Открытие нового нефтегазоносного района на северо-западном склоне Алданской антеклизы Сибирской платформы

В современных условиях при реализации Восточной газовой программы обеспечение воспроизводства и наращивания минерально-сырьевой базы УВ на территории Сибирской платформы приобретает характер государственной задачи. С учетом этого обстоятельства, приоритетными районами для поисков нефти и газа становятся, прежде всего, территории вблизи крупных транспортных артерий, таких как трубопроводная система Восточная Сибирь – Тихий океан и газопровод Сила Сибири (рис. 1).

Очевидно, что по расположению и наличию благоприятных показателей общегеологического характера одним из наиболее значимых участков здесь является западная половина Северо-Алданской нефтегазоносной области (НГО) с прилегающими к ней территориями Березовской впадины. Одновременно с этим оценка сырьевого потенциала на всей площади НГО не превышает 300 млн т извлекаемых ресурсов усл. УВ [1], что, по всей видимости, может частично нивелировать инвестиционную привлекательность для недропользователей.

Здесь необходимо учитывать, что существующие представления о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности территории Алданской антеклизы с указанной количественной оценкой ресурсов, включая районы северо-западного склона, основываются на ограниченных по объему материалах полевых сейсморазведочных работ и глубокого бурения, которые были выполнены преимущественно в 1980-е гг. При этом, принимая во внимание данные параметрического бурения и установленные прямые признаки нефтегазоносности перспективных комплексов Северо-Алданской НГО, вероятность открытия средних и крупных газовых залежей и месторождений, безусловно, сохраняется [2].

Краткие сведения об изученности северозападного склона Алданской антеклизы параметрическим бурением

Для опережающего получения сведений о разрезе в пределах северо-западного склона пробурены две параметрические скважины — Усть-Бирюкская-1 и 2. Эти скважины, размещенные на Усть-Бирюкской складке, одними из первых вскрыли отложения венда – рифея в погруженных участках северо-западного склона Алданской антеклизы и прилегающей территории Березовской впадины. Бурение скв. Усть-Бирюкская-1 началось в мае 1979 г. и завершилось в марте 1980 г. на глубине 3591 м, а скв. Усть-Бирюкская-2 проходило с июня 1981 г. по июль 1982 г. до глубины 3697 м.

Материалы бурения параметрических скважин Усть-Бирюкские подтвердили присутствие терригенных отложений позднего докембрия, промышленная нефтегазоносность которых была установлена на юге Сибирской платформы. В разрезе осадочного чехла выявлены основные перспективные нефтегазоносные комплексы (НГК) и отдельные горизонты, благоприятные для образования скоплений УВ в пределах всей зоны сочленения Березовской впадины и Алданской антеклизы [3]. При опробовании отложений иктехской серии в скв. Усть-Бирюкская-1 получен незначительный приток нефти.

В 1980-1984 гг. на соседних площадях, в пределах северо-западного склона Алданской ан-теклизы, были пробурены дополнительно еще две параметрические скважины: Мухтинская-2210 и Джаджанская-2610. В скв. Мухтинская-2210 в процессе бурения в интервале 762–1122 м были вскрыты соленосные отложения чарской свиты и межсолевой газонасыщенный горизонт с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Коэффициент аномальности — 1,37. При забое 1022 м (-832,6 м) наблюдалось интенсивное разгазирова-ние промывочной жидкости. В колонне испытан интервал 1088–1107 м (–898...–917 м). По материалам ГИС пласт характеризовался как продуктивный карбонатный коллектор ( К _п^НГК = 7–16 %; К _п^АК до 11,8 %). Вскрытие интервала производилось с привязкой по радиоактивному каротажу зарядами ПКС-105 плотностью прострела 12 отв/пог. м. После интенсификации притока однократной соляно-кислотной обработкой получен приток газа до 28 тыс. м³/сут.

В скв. Джаджанская-2610 в процессе бурения отложений чарской свиты при забое 721 м наблюдалось разгазирование промывочной жидкости. Керн представлен нефтенасыщенным доломитом с резким запахом конденсата на свежем сколе. По материалам ГИС в интервале 679,6–727,4 м выделено 5 пластов-коллекторов с К _п^АК = 8,4–16 %, К _нг = 50– 68 %, которые интерпретировались как нефтегазонасыщенные. Высокая пористость подтверждается определениями коллекторских свойств в керне. Так, в отдельных образцах она достигала 14,6–20 %. При опробовании интервала перфорации на трубах в интервале 720–739 м (абсолютная отметка –547,9... –666,9 м) получен слабый приток разгазированного бурового раствора 0,1 м³ с пленкой нефти.

