Вилюйская синеклиза

 Тектонически провинция связана  с Енисейско-Хатангским и Лено-Анабарским мегапрогибами. На севере и востоке она ограничена Таймырской и Верхоянско-Чукотской складчатыми областями, на юге — Сибирской платформой, на западе раскрывается в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Фундамент гетерогенный, представлен метаморфизованными породами докембрия, нижнего и среднего палеозоя. Осадочный палеозойский-мезокайнозойский чехол на основной территории провинции достигает мощности 7-10 км, а в отдельных, наиболее прогнутых участках, 12 км. Разрез представлен 3 крупными комплексами отложений: среднепалеозойским карбонатно-терригенным с эвапоритовыми толщами; верхнепалеозойским терригенным; мезозойско-кайнозойским терригенным. В осадочном чехле установлены своды, мегавалы и валы большой амплитуды, разделённые прогибами. Все выявленные газоконденсатные и газовые месторождения приурочены к терригенным отложениям мелового и юрского возраста. Основные перспективы нефтегазоносности связываются с верхнепалеозойскими и мезозойскими отложениями в западных и с палеозойскими толщами в восточных районах провинции. Продуктивные горизонты залегают в интервале глубин 1-5 км и более. Залежи газа пластовые, пластово-массивные сводовые. Рабочие дебиты газовых скважин высокие. Газы меловых и юрских отложений метановые, сухие, с повышенной жирностью, с низким содержанием азота и кислотных газов.

Средневилюйское газоконденсатное месторождение расположено в 60 км к востоку от г. Вилюйска. Открыто в 1965 г., разрабатывается с 1975 г. Приурочено к брахиантиклинали, осложняющей Хапчагайский свод. Размеры структуры по юрским отложениям 34x22 км, амплитуда 350 м. Газоносны пермские, триасовые и юрские породы. Коллекторы — песчаники с прослоями алевролитов, не выдержаны по площади и на отдельных участках замещаются плотными породами. Месторождение многопластовое. Основные запасы газа и конденсата сосредоточены в нижнем триасе и приурочены к высокопродуктивному горизонту, залегающему в кровельной части усть-кельтерской свиты. Глубина залегания пластов 1430—3180 м. Эффективная толщина пластов 3,3— 9,4 м, толщина основного продуктивного пласта нижнего триаса до 33,4 м. Пористость песчаников 13—21,9 %, проницаемость ,16— 1,2 мкм . ГВКна отметках от -1344 до -3051 м. Начальное пластовое давление 13,9—35,6 МПа, t 30,5—67°С. Содержание стабильного конденсата 60 г/м . Состав газа, %: СН90,6—95,3, N₂ 0,5— 0,85, СО 0,3-1,3.

Залежи пластовые массивные  сводовые и пластовые литологически ограниченные. Свободный газ — метановый, сухой, с низким содержанием азота и кислых газов.

Промышленная газонефтеносность приурочена к верхнепа- леозойско-мезозойским осадочным отложениям, представленным чередованием терригенных пород и углей и включающим три газонефтеносных комплекса: верхнепермско-нижнетриасовый, нижнетриасовый и нижнеюрский.

Более древние толщи во внутренних зонах провинции изучены слабо из-за глубокого залегания.

Верхнепермско-нижнетриасовый (непско-неджелинский) ГНК развит на большей части провинции и представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей. Зональной покрышкой являются аргиллиты в низах триаса (неджелинская свита), которые имеют фациально неустойчивый состав и на значительных участках опесчаниваются, теряя экранирующие свойства. Комплекс продуктивен на Хапчагайском поднятии (Средневилюйское, Толонское, Мастахское, Соболох-Неджелинское месторождения) и на северо-западной моноклинали Вилюйской си- неклизы (Среднетюнгское месторождение); с ним связано 23% разведанных запасов газа Лено-Вилюйской ГНП. Глубина газокон- денсатных залежей от 2800 до 3500 м, характерно повсеместное распространение аномально высоких пластовых давлений.

