Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 17 )

В скв. 559 получен также незначительный приток газа из песчаников пласта В13.

Изучение месторождения продолжается.

Иреляхское газонефтяное месторождение открыто в 1981 г. Структура подготовлена к глубокому бурению сейсморазведкой МОГТ в 1980 г. С достаточной степенью изучен только ее западный блок. Она имеет северо-восточное простирание, с юго-востока ограничена дизъюнктивным нарушением. По комплексу геофизических методов предполага­ется наличие малоамплитудных поперечных разрывных нарушений субмеридионального простирания (рис. 54, 55).

К концу 1984 г. на месторождении пробурено шесть глубоких сква­жин. Открыты две залежи в песчаниках горизонтов В5 и В12.

Стратиграфический разрез Иреляхской площади отличается от раз­реза Среднеботуобинского месторождения меньшей толщиной терриген-ных отложений и отсутствием интрузии диабазов пермо-триасового воз­раста. Общая толщина осадочного чехла 2100 м.

Залежь горизонта В5 — газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Общая толщина горизонта 11-15 м. Коллекторами являются песчаники кварцевые средне - и мелкозернистые. Притоки газа получены из двух скважин, притоки нефти ‑ в скв. 713, приток нефти и газа — в скв. 712. Высота газовой части залежи 23 м, нефтяной оторочки более 27 м. Пластовая температура 10°С. Положение ВНК не установлено. Не исключено, что залежь выйдет за контуры переданной в бурение структуры.-

Залежь горизонта В12 — нефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Общая толщина горизонта 8-13 м. Сложен он песчаниками полевошпатово-кварцевыми, в основном мелкозернистыми.

От залегающего выше по разрезу горизонта пласта В5 залежь отделяется 2-5-метровым прослоем глин. Наличие отдельных залежей в этих двух горизонтах обосновывается различным положением газонефтяного контакта. Отметка ГНК по залежи В5 на 9 м ниже кровли горизонта В12 в скв. 711, где этот пласт полностью газонасыщен.

Притоки нефти получены в трех скважинах. Дебиты существенно занижены из-за отрицательного воздействия на призабойную зону пласта водного фильтра бурового раствора. Высота залежи 43 м. Пластовая температура 10°С.

Верхневилючанское нефтегазовое месторождение открыто в 1975 г. на границе Ленского и Сунтарского районов Якутской АССР. Структура подготовлена сейсморазведкой MOB в 1971 г. В 1975 г.

Рис. 56. Структурная схема кровли пласта В3 Верхневилючанского месторождения. Усл. обозн. см. на рис. 43.

контуры ее расширены. По последним данным Верхневилючанское поднятие представляет собой высокоамплитудную брахиантиклиналь субширотного простирания, осложненную серией дизъюнктивных нарушений и куполов. На месторождении проведены детализационные исследования (электроразведка ЗСБ, отдельные сейсмические профили МОГТ, радиолокационная съемка). К началу 1985 г. пробурено 38 скважин. Строение месторождения окончательно не выяснено.

В пределах площади установлено увеличение общей мощности осадочных образований в юго-восточном направлении от 2500 до 2750 м, в связи с чем отмечается некоторое несовпадение структурных планов различных продуктивных горизонтов венд-кембрия.

Залежь горизонтов Б3, Б4 — нефтегазовая. Первый приток газа получен в 1976 г., нефти (скв. 609) — в 1977 г. В составе горизонта выделены два карбонатных продуктивных пласта, разделенных маломощной пачкой глинисто-карбонатных отложений. Тип коллектора — порово-каверновый, участками порово-каверново-трещинный. Залежь — пластовая сводовая блоковая (рис. 56, 57). Пластовое давление в различных блоках изменяется незначительно, пластовая температура 8°С. При испытании скважин широко применялся соляно-кислотный метод обработки, чем в большинстве случаев удается ликвидировать отрицательные последствия глубокого проникновения в пласт фильтратов буровых растворов.

Залежь пласта В6 ‑ газовая. Приурочена к песчаниковому телу с переменными коллекторскими свойствами. Песчаники полимиктовые мелко - и среднезернистые, часто глинистые. В юго-восточном направлении песчаники резко глинизируются, и пласт расщепляется на множество мелких прослоев. В северо-западной части месторождения пласт В6 и экранирующая его глинистая покрышка полностью размыты в ходе древнего предиктехского перерыва (см. рис. 57). Контур газоносности ограничен линиями литологического замещения коллекторов непрони­цаемыми породами. Пластовая вода в пласте В6 не получена, что воз­можно связано с запредельными (по воде) граничными значениями пористости и проницаемости песчаников.

Залежь пластовая литолого-стратиграфическая, блоковая.

Залежь пласта В14 приурочена к базальной части осадочного чехла. Продуктивный горизонт в верхней части сложен светло-серыми, белыми кварцевыми средне-крупнозернистыми песчаниками, в нижних его интервалах преобладают песчаники грубозернистые (до гравелитов), слабосортированные красновато-коричневые с пропластками аргиллитов

Рис. 57. Геологический профиль Верхневилючанского месторождения. Крапом отмечена харыстанская пачка. Другие усл. обозн. см. на рис. 44.