Результаты геолого-разведочных работ последних лет на Бирюкском и Мухтинском лицензионном участках, где отработано более 3400 пог. км сейсмопрофилей МОГТ и пробурены 2 поисковые скважины (Бирюкская-646-2ПБ глубиной 3811 м и Мухтинская-647-1ПМ глубиной 2653 м), нагляд-

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Рис. 1. Обзорная карта месторождений УВ и лицензионных участков в зоне газопровода Сила Сибири

Fig. 1. Overview map of HC fields and license areas in the zone of Power of Siberia (Sila Sibiri) gas main

62 ^о

1 — месторождения УВ; 2 — перспективные структуры; 3 — участки недр АО «Туймааданефтегаз»; границы ( 4 - 7 ): 4 — лицензионных участков, 5 — административная Республики Саха (Якутия), 6 — надпорядковых структур (по материалам АО «Якутскгеофизика») (I — Алданская антеклиза, II — Вилюйская синеклиза, III — Предпатомский прогиб, IV — Непско-Ботуобинская антеклиза), 7 — структур I-II порядков (по материалам АО «Якутскгеофизика»); 8 — действующий газопровод

1 — HC fields; 2 — promising structures; 3 — subsoil areas of AO Tuimaadaneftegaz; boundaries (4-7): 4 — license area, 5 — administrative of the Republic of Sakha (Yakutia), 6 — super-order structures (according to AO Yakutskgeofizika data) (I — Aldansky anteclise, II — Vilyuisky syneclise, III — Predpatomsky trough, IV — Nepsky-Botuobinsky anteclise), 7 — I-II order structures (according to AO Yakutskgeofizika data); 8 — operating gas main но показывают, что невысокие оценки указанной перспективной территории могут отчасти являться следствием слабой изученности. Здесь в отложениях чаро-толбочанского комплекса открыто Мух-тинское газовое месторождение, получен приток газа из отложений билирской и юряхской свит в скв. Бирюкская-646-2ПБ. Эти факты могут свидетельствовать о более значительном потенциале нового нефтегазоносного района и предполагаемой зоны нефтегазонакопления (ЗНГН), приуроченной к моноклинальному склону северо-западной части Алданской антеклизы, как более крупного аккумуляционного объекта.

В качестве доминирующих факторов для выделения ЗНГН выступают благоприятное структурно-тектоническое положение и наличие надежных региональных флюидоупоров. Установление региональных закономерностей будет способствовать совершенствованию системы поисково-оценочных работ [4].

Новые данные полевых геофизических исследований и поискового бурения на северо-западном склоне Алданской антеклизы (скв. Бирюкская-646-2ПБ)

В тектоническом отношении исследуемый Бирюкский участок недр расположен в пределах северо-западного склона Алданской антеклизы и, частично, восточного приплатформенного борта Березовской впадины, которая входит в состав Пред-патомского краевого прогиба и является структурой I порядка. Все ранее проведенные сейсморазведочные работы, как уже было отмечено, относились к 1970–1980-м гг. Общая протяженность профилей МОВ-ОГТ здесь не превышала 400 пог. км. Для локализации перспективных объектов и поискового бурения по программе геолого-разведочных работ АО «Туймааданефтегаз» в 2013-2015 гг. был выполнен значительный объем сейсморазведочных работ. Отработано более 1800 пог. км профилей, расположенных по равномерной, взаимно перпендикулярной сети, со стороной квадрата 4 × 4 км на

Рис. 2. Элементы геологического строения Бирюкского лицензионного участка по материалам МОГТ (масштаб 1 : 200 000) Fig. 2. Elements of geological structure of the Biryuksky License Area (according to CDP data, scale 1 : 200 000)

0                     20 км                                      0                     20 км

А — фрагмент структурной карты по ОГ ΙΙ, кровля билирской свиты (ПНТК «Чжун Кань Синь Цэ» Лтд, 2015), B — фрагмент карты эффективных толщин коллекторов юряхского продуктивного горизонта («Хентайайпу», 2015)

А — fragment of depth map over ΙΙ Reflector, the Bilirsky Fm Top (Zhong Kan Xin Qie, Ltd., 2015), B — fragment of net thickness map of the Yuryakhsky reservoir (Hentaiaipu, 2015)

всей площади лицензионного участка. С учетом выполненных работ достигнутая плотность профилей составляет 0,61 пог. км/км2 площади участка. Выявлены и подготовлены перспективные объекты общей площадью 300 км2, расположенные вдоль западной периферии участка (рис. 2).