Нижнетриасовый (таганджинско-мономский) ГНК представлен песчаниками, чередующимися с алевролитами, аргиллитами, углями. Песчано-алевролитовый коллектор по физическим параметрам неустойчивый, ухудшается к бортам Вилюйской синекли- зы и Предверхоянскому прогибу. Покрышками являются глины мономской свиты (верхи нижнего триаса), которые в южных районах разреза опесчаниваются. С нижнетриасовым комплексом связано 70% разведанных запасов газа провинции, основная их часть сосредоточена на Средневилюйском месторождении, где имеются три самостоятельные газоконденсатные залежи, вскрытые в песчаниках и алевролитах на глубинах от 2300 до 2600 м.

Нижнеюрский комплекс характеризуется  неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и углей; покрышкой служат глины сунтарской свиты. Комплекс фациально неустойчивый, наблюдается региональное уплотнение пород в восточном направлении. С комплексом связаны небольшие газовые залежи на Хапчагайском своде (Мастахское, Средневилюйское,Соболох-Неджелинское,Нижневилюйское месторождения) и в зоне Китчано-Буролахских передовых складок (Усть-Вилюйское, Собоха- инское месторождения). Глубина залежей 1000 — 2300 м. Доля ком-плекса в общих ресурсах и разведанных запасах газа Лено- Вилюй-ской ГНП около 6%.

Перспективы нефтегазоносности провинции связаны с отложениями палеозоя и нижнего мезозоя, особенно в зонах выклинивания коллекторов на северо-западном борту синеклизы и южном борту Лунгхинско-Келинского мегапрогиба.

Месторождение приурочено к Средневилюйской брахиантиклинальной складке в Средневилюйско-Толонском куполовидном поднятии, осложняющем Западный склон Хапчагайского мегавала. Размер брахиантиклинали 34x22 км с амплитудой 350 м. Простирание ее субширотное.

Вскрыто несколько залежей на различных  уровнях от перми до верхней юры. Самый глубокий пласт расположен в интервале 2921 -3321 м. Он относится к средней перми. Продуктивный пласт сложен песчаниками с эффективной мощностью 13,8 м. Открытая пористость пород-коллекторов изменяется в пределах 10-16%, проницаемость не превышает 0,001 мкм². Дебиты газа до 135 тыс. м³/сут. Пластовое давление, составляющее 36,3 МПа, почти на 7,0 МПа превышает гидростатическое. Пластовая температура +66 С. Залежь относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.

Основная залежь вскрыта в интервале 2430-2590 м. Продуктивный горизонт локализован  в отложениях триаса. Его мощности от 64 до 87 м. Он сложен песчаниками с  прослоями алевролитов и аргиллитов (рис. 2).

Рис. 2. Разрез продуктивных горизонтов Средневилюйского газоконденсатного месторождения.

Эффективная мощность достигает 13,8 м. Открытая пористость 10-16%, проницаемость 0,001 мкм². Дебиты газа от 21 - 135 тыс. м³/сут. Пластовое давление 36,3 МПа, почти на 7,ОМПа превышает гидростатическое. Пластовая температура +66°С. Газоводный контакт (ГВК) - 3052 м. Тип залежи -пластовая, сводовая с литологическим экранированием. На отметке - 2438 м прослежен газовидный контакт (ГВК). Выше основной залежи вскрыты еще шесть в интервалах: 2373 - 2469 м (T₁-II), дебит газа 1,3 млн. м³/сут. Мощность продуктивного горизонта (ПГ) до 30 м; 2332 - 2369 м (T₁-I_а), дебит газа 100 тыс. м³/сут. Мощность ПГ до 9 м; 2301 - 2336 м (T₁-I), дебит газа 100 тыс. м³/сут. Мощность ПГ до 10 м; 1434 -1473 м (J₁-I), дебит газа 198 тыс. м³/сут. Мощность ПГ до 7 м; 1047 - 1073 м (J₁-II), дебит газа 97 тыс. м³/сут. Мощность ПГ до 10 м; 1014 - 1051 м (J₁-I), дебит газа 42 тыс. м³/сут. Мощность ПГ до 23 м.