и алевролитов. Пористость изменяется от первых единиц до 17-18%, абсолютная газопроницаемость достигает 600Ч10-15 м2. Толщина горизонта резко сокращается в северо-западном направлении за счет его прилегания к поверхности фундамента и стратиграфического несогласия, срезающего верхнюю часть песчаникового тела. В районе скв. 616, 603 отложения пласта Bi4 выклиниваются. Снизу объем продуктивного горизонта наращивается за счет проницаемых пород коры выветривания фундамента.

Газовая залежь приурочена к восточной части поднятия. Западный и восточный контуры ее контролируются разрывными нарушениями. С севера и юга она подпирается краевыми и подошвенными водами. Тип залежи пластово-массивный стратиграфический, тектонически экра­нированный. Газ метановый с низким содержанием конденсата.

В разрезе месторождения имеются интервалы, с которыми связаны перспективы открытия новых залежей. Один из них ‑ зона древнего карста в карбонатных отложениях телгеспитской пачки иктехской свиты. Вскрытие этой зоны в большинстве скважин сопровождалось интенсивным поглощением промывочной жидкости. При испытании ее в скв. 614 получен приток газа.

Выявление небольших по размерам залежей вероятно в пластах Б6, Б7, в карбонатной толще бочугунорской свиты, в песчаных прослоях талахской пачки. В скв. 601 получен мощный приток газа с пластовой водой в булайской свите.

Все эти данные свидетельствуют о значительной роли вертикальной миграции углеводородов на Верхневилючанском месторождении, обусловливающей весьма широкий стратиграфический диапазон установленных нефтегазопроявлений и промышленной нефтегазоносности разреза.

Вилюйско-Джербинское месторождение открыто в 1977 г. Расположено на территории Сунтарского района Якутской АССР, восточнее Верхневилючанского месторождения. Приурочено к высокоамплитудной брахиантиклинальной складке северо-западного простирания. Структура подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами MOB по отражающему горизонту КВ. Амплитуда 250 м.

Поисковое бурение начато в 1977 г. В этом же году в процессе бурения из первой поисковой скв. 640 получены притоки газа из карбонатных отложений горизонта Б3. К началу 1985 г. пробурено десять поисковых и разведочных скважин. Наличие нефтепроявлений в ряде скважин и получение первого притока нефти из скв. 649 (пласт Б3) позволяют рассматривать это месторождение как нефтегазовое. Углеводородные залежи приурочены к пластам Б3 + Б4, В14, Единичный приток газа из пласта В3 получен в скв. 64.

По материалам аэромагнитной съемки в пределах Вилюйско-Джербинской структуры предполагается наличие ряда поперечных разрывных нарушений северо-восточного простирания. Данные бурения и испытания скважин свидетельствуют о несомненном экранирующем влиянии одного из этих нарушений, амплитуда вертикального смещения по которому составляет 50-70 м.

Стратиграфический разрез месторождения в целом аналогичен разрезу восточной части Верхневилючанской площади. Общая толщина осадочного чехла составляет 2700 м.

Залежь пластов Б3, Б4 — газонефтяная. Пласты экранируются пачками глинисто-карбонатных отложений иктехской свиты. Продуктивные отложения представлены доломитами каверново-поровыми, иногда трещиноватыми, в отдельных прослоях относительно плотными. Значения пористости достигают 14-15%, проницаемость по отдельным интервалам до 0,6Ч10-12 м2. На величины рабочих дебитов скважин отрицательное воздействие оказывает проникновение рабочих жидкостей в призабойные зоны.

Залежь пластовая сводовая, блоковая. Высота газовой шапки превышает 100 м, нефтяной оторочки ‑ 50-80 м. Пластовая температура 6-8°С.

Залежь горизонта В14 ‑ газовая пластово-массивная сводовая (водоплавающая), осложненная разрывными нарушениями. Высота залежи в северо-западном блоке 63 м. Газо-водяной контакт в скв. 646 установлен на отметке —2130 м, в юго-восточном блоке (скв. 645, 647) ‑ на отметке ‑2239 м.

Предполагается, что на положение ГВК оказывают влияние как разрывные нарушения, так и резкая невыдержанность коллекторских свойств продуктивного горизонта, поскольку значительная часть его сложена окварцованными массивными песчаниками. Интервалы гранулярных коллекторов порового типа играют в разрезе подчиненную роль, что определяет сложный характер газонасыщенности пород, значитель­ную толщину переходной водогазовой зоны.

Коллекторами являются преимущественно кварцевые песчаники белые и светло-серые, прослоями зеленоватые, разнозернистые, большей частью среднезернистые. Пластовая температура в залежи 22°С. Подошвенные и законтурные воды характеризуются высокой минерализацией — 350-365 кг/м3 и низкими статистическими уровнями (порядка 1000 м) из-за аномально низкого пластового давления и высокой плотности пластовой воды (1260 кг/м3).

В разрезе месторождения могут быть выявлены новые залежи. В частности, промышленные притоки газа получены из карбонатных отложений кудулахской и телгеспитской пачек иктехской свиты (скв, 646, 640) и бесюряхской пачки бочугунорской свиты (скв. 643). Вскрытие телгеспитской пачки (так же как и на Верхневилючанской месторождении) сопровождалось во всех скважинах полным поглощением промывочной жидкости. При более совершенной технологии вскрытия и освоения пласта здесь могут быть получены высокодебитные притоки.