По новым материалам сейсморазведочных работ в западной половине участка оконтурена группа локальных антиклинальных структур, расположенных вдоль тектонической границы Березовской впадины и северо-западного склона Алданской антеклизы, формируя перспективную ЗНГН [5], промышленная газоносность которой уже подтверждена бурением на установленных локальных структурах (ловушках): Усть-Бирюкской — на юге и Мухтинской — на севере указанной зоны.

Усть-Бирюкская структура имеет линейно вытянутую складчатую форму, характеризуется блоковым строением. Состоит из трех блоков, пробуренные скважины расположены по одной в каждом из них, амплитуда складки превышает 125 м, линейные размеры — 6 × 30 км (см. рис. 2 А). На основе динамической интерпретации волновой картины сейсмических отражений выполнен качественный прогноз распространения коллекторов основных перспективных горизонтов, включая горизонты юряхской свиты (см. рис. 2 В). В региональном плане отмечается общее моноклинальное погружение основных отражающих горизонтов (ΙΙ, КВ) в направлении к центральной, наиболее прогнутой части Березовской впадины (рис. 3).

Незначительный градиент наклона свидетельствует о развитии обширной, пологой и достаточно ровной структурной поверхности вдоль территории моноклинального склона, имеющей северо-восточное простирание и осложненной в западном окончании пологой части серией линейных складчатых форм и разрывных дислокаций.

Скв. Бирюкская-646-2ПБ пробурена в своде Усть-Бирюкской структуры между двумя параметрическими скважинами 1 и 2. Начата и закончена бурением в 2015 г. при глубине забоя 3811 м (че-курдахская свита рифея), завершена испытанием в 2022 г.

В эксплуатационной колонне исследовано 4 объекта. Приток газа получен при испытании объекта 4 из отложений билирской и юряхской свит в интервале глубин 2226–2309 м.

Объект 1 (рифей, чекурдахская свита, интервал 3740–3789 м) показал себя как бесприточный. Температура на забое скважины 3789 м составляет 43 ^оС.

Объект 2 (рифей, алексеевская свита, интервал 3340–3380 м) охарактеризован как газовый с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллектора. При понижении уровня до 2300 м поступление газа из интервала перфорации составляло около 50 м³/сут. Газ метановый, с присутствием тяжелых УВ, суммарное содержание УВ-газов составляет свыше 72 %, азота — 25 %. Присутствуют углекислый газ, гелий и водород. Пластовое давление не определено, пластовая температура в кровле интервала достигает 32,2 ^оС.

Объект 3 (венд, телгеспитский горизонт, интервал 2846–2857м). Объект гидрогеологический с во-

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Рис. 3. Временной разрез Усть-Бирюкской структуры по сейсмопрофилю 14Б1018 (протяженность 48 км, временная шкала от 0 до 1,5 с)

Fig. 3. Time section of 14Б1018 seismic survey line across the Ust’-Biryuksky structure (length 48 km, time scale 0 to 1.5 s)

дорастворенным газом, газовый фактор — 0,5 м³/м³. Содержание метана в газе более 60 %, азота — около 37 %. Пластовая вода с минерализацией до 290 г/л, плотность - 1,17 г/см 3 , дебит при пониженном уровне 2100 м — 4 м³/сут. За весь период исследования извлечено свыше 20 м³ пластовой воды. Пленок нефти не отмечено. Температура — 25 ^оС, пластовое давление не определено.

