Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Изучение неоднородности продуктивного горизонта Т1-III и ее влияние на геолого-промысловые характеристики залежи

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Изучение неоднородности продуктивного горизонта Т1-III и ее влияние на геолого-промысловые характеристики залежи"

На правах рукописи

С4к

СИВЦЕВ АЛЕКСЕЙ ИВАНОВИЧ

ИЗУЧЕНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА Trill и ЕЕ ВЛИЯНИЕ НА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЗАЛЕЖИ (НА ПРИМЕРЕ СРЕДНЕВИЛЮЙСКОГО ГКМ)

25 00.12 - ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

- 8 ДЕК 2011

005004817 Якутск-2011

005004817

Работа выполнена в Учреждении Российской академии наук Институте проблем нефти и газа СО РАН

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, член-корр. РАН, председатель президиума Якутского научного центра СО РАН, Сафронов Александр Федотович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор

кафедры геологии месторождений нефти и газа

Тюменского государственного нефтегазового университета Попов Иван Павлович

кандидат геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией геологии нефти и газа мезозоя Института нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука СО РАН, Казаненков Валерий Александрович

Ведущая организация: Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС), г Новосибирск

Защита диссертации состоится 26 декабря 2011 года в 16™ часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.05 при Тюменском Государственном Нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625 ООО, г. Тюмень, Володарского, 56, Институт геологии и нефтегазодобычи, ауд. 113.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625 039, г.Тюмень, ул. Мельникайте, 72

Отзывы, заверенные печатью учреждения в 2-х экземплярах, просим направлять по адресу: 625 ООО, г. Тюмень, Володарского, 56, ученому секретарю диссертационного совета. Факс: 8 (3452) 46-30-10, e-mail: t_v_semenova@list.ru

Автореферат разослан 24 ноября 2011 года

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Т.В. Семенова

Введение

Объект исследования: продуктивный горизонт ТгШ нижнего триаса Средневилюйского газоконденсатного месторождения (ГКМ), расположенного в пределах Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы Сибирской платформы.

Актуальность работы. Повышение эффективности разработки месторождений нефти и газа является одной из приоритетных задач народного хозяйства Эффективность производства в нефтегазовой отрасли зависит от большого числа факторов, среди которых определяющее значение имеет построение и принятие адекватной к природной геологической модели месторождения (залежи) с целью создания соответствующей рациональной системы разработки.

Полувековой опыт разработки газоконденсатных месторождений в Республике Саха (Якутия), показывает невысокий коэффициент газоогдачи и неподтверждаемость начальных запасов по выработанным месторождениям. По мере поступления геолого-геофизических и промысловых данных, становилось ясно, что продуктивные горизонты данных месторождений имеют сложное неоднородное строение и неравномерное распределение филырационно-емкосгных свойств пород-коллекторов по площади и разрезу.

В настоящее время сырьевой базой для газоснабжения центральных районов Республики Саха (Якутия) и города Якутска служат Мастахское и Средневилюйское ГКМ. При этом Масгахское месторождение находится в завершающей стадии разработки и эксплуатируется малыми объемами для нивелирования пиковых объемов добычи из Средневилюйского ГКМ в зимнее время.

Таким образом, основная нагрузка по обеспечению газом центрального региона республики ложится на Средневилюйское месторождение, где основным по запасам и основным объектом разработки является залежь ТГШ в одноименном продуктивном горизонте (90% всех запасов).

Актуальность темы исследования заключается в уточнении модели строения продуктивного горизонта ТГШ, учет ее влияния на распределении основных геолого-промысловых характеристик по залежи для повышения эффективности добычи природного газа на месторождении и подготовке рекомендаций по оптимизации систем разработки для всей Вилюйской нефтегазоносной области.

Цель работы - выявить особенности геологической неоднородности продуктивного горизонта Тг1П Средневилюйского ГКМ и оценить их влияние на основные геолого-промысловые характеристики залежи.

Научная задача: изучить геологическую неоднородность продуктивного горизонта путем восстановления условий формирования продуктивного горизонта на основе литолого-пстрографических исследований и фациальной интерпретации материалов ГИС и выявить ее влияние на основные геолого-промысловые характеристики залежи ТГШ.

Фактический материал и методы исследования: основой для исследований

послужили собранные, систематизированные и переингерпретированные автором геолого-геофизические и промысловые данные, предоставленные ОАО «ЯТЭК»: керновый материал по 5 скважинам; петрографические шлифы в количесгае 180 ипук; стандартные каротажные диаграммы ГИС масштаба 1:200 и 1:500 по 46 скважинам; промысловые характеристики залежи Ti-Ш.

Лиюлопо-петрографические исследования проводились путем макроописания кернового материала и изучения образцов в прозрачных шлифах. Фациальная интерпретация разрезов скважин осуществлялась путем приспособления для изучаемого объекта электрометрических моделей фаций для терригенных коллекторов, предложенных Ч.Э.Б. Конибирем, ДА. Бушем, B.C. Муромцевым, P.C. Рояк, Т.И Гуровой, JI.C. Черновой, В.Б. Белозеровым и другими исследователями. Газогидродинамическая модель продуктивного горизонта построена на основе решения задачи о неустановившемся притоке флюидов к укрупненной скважине при эксплуатации ее с переменным во времени дебитом