Все залежи относятся к типу пластовых, сводовых с литологическим экранированием. Коллекторы представлены песчаниками с прослоями алевролитов. Месторождение в промышленной эксплуатации находится с 1985г.

Толон-Мастахское газоконденсатное месторождение приурочено к двум брахиантиклиналям, Толонской и Мистахской, и расположенной между ними седловине. Обе структуры приурочены к центральной части Хапчагайского мегавала. Структуры имеют субширотное простирание в восточном продолжении Средневилюйско-Мастахского вала. Они осложнены структурами более высоких порядков. К некоторым из них приурочены залежи углеводородов. Размеры Толонской структуры 14x7 км с небольшой амплитудой 270-300 м. Вскрыто и разведано 9 залежей в отложениях от мела до перми на глубину до 4,2 км.

Залежь в горизонте Р₂ -II разведана на восточном крыле Толонской брахиантиклинали в пермских песчаниках, перекрытых глинистыми породами неджелинской свиты нижнего триаса на глубине 3140-3240 м. Эффективная мощность горизонта 14 м, открытая пористость 13%. Газопроницаемость 0,039 мкм². Промышленные притоки газа до 64 тыс. м³/сут. Пластовое давление 40,5 МПа, пластовая температура +70 С. Отнесена залежь к Р₂ -II условно и может соответствовать горизонту Р₂ -I Мастахской структуры.

Залежь пласта Р₂ -I Мастахской брахиантиклинали приурочена к песчаникам верхней части пермского разреза и также перекрыта глинистым экраном неджелинской свиты триаса. Глубина 3150-3450 м. Минимальные отметки газовой части 3333 м. Открытая пористость коллекторов до 15%, газопроницаемость в среднем 0,0092 мкм².

Обе залежи относятся к типу пластовых, сводовых, литологически экранированных.

Залежь горизонта T₁-IV локализована в песчаниках неджелинской свиты нижнего триаса и в пределах Толон-Мастахского месторождения наиболее распространена. Глубина залегания 3115 - 3450 м. Эффективная мощность коллектора 5,6 м, открытая пористость 11,1-18,9%,газопроницаемость максимальная 0,0051 мкм². Пластовое давление 40,3 МПа, пластовая температура +72°С. Промышленные притоки от 40 до 203 тыс. м³/сут. Тип залежи: пластовая, сводовая, литологически экранированная.

Пласт Т₁-I западной переклинали Мастахской брахиантиклинали сложен песчаниками верхней части разреза неджелинской свиты и включает структурно-литологическую залежь на глубине 3270 - 3376 м. Дебит газа 162 тыс. м³/сут. Пластовое давление 40,3 МПа, пластовая температура +3,52°С.

Залежь пласта Т₁-IV Б выявлена в восточной переклинали Мастахской брахиантиклинали на глубине 3120 - 3210 м. Открытая пористость коллекторов залежей Ti-IVA и Ti-IVB в среднем составляет 18,1%. Газопроницаемость 0,0847 мкм². Тип залежи структурно-литологический. Дебит газа достигает 321 тыс. м³/сут.

Залежь пласта Т₁-Х приурочена к локальным куполам, осложняющим Мастахскую структуру. Она залегает в песчаниках и алевролитах ганджинской свиты, в западном куполе перекрываясь пачками глин и алевролитов средней части этой же свиты. Глубина залегания 2880-2920 м. Тип залежи: сводовый, водоплавающий. ГВК на глубине 2797 м. Пластовое давление 29,4 МПа, температура +61,5°С. В восточном куполе из горизонта T₁-X получен приток 669-704 тыс. м³/сут. Газоконденсатная часть подпирается нефтью.