Объект 4 (венд - кембрий, билирская, юрях-ская свиты, интервал 2226-2309 м) характеризуется газовым насыщением. При испытании в колонне получен приток газа. На шайбе 6 мм скважина работала на факел в режиме падающего дебита. Относительная стабилизация режимов наблюдалась при устьевых давлениях: Р _тр = 61,9–37,2 кг/см², Р _зтр = = 74,3–47,7 кг/см², Р _заб = 88,2-55,5 кгс/см², дебит газа составлял от 36,28 тыс. м³/сут до 19 т м³/сут, Т _заб = = 13,5 °С. Общая толщина работающего интервала до-стигает16 м. Пластовое давление, рассчитанное по кривой восстановления давления, равно 228 кг/см², температура на глубине 2225 м составляет 16,2 ^оС. Относительная плотность газа по воздуху — 0,6037. Содержание метана 92 %. Газоконденсатный фактор составляет 55,5 см³/м³, плотность конденсата — 0,708 г/см³, в составе притока присутствует вода (менее 1 м³/сут).

В скв. Бирюкская-646-2ПБ был выполнен необходимый комплекс промысловых исследований (рис. 4) по определению характера притока, регистрации работающих газовых интервалов, положения границ разделов фаз (газоводяной контакт).

Наиболее выразительные отрицательные термоаномалии, характерные для отдающих газовых пластов-коллекторов, отмечаются напротив интервалов 2226-2232, 2276-2282 м. Газоводяной контакт залежи юряхского горизонта по материалам ГИС, с учетом предварительных данных, находится на глубине 2287 м (абсолютная отметка –1837,5 м). В интервале 2282–2287 м газонасыщенность равна 66 %, нижележащий интервал 2293–2298 м (Ю-ΙΙ) имеет предположительно смешанное насыщение газ + вода, характеризуется как переходная прикон-тактная зона с газонасыщенностью 59 % по ГИС.

По материалам бурения поисковой скв. Бирюкская-646-2ПБ и новым данным сейсморазведочных работ МОГТ-2П предполагается открытие газоконденсатной залежи, предварительно установлены ее геометрические размеры и емкостные параметры. Газоносными, по данным прямого опробования, являются три продуктивных горизонта в интервале билирской и юряхской свит: осинский (О-ΙΙ) и юряхские (Ю-Ι; Ю-ΙΙ). Газовая залежь пластовая сводовая, приурочена к антиклинальной структуре линейно вытянутой формы, имеющей блоковое строение. Высота залежи более 100 м. Ловушка заполнена под замок. В качестве контролирующих элементов строения ловушки, кроме структурного, значение приобретают литологический и тектонический факторы, совместно определяющие геометрические размеры и границы контура газовой залежи в плане.

Энергетический потенциал газовой залежи, обусловленный значением пластового давления, можно считать высоким. Сопоставление замеров пластовых давлений в трех скважинах указывает на единство гидрогеологической системы. Блоки относительно друг друга не являются гидрогазодинамически разобщенными. Может присутствовать частичная изолированность, что сказывается на темпах восстановления давления в призабойной зоне поисковой скважины и проявляется в периоды остановки и накопления давления после возмущения, вызванного отбором газа из залежи.

Главной и определяющей особенностью промысловых исследований являются низкие фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов осинского и юряхского горизонтов, представленных трещиновато-кавернозными доломитами и известняками с пористостью до 12–14 %, и, как следствие, невысокие дебиты газа на начальном этапе освоения вне зависимости от создаваемой депрессии.

FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS

Рис. 4. ГИС-контроль работающих интервалов верхневенд-нижнекембрийского продуктивного комплекса, осинский - юряхский горизонты, скв. Бирюкская-646-2ПБ (интервал 2226–2309 м)

Fig. 4. Well log monitoring of producing intervals in the Upper Vendian - Lower Cambrian pay zone, Osinsky - Yuryakhsky horizons, Biryukskaya-646-2ПБ well (2226–2309 m interval)

РД_точки

НКТ

ИП № 1

25 % газ

ИП № 2

ИП № 3

МН

ВЧТ

СТД

58 % газ

ИП №

17 % газ + возм. вода

ИП № 5

ИП № 6

H , м

Результаты геофизических исследований и поискового бурения на Мухтинском участке недр в пределах северо-западного склона Алданской антеклизы

На Мухтинском лицензионном участке полевые сейсморазведочные работы МОГТ-2Э выполнялись сейсмопартиями ОАО «Якутскгеофизика» и ОАО «ВНИИГеофизика», отработано в общем объеме 1600 пог. км по равномерной взаимно перпендикулярной сети со стороной квадрата 4 × 4 км. Плотность покрытия сейсморазведочными профилями (456,2 пог. км) до начала поисково-оценочных работ составляла 0,14 км/км2. После проведения сейсморазведочных работ МОГТ-2Э, выполненных в 2012–2015 гг. (1600 пог. км), плотность покрытия лицензионного участка сейсморазведочными профилями составила 0,65 км/км2.

