены в семи скважинах. Притоки нефти ‑ в пяти.

Залежь горизонта В5 ‑ нефтегазовая, пластового сводового типа, осложненная разрывными нарушениями, с элементами тектонического экранирования (рис. 51-53). Глубина залегания залежи 1075-1925 м. Флюидоупором является пачка ангидритизированных доломитов иктехской свиты. Пласт-коллектор сложен песчаниками кварцевыми, светло-серыми, средне - и мелкозернистыми, в основании — песчаниками полевопшатово-кварцевыми, с редкими очень тонкими прослойками глин. Общая толщина горизонта достигает 31 м. В большинстве скважин он представлен исключительно коллекторами. Зона максимальных эффективных толщин имеет северо-восточное простирание и проходит от скважин 75-79 к скважинам 3-84 и 28-33.

Высота газовой шапки в центральном блоке составляет 20 м, в северной части месторождения — 30-35 м. Высота нефтяной оторочки изменяется от 1-2 до 15-16 м в юго-восточной части центрального блока. Характерно ступенчатое положение газожидкостных контактов, контролируемое наличием разрывных нарушений и изменениями приведенных пластовых давлений в пределах залежи и в окружающей гидрогеологической пластовой системе.

В настоящее время изучается нефтяная часть залежи. В связи с аномально низкими пластовыми давлениями и температурами бурение скважин и освоение нефтяного пласта проводятся с применением промывочных жидкостей на углеводородной основе. Одновременно начата пробная эксплуатация части нефтяных скважин.

По данным ВНИИНП из нефти можно получать низкооктановые бензиновые фракции (до 13,4%), керосиновые фракции (15,1%), которые соответствуют требованиям на ТС-1, дизельные дистилляты (от 23,4 до 38,3%), масляные дистилляты (25,1-31,7%), мазут марок 40 (58,5%) или 100 (51,6%).

Пластовые воды хлоркальциевого типа; рассолы с плотностью 1280 кг/м3 и минерализацией 400 кг/м3.

Большая часть залежи относится к двухконтактной газоводонефтяной зоне, в связи с чем одной из наиболее актуальных научно-технических проблем является поиск путей максимального экономически оправ­данного извлечения нефти при комплексной разработке месторождения, обоснование коэффициента нефтеотдачи.

Залежь горизонта B12 — пластовая литологическая. Приурочена к северной периклинали структуры в контуре Северо-Ботуобинской АТЗ. Пласт песчаников залегает стратиграфически ниже горизонта В5 на 5-10 м. Общая толщина его изменяется от 5 до 16 м.

Притоки газа получены в двух скважинах. При испытании скв. 74 получен приток газа и пластовой воды с пленкой нефти, что позволяет рассматривать Залежь как газовую. Состав газа близок к составу газа горизонта В5. Высота залежи достигает 16 м.

Рис. 51. Структурная схема кровли пласта В5 Среднеботуобинского и Тас-Юряхского месторождения. Усл. обозн. см. на рис. 43.

Рис. 52. Геологический профиль Среднеботуобинского и Тас-Юряхского месторождений по линии I-I. Усл. обозн. см. на рис. 44.

Рис. 53. Геологический профиль Среднеботуобинского месторождения по линии II-II. Усл. обозн. см. на рис. 44.

В разрезе месторождения отмечены непромышленные притоки газа и нефтегазопроявления в ряде других стратиграфических горизонтов, а также в породах трапповой формации.

Тас-Юряхское нефтегазовое месторождение открыто в 1981 г. на одноименной структуре, к востоку от Среднеботуобинского месторождения. Расположено на территории Мирнинского района Якутской АССР.

Структура выявлена и подготовлена к бурению сейсморазведкой MOB в 1973 г. по отражающему горизонту КВ. В том же году площадь введена в поисковое бурение. Первые поисковые скважины 571 и 575 промышленных притоков не дали. На площади проведены электроразведочные работы ЗСБ, произведена переинтерпретация сейсмических материалов, на основе чего заложены следующие скважины и открыто месторождение.

По последним данным сейсморазведки МОГТ структура осложнена рядом куполов и разрывных нарушений. По материалам глубокого бурения амплитуда ее не превышает 40 м. Притоки нефти и газа получены из горизонтов Б2 и В5.

С горизонтом Б2 связана, по-видимому, ограниченная по площади нефтегазовая залежь, контролируемая западным куполом, осложняющим структуру. Приток газа получен в сводовой скв. 574. При испытании горизонта в процессе бурения скважин 572 и 576 получены слабые притоки фильтрата с нефтью. В остальных скважинах коллекторы в составе горизонта Б4 отсутствуют.

Залежь горизонта В5 — нефтегазовая, пластовая сводовая, осложненная разрывными нарушениями. Горизонт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Коллекторы представлены песчаниками кварцевыми и полевошпатово-кварцевыми, серыми, средне - и мелкозернистыми, большей частью слабосйементированными. Общая толщина пласта достигает 39 м. Полоса максимального развития коллекторов прослеживается в северо-восточном направлении от скважин 28-33 Среднеботуобинской площади к скважинам 564-574 Тас-Юряхской.

Высота газовой части залежи в западном блоке структуры 33 м, в северо-западной части ‑ 31 м, в восточном блоке ‑ 14 м (см. рис. 51, 52). Нефтенасыщенная толщина коллекторов непостоянна.

Притоки свободного газа получены из шести скважин, притоки газа с нефтью — из четырех.

Рис. 54. Структурная схема кровли пласта В5 Иреляхского месторождения. Усл. обозн. см. на рис. 43.

Рис. 55. Геологический профиль Иреляхского месторождения. Усл. обози. см. на рис. 44.

Притоки пластовой воды получены в двух скважинах. По составу вода аналогична законтурным водам Среднеботуобинского месторождения.