Залежь горизонта T₁-III, локализована в песчаниках и алевролитах, перекрытых алевролитами и глинами мономской свиты триаса. Залежь тяготеет к своду Толонской брахиантиклинали. Глубина залегания 2650-2700 м. Высота 43 м. Эффективная мощность 25,4 м. Открытая пористость коллектора, 17.8%, газопроводность по керну средняя 0,0788 мкм .Наибольшие рабочие дебиты 158-507 м³/сут, выход конденсата 62,6 г/м³.

Залежи пласта T₁-II A и Т₁ II Б отделены друг от друга пачкой глинистых песчаников и алевролитов. За пределами залежей они сливаются в один пласт T₁-II. Тип залежи T₁-II A структурно-литологический. Глубина залегания 2580- 2650 м. Высота залежи 61м. Активная мощность песчаников и алевролитов 8,9 м. Открытая пористость 17%, газонасыщенность 54%.

Предполагается наличие ещё  не открытых залежей в триасовых  отложениях на площади месторождения.

Залежь горизонта J₁-I-II приурочена к восточной части Мастахской брахиантиклинали, перекрыта сунтарской покрышкой и подпирается снизу водой. Тип залежи сводовый, водоплавающий. Глубина залегания 1750-1820 м. Рабочие дебиты 162-906 тыс. м³/сут., выход конденсата 2,2 г/м³. Выявлена небольшая нефтяная оторочка.

    Соболоох-Неджелинское газоконденсатное месторождение расположено в Соболоохской и Неджелинской брахиантиклинальных структурах и расположенной между ними Люксюгунской структурной террасе. Все они локализованы в Западной части Соболлох-Бадаранского вала. Размер Неджелинской брахиантиклинали по стратоизогипсе - 3100 м 37x21 км с амплитудой около 300 м. Западнее её гипсометрически ниже расположена Соболоохская структура размером 10x5 км с амплитудой 60-85 м. На месторождениях открыто 10 газовых и газоконденсатных залежей в отложениях перми, триаса и юры (рис. 3).

       Расположено в 125 км от г. Вилюйска. Контролируется Соболохской и Неджелинской структурами, осложняющими центральную часть Хапчагайского вала. Месторождение открыто в 1964г. (Неджелинская структура). В 1975г. установлено единство ранее открытых Неджелинского и Соболохского (1972) месторождений. Наибольшей по размерам (34x12 км) и высокоамплитудной (свыше 500 м) является Неджелинская структура. Соболохская и Люксюгунская структуры имеют амплитуды не более 50 ми значительно меньшие размеры.

Характерно для Соболох-Неджелинского месторождения наличие обширных по площади залежей, приуроченных к маломощным литологически изменчивым пластам песчаников, залегающих в верхней части верхнепермских отложений и в основании нижнего триаса (неджелинская свита). Эти залежи, относящиеся к пер- мо-триасовому продуктивному комплексу, контролируются общей структурой Хапчагайского вала и литологическим фактором. Высота отдельных залежей превышает 800 м (пласт ^-IV^ Эффективная мощность пластов только на отдельных участках месторождения превышает 5—10 м. Пластовые давления в залежах пер мо-триасового комплекса на 8—10 МПа превышают нормальные гидростатистические.

Пористость песчаников колеблется в диапазоне 13—16%. На отдельных участках установлены коллекторы смешанного порово-трещинного типа, пористость которых  изменяется в диапазоне 6—13 %. Рабочие дебиты скважин колеблются в широких пределах — от 2 до 1002 тыс. м /сут.

В пермо-триасовом продуктивном комплексе на Соболох-Неджелинском месторождении выявлено восемь залежей, приуроченных к горизонтам РгШ, Р₂-П, Р-I верхней перми и ^-IV₆ неожелинской свиты. Залежи относятся к пластовому сводовому или пластовому литологически ограниченному типам и залегают на глубинах от 2900 до 3800 м.