Площадь работ характеризуется сложным складчато-блоковым строением, здесь широко распространены зоны глубинных разломов, интруди-рованные дайками, северо-восточного и секущего северо-западного простираний, контролирующие блоки и выступы фундамента, временной интервал регистрируемых волновых отражений находится в пределах 0,2-1,4 с (рис. 5). Целевыми отражающими горизонтами в пределах площади работ являются А, II, КВ, R3, они прослежены практически повсеместно.

Волна А характеризуется как отражение от стратиграфической границы: кровля карбонатов олекминской свиты - подошва соленосных отложений чарской свиты.

Волна II формируется на контакте солей юре-гинской свиты с карбонатами билирской свиты; двухфазная, прослеживается по положительной фазе, ее видимый период 0,025 мс, в районах замещения соленосных отложений юрегинской свиты карбонатами теряет динамические признаки и постепенно затухает.

Волна КВ отождествляется с кровлей терригенных отложений венда - кровлей ботуобинской свиты, по мере выпадения ее из разреза — кровлей сералахской свиты. Двухфазная, видимый период 0,025-0,03 с, наблюдается изменение динамических признаков волны КВ по площади исследований, что можно связать с изменением мощности терригенных отложений или литологическими замещениями песчаников сералахской свиты глинистыми, карбонатными разностями.

Волна R3 приурочена к кровле чекурдахской свиты рифея, динамически не выдержана, интенсивность меняется ввиду значительного сокращения толщины свиты и контакта с вышележащими карбонатными, терригенно-карбонатными породами верхнего рифея — торгинской и алексеевской свит в зависимости от их литологии.

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Рис. 5. Временной разрез Мухтинской структуры по сейсмопрофилю 08-ТНГ-13 (протяженность 70 км, временная шкала от 0 до 2 с)

Fig. 5. Time section of 08-ТНГ-13 seismic survey line across the Mukhtinsky structure (length 70 km, time scale 0 to 2 s)

Рис. 6. Фрагмент структурной карты по подошве чарской свиты (Мухтинский лицензионный участок, ОГ А;

Мухтинская ловушка (месторождение), Джаджанская перспективная ловушка)

Fig. 6. Fragment of depth map over the Charsky Fm Bottom (Mukhtinsky License Area, A Reflector; Mukhtinsky trap (field), Dzhadzhansky lead)

Масштаб 1 : 400 000

0      4      8 км

Волна Ф отождествляется с кровлей кристаллического фундамента, на Мухтинском участке практически не прослеживается.

В региональном плане наблюдается общее погружение отражающих горизонтов на западе в сторону центральной (наиболее погруженной) части Березовской впадины и на северо-западе в направлении Вилюйской синеклизы, район Сарсанского прогиба, что отображается в виде обширного пологого моноклинального склона (северо-восточно- го простирания), осложненного рядом складчатых форм и разрывных дислокаций.

Проведенные сейсмические исследования позволили уточнить особенности региональной структурно-тектонической позиции территории лицензионного участка в целом, определить характеристики структур и потенциальных ловушек, установить основные элементы их строения как поисковых объектов.

FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS

Джаджанская структура. По материалам сейсморазведочных работ установлено, что параметрическая скв. Джаджанская-2610, в которой при испытании получены признаки наличия УВ в виде нефтяной пленки, пробурена не в оптимальных структурных условиях — на северо-западном погружении Джаджанской структуры. По новым построениям Джаджанская структура представляет собой вытянутую линейную складку с двумя приподнятыми участками, юго-восточное крыло которой осложнено тектоническим нарушением. Ловушка структурно-тектоническая, предположительно нефтяного насыщения, результаты испытания скв. Джаджанская-2610 характеризуют ее при-контактную зону (рис. 6).

