Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция

Лено-Вилюйская ГНП расположена на востоке Сибирской платформы в районе бассейнов рек Вилюя и Лены и занимает цен­тральную часть территории Республики Саха. Тектонически про­винция соответствует Вилюйской синеклизе, расположенной меж­ду Анабарской и Алданской антеклизами и раскрывается к Пред-верхоянскому краевому прогибу (рис. 88).

Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция (ГНП) занима­ет площадь 280 тыс. км².

Географически провинция приурочена к Среднесибирскому плоскогорью. Южные районы провинции находятся в зоне тайги, северные — в зоне лесотундры и тундры. На всей территории про­винции развиты многолетнемерзлые породы. Основные пути со­общения — реки Лена, Вилюй, Алдан. Магистральные автомобиль­ные и железные дороги отсутствуют.

Основные грузы перевозят летом по рекам, зимой по зимни­кам — автомобилями и тракторами, круглогодично — воздушным транспортом. Газ добывается для местных нужд.

Рис. 88. Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция.

Крупнейшие тектонические элементы обрамления: I — Анабарская антеклиза, II — Верхоянский мегантиклинорий, III — Алданская антеклиза.

1 — Предверхоянская газонефтеносная субпровинция, 2 — Лено-Вилюй­ская газонефтеносная провинция. Месторождения: 1 — Усть-Вилюйское, 2— Соболох-Неджелинское, 3 — Толон-Мастахское,

4 — Средневилюйское, 5 — Андылахское, 6 — Нижнетюкянское, 7 — Среднетюнгское, 8 — Нижневилюйское,

9 — Бадаранское, 10 — Собохаинское (усл. обозн. см. рис. 9)

Тектонически провинция приурочена к Вилюйской синеклизе и на востоке раскрывается к Предверхоянскому краевому про­гибу. На западе она ограничена Анабарской, а на юге Алданской антеклизами. Граница между Вилюйской синеклизой и Предверхоянским прогибом, а следовательно, между Лено-Вилюйской га­зонефтеносной провинцией и Предверхоянской газонефтеносной субпровинцией довольно условная и фиксируется сменой прости­рания тектонических структур с субширотного в синеклизе на субмеридиональное (верхоянское) в краевом прогибе. Граница с Енисейско-Анабарской ГНП также в значительной степени услов­на и проводится между юго-восточным склоном Кюсюрско-Куогостахского вала и северным бортом Булунского прогиба.

Фундамент гетерогенный архейско-раннепротерозойский, глу­бина залегания в центре и на востоке синеклизы достигает 6 — 12 км.

В поверхности фундамента провинции хорошо выражены Вилюйская синеклиза, а в ее пределах Линденская впадина с глу­биной залегания фундамента до 12 км, Китчанский выступ с глу­биной залегания до 8 км.

Осадочный чехол представлен рифейскими, вендскими, палео­зойскими и мезозойско-кайнозойскими образованиями, мощность которых достигает 12км. Разрез мезозоя-кайнозоя и перми представ­лен терригенными континентальными и морскими отложениями.

В пределах Лено-Вилюйской провинции развиты отложения терригенно-карбонатных, галогенных формаций. В Вилюйской синек­лизе основную часть разреза осадочного чехла занимают позднепа-леозойские и мезозойские отложения (от 2 до 6 км). В синеклизе вы­деляются Хопчагайский мегавал, Лунгхинско-Келинский мегапрогиб, Линденская и Собобольская впадины, Сунтарское и Якутское под­нятия и другие осложненные структурами более низкого ранга. Бор­товые зоны синеклизы по фундаменту представлены пологими мо­ноклиналями, осложненными уступами и ступенями, которым в оса­дочном чехле соответствуют валы и куполовидные поднятия.

В Предверхоянском краевом прогибе основную часть осадоч­ного чехла занимает пермско-мезозойский комплекс мощностью до 8 км. Краевой прогиб осложняет Китчанский выступ, Менкерен-ский мегапрогиб и северо-восточное продолжение Лундхинско-Келинского мегапрогиба. Зона сочленения Предверхоянского крае­вого прогиба и Западно-Верхоянского мегантиклинория осложне­на большим количеством надвигов и взбросов, системой передовых складок Юндюлюнгской, Хараулахской, Тукуланской и др.

Газонефтепоисковые работы в провинции ведутся с 1950 г. И результате открыты 11 газовых и газоконденсатных месторож­дений Усть-Вилюйское, Средневилюиское, Мастахское, Неджелинское и др.

В Лено-Вилюйской ГРЩ выделяются две газонефтеносные области: Хапчагайская и Линденская и Предверхоянская субпровинция переходного типа.

Все газовые и газоконденсатные месторождения открыты в основном в Хапчагайской ГНО. Лишь Усть-Вилюйское месторож­дение в Предверхоянской субпровинции.

Среднетюнгское газоконденсатное месторождение (рис. 89) расположено в 120 км к северу

от г. Вилюйска. Открытое 1976г., разрабатывается с 1977 г. Приурочено к одноименному подня­тию в пределах Лонглорского вала, осложняющего северо-запад­ный борт Вилюйской синеклизы. Размеры структуры 30x4 км, ам­плитуда свыше 200 м. Скважинами вскрыт разрез четвертич­ных, меловых, юрских, триасовых, пермских и среднепалеозойс-ких отложений общей мощностью 4750 м. Промышленно газо­носны нижнетриасовые (горизонт T₁) и верхнепермские отло­жения (горизонты Р₂-А, Р₂-В, Р₂-Г, Р₂-Д).