Мухтинская структура. В результате проведения сейсморазведочных работ МОГТ-2П в объеме 1600 пог. км существенно уточнено строение Мух-тинской ловушки. Параметрическая скв. Мухтин-ская-2210, которая в 1985 г. закладывалась в своде Мухтинской структуры, оконтуренной по редкой сети профилей, по новым построениям оказалась в крыльевой части структуры, на северо-восточном периклинальном замыкании. Отчетные структурные построения по материалам сейсморазведочных работ были выполнены по основным горизонтам А, II, КВ, R 3 . В плане по отражающим горизонтам структура в направлении длинной оси складки имеет северо-восточное простирание, амплитуда превышает 400 м, юго-восточное крыло осложнено разрывным нарушением, северо-западное крыло имеет относительно спокойное моноклинальное погружение в направлении Сарсанского прогиба и Кемпендяйской впадины. По горизонту А линейные размеры в контуре замкнутой изолинии -1000 м составляют 10 х 25 км, площадь в границах лицензионного участка около 100 км² (см. рис. 6).

В 2015 г. в своде Мухтинской структуры, на северо-западе лицензионного участка, была заложена и пробурена поисковая скв. Мухтинская-647-1ПМ. В 2022 г. скважина завершена испытанием, по результатам которых обнаружена газовая залежь, подтверждена продуктивность отложений чарской свиты, а также установлена промышленная газоносность нижележащих горизонтов толбачанской свиты.

Скважиной вскрыты основные реперные отражающие границы на отметках, которые соответствовали принятым структурным построениям, что подтверждает достоверность сейсмической интерпретации и наличие благоприятных структурных условий для формирования залежей.

Продуктивные горизонты с проявлениями АВПД, установленные по материалам бурения скв. Мухтинская-2210, также нашли свое подтверждение в интервале чарской свиты, в скв. Мухтин-ская-647-1ПМ на глубинах 758-1053 м, и находятся на более высоких гипсометрических отметках. Здесь в процессе бурения наблюдались значительные по интенсивности газопроявления, которые с переменной периодичностью сопровождали про- цесс бурения до спуска промежуточной технической колонны (244,5 мм, 0–1541 м). Утяжеление бурового раствора до значений плотности 1,33– 1,36 г/см3 выполнялось с применением баритового реагента BaSO4. Общее календарное время с момента вскрытия отложений чарской свиты до перекрытия промежуточной технической колонной составило около 35 сут.

Испытание в колонне после завершения бурения скв. Мухтинская-647-1ПМ выполнено на двух объектах: объект 1 — толбочанская свита, интервал 1193–1206 м; объект 2 — чарская свита, интервал 883-944 м. В процессе исследования из этих двух интервалов были получены притоки газа и открыто Мухтинское газовое месторождение (рис. 7).

Результаты комплексной обработки и интерпретация всех имеющихся геолого-геофизических материалов глубокого бурения и сейсморазведочных работ позволили определить геометрию ловушки и составить геологическую модель газовой залежи чаро-толбочанского комплекса. Данные испытания поисковой скв. Мухтинская-647-1ПМ, в которой получен газ из интервала толбочанского горизонта до глубины 1206 м, подтверждают принятую ранее геологическую модель залежи в составе указанного комплекса, составленную с учетом материалов бурения параметрической скв. Мух-тинская-2210, и стали основой для оперативного подсчета запасов УВ нового месторождения.

Залежь пластово-массивная, интервал глубин залегания 800–1217 м (абсолютная отметка -500...-917 м), контур газоносности определен по положению газоводяного контакта на абсолютной отметке -917 м. Интервал газоносности составляет более 400 м, пластовое давление, замеренное в скв. Мухтинская-2210 на уровне отметки газоводяного контакта, составляет 146,2 кг/см2. Пластовая температура в залежи достигает 8 оС. Самые нижние газонасыщенные горизонты (два пласта) приурочены к интервалу толбочанской свиты (скв. Мух-тинская-647-1ПМ). В отложениях чарской свиты выделено пять основных горизонтов, вскрытых в скв. Мухтинская-647-1ПМ.

Отработка скважины на стационарных режимах приведена в таблице, где в сравнении представлены итоговые данные замеров дебитов и давлений при первоначальном освоении и после проведения соляно-кислотной обработки. При освоении скважины после соляно-кислотной обработки и очистки призабойной зоны от продуктов реакции получен промышленный приток газа, что показывает эффективность применения соляно-кислотных обработок для интенсификации для получения необходимых дебитов и подтверждает промышленную значимость чарской газовой залежи.

Природный газ чарского продуктивного горизонта является метановым. Содержание метана колеблется в пределах 93,29–94,13 %, этана — 2,82– 3,13 %, на долю остальных УВ приходится от 2,74

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Рис. 7. Геологический профильный разрез Мухтинского месторождения по линии скв. Мухтинская-647-1ПМ - скв. Мухтин-ская-2210, залежь чаро-толбочанского комплекса

Fig. 7. Geological section across the Mukhtinsky field along the line from Mukhtinskaya-647-1PM well to Mukhtinskaya-2210 well; accumulation in the Charo-Tolbochansky sequence

Мухтинский лицензионный участок

Скв. 647-1ПМ

Скв. 2210

Є 2 mt

Є 1-2 ič

Г – 43,6

902-932 м

УПУ -917 м чр-5

тб-2

2653(-2352,3) м

3302(-3112,6) м

-700

-750

-800

-850

-900

-950

-1000

-1050

-1100

-1150

-1200

-1250

Ичерская Є1-2ič

чр-2

чр-4

Б

1 — границы пластов; 2 — разрывные нарушения; пласт ( 3 , 4 ): 3 — газонасыщенный, 4 — водонасыщенный; 5 — неколлектор; 6 — предполагаемый условный подсчетный уровень; 7 — линия замещения; 8 — скважина; 9 — глубина по стволу скважины (абсолютная отметка); интервал ( 10 - 12 ): 10 — испытания в процессе бурения, 11 — перфорации при испытании в колонне, 12 — совместного испытания; 13 — дебит газа; 14 — диаметр диафрагмы, 15 — диаметр шайбы

1 — layer boundaries; 2 — faults; layer (3, 4): 3 — gas saturated, 4 — water saturated; 5 — non-reservoir; 6 — supposed position of initial fluid contact; 7 — reservoir limit; 8 — well; 9 — measured depth (MD); interval (10-12): 10 — openhole testing, 11 — perforations in cased hole testing, 12 — integrated testing; 13 — gas flowrate; 14 — orifice choke diameter; 15 — choke size до 3,89 %, азота 1,57–2,13 %. Содержание С5+высш. составляет от 0,05 до 0,08 %. Плотность газа при 20 °С и 760 мм рт. ст. изменяется от 0,7053 до 0,7138 кг/м3. Относительная плотность газа — 0,5854–0,5925. Наличие сероводорода в газе не отмечено, а содержание углекислого газа не превышает 0,1 %. Доля гелия в газе составляет от 0,114 до 0,172 %.

По новым данным, Бирюкская и Мухтинская ловушки могут представлять собой примеры однотипных по строению месторождений и залежей, расположенных в ЗНГН северо-западного склона Алданской антеклизы и ожидающих открытия. Ключевыми контролирующими факторами размещения залежей являются структурно-тектонические и литологические показатели. Наличие структурной ловушки в пределах установленной ЗНГН может стать первостепенным поисковым признаком для обнаружения газовых месторождений.

При низкой плотности сейсмопрофилей интерпретация геологического строения территории ра-

Таблица. Дебиты газа объекта 2 (скв. Мухтинская-647-1ПМ, интервал 883–944 м, горизонты чарской свиты) Table. Gas flowrates of Object 2 (Mukhtinskaya-647-1PM well, 883–944 m interval, the Charsky Fm horizons)

Режим Диаметр шайбы (ДИКТ) dш, мм р . тр, кг/см2 р . зтр, кг/см2 ДИКТа, кг/см2 Рзаб, кг/см2 Q, тыс. м3/сут Результаты первичных исследований после проведения перфорации интервала 883–994 м (апрель 2022 г.) 1 4 25,3 34 25,1 38,09 6,592 2 6 16,3 28,8 16,2 9,319 Результаты исследования после проведения интенсификации методом соляно-кислотной обработки (сентябрь 2022 г.) 1 2 91,5 91,1 91,4 5,899 2 4 70,3 72,4 70,2 75 19,692 3 6 50,5 52,6 50,4 61 29,722 4 8 36,9 38,7 37,6 37,576 5 10 27,9 31,2 27,8 43,637 нее не имела необходимой детальной основы, выявленные и подготовленные структуры объективно отсутствовали.

Факты получения притоков газа из чарской и толбочанской свит в скв. Мухтинская-647-1ПМ, из отложений билирской и юряхской свит в скв. Бирюкская-646-2ПБ прямо указывают на значительный и прежде не раскрытый потенциал нефтегазоносного района и ЗНГН, приуроченной к моноклинальному склону северо-западной части Алданской антеклизы.

Обоснование выделения зоны, представленное выше, хорошо согласуется с главными признаками, сформулированными в [6]. Первый признак — зона нефтегазонакопления — это группа месторождений нефти и газа. Второй — наличие однотипных ловушек, в которых уже открыты месторождения и могут находиться новые залежи нефти и газа. Третий — это общий структурный или литологический контур территории, внутри которого размещены месторождения. Четвертый — к этому контуру направлены миграционные потоки УВ. Достоверность определяемой зоны основана на фактах открытия газовых залежей.

Заключение

• 1.    По материалам бурения поисковых скважин и новым данным сейсморазведочных работ МОГТ-2D уточнены представления о характере потенциальной нефтегазоносности отложений кембрия, венда и рифея Северо-Алданской НГО, выявлена перспективная ЗНГН, представленная серией локальных антиклинальных структур, которые протягиваются вдоль границы Березовской впадины и северо-западного склона Алданской антеклизы. Открыт новый нефтегазоносный район с доказанной промышленной газоносностью.

• 2.    В составе кембрийского НГК при испытании поисковой скв. Мухтинская-647-1ПМ открыто Мух-

• тинское газовое месторождение. Широкое распространение солей в интервале данного комплекса отложений обеспечивает необходимые условия для экранирования пластовых залежей, которые образуют значительные по высоте скопления массивного характера в пределах всей толщи отложений.

• 3.    В интервале венда - кембрия перспективными являются отложения осинского и юряхского горизонтов, залегающие под соленосной покрышкой юрегинской свиты. Притоки газа получены в скв. Бирюкская-646-2ПБ. Пласты-коллекторы характеризуются неоднородными фильтрационно-емкостными свойствами, пористость по данным ГИС изменяется от 9 до 14 %, при этом билирская свита более уплотнена, а коллекторские свойства юряхского горизонта относительно выше.

• 4.    В отложениях венда перспективы связаны с телгеспитским горизонтом. Слагающие его карбонатные разности непосредственно в скв. Бирюкская-646-2ПБ в интервале 2846-2857 м (абсолютная отметка –2396...–2407 м) имеют достаточно высокие коллекторские свойства. Содержание водорастворенного УВ-газа в пластовой воде косвенно указывает на то, что газовая залежь может находиться в непосредственной близости, скважина расположена в законтурной части ловушки.

• 5.    Сохраняют и получают дополнительную аргументацию представления о значительных перспективах и возможности обнаружения промышленных залежей газа (нефти?) в рифейских отложениях (алексеевская свита). Газонасыщенный интервал 3340–3380 м алексеевской свиты (скв. Бирюкская-646-2ПБ) имеет весьма низкие фильтрационно-емкостные свойства, но в толще пород содержатся УВ-газы. Все эти данные могут свидетельствовать о значительной роли вертикальной миграции УВ в пределах северо-западного склона Алданской антеклизы и масштабном развитии современных миграционных процессов,

• 6.    Перспективы нефтегазоносности также следует связывать и с горизонтами чекурдахской свиты рифея, которые образуют структуры приле-

  гания к выступам фундамента. На временном разрезе, пересекающем Мухтинскую ловушку с запада на восток, отчетливо прослеживается «литологический клин», примыкающий к структурному выступу фундамента, при глубине залегания 2800–3000 м [7]. Аналоги ловушек такого типа и связанных залежей можно наблюдать в пределах Верхневилючан-ского месторождения (вилючанский горизонт).

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

обусловливающих весьма широкий стратиграфический диапазон установленных нефтегазопро-явлений и промышленных скоплений, которые указывают на повсеместный характер нефтегазоносности разреза.