Основной продуктивный горизонт T₁ залегает на глубине 2550—2800 м и представлен песчаниками и алевролитами таганджинской свиты. Общая мощность горизонта 80—120 м. Он разде-iph маломощными глинисто-алевролитовыми пачками на три пласта (Т₁-А, Т₁-Б и T₁-B), с которыми связаны газоконденсатные зале->ки пластового сводового типа. Пористость песчаников изменяется от 15 до 27 %, рабочие дебиты скважин — от 450 до 650 тыс. м³/сут. Пластовое давление 27,6 МПа, температура 56°С. В со-ипаве газа преобладает метан (91 %). Содержание азота 1,1 %, углекислоты 0,3 %. Выход стабильного конденсата 76 см³/м³, плот­ность конденсата 0,74 г/см³. Залежи газоконденсата в пермских отложениях приурочены к литологически не выдержанным плас­там песчаников. Всего открыто шесть залежей на глубинах от 2870 до 3450 м. В отличие от месторождений Хапчагайского вала пермские залежи Среднетюнгского месторождения характеризуются пластовыми давлениями, близкими к нормальным гидроста­тическим. Коллекторские свойства песчаников перми изменчивы: пористость колеблется в пределах от 13 до 18 %, проницаемость — ит незначительной до 15-10^-14 м². Рабочие дебиты скважин изме­няются в пределах от 50 до 300 тыс. м³/сут. Залежи, как правило,

Рис. 89. Среднетюнгское газоконденсатное месторождение

(Г.А. Габриэлянц, 2000):

а — структурная карта по кровле пласта Т, — А; б — геологический раз­рез по линии I — Г.

1 — контур газоносности; 2 — газонасыщенные пласты; 3 — непроница­емые породы; 4 — поверхность стратиграфического несогласия

относятся к пластовому сводовому типу с элементами литоло-гического ограничения.

Соболох-Неджелинское газоконденсатное месторождение

(рис. 90) расположено в 125 км от г. Вилюйска. Контролируется Соболохской и Неджелинской структурами, осложняющими цен­тральную часть Хапчагайского вала. Месторождение открыто в 1964г. (Неджелинская структура). В 1975 г. 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 пермо-триасовому продуктивному комплексу, контролируются общей

Рис. 90. Соболох-Неджелинское газоконденсатное месторождение. Структурная карта по кровле продуктивного горизонта Т,

(по Я.И. Куприянову):

1 — изогипсы кровли горизонта, м; 2 — граница выклинивания коллекто­ров; 3 — контур газоносности

структурой Хапчагайского вала и литологическим фактором. Вы­сота отдельных залежей превышает 800 м (пласт T_t-IV₆). Эффек­тивная мощность пластов только на отдельных участках место­рождения превышает 5—10м. 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 Р₂ - III, Р₂ - II, Р₂ – I верхней перми и Т₁-IV₆ недгжелин-ской свиты. Залежи относятся к пластовому сводовому или плас­товому литологически ограниченному типам и залегают на глу­бинах от 2900 до 3800 м.

Выше, в разрезе нижнего триаса (горизонты T₁ - IV_a, Т₁ - Х) и нижней юры (горизонты J₁ - II, J₁ - I), выявлены небольшие по площа­ди залежи, которые контролируются структурами третьего по­рядка (Соболохской, Неджелинской) и осложняющими их неболь­шими ловушками. Эти залежи, как правило, относятся к сводово­му массивному (водоплавающему) типу. Залежь в горизонте T_t-IV_e пластовая, литологически экранированная.

Состав газов и конденсатов характерен для всех место­рождений Хапчагайского вала. В газах пермских и нижнётриа-совых залежей содержание метана достигает 91—93 %, азота 0,8—1,17%, углекислоты 0,3—0,7 %. Выход стабильного конден­сата 72—84 см/м³. В составе газов нижнеюрских залежей преобладает.метан (94,5—96,8 %). Выход стабильного конденсата значительно ниже, чем в газах пермских и нижнетриасовых залежей — до 15 см³/м³. Залежи сопровождаются нефтяными оторочками непромышленного значения.

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 nepмскue, триасовые и юрские породы. Коллекторы — песчаники с прослоями алевроли­тов, не выдержаны по площади и на отдельных участках замещается плотными породами. Месторождение многопластовое. Основные запасы газа и конденсата сосредоточены в нижнем триа-, г 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 33,4м. Пористость песчаников

13—21,9%, проницаемость 0,16— 1,2мкм². ГВК на отметках от -1344 до -3051 м. Начальное пласто-

вое давление 13,9—35,6 МПа, t 30,5—67°С. Содержание стабиль­ного кондгенсата 60 г/м³. Состав

газа, %: СН₄ 90,6—95,3, N₂ 0,5— 4,115, СО₂ 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 верхнепалеозойско-мезозойским осадочным отложениям, представленным чередованием терригенных пород и углей и включающим три га-зонефтеносных 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 порышкой 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 (Средненилюйское, Толонское, Мастахское, Соболох-Неджелинское месторождения) и на северо-западной моноклинали Вилюйской синсклизы (Среднетюнгское месторождение); с ним связано 23% разведанных запасов газа Лено-Вилюйской ГНП. Глубина газоконденсатных 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 синеклизы и Предверхоянскому прогибу. Покрышками являются глины и томской 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, Собохаинское месторождения). Глубина залежей 1000 — 2300 м. Доля ком­плекса в общих ресурсах и разведанных запасах газа Лено-Вилюйской 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.

Поиск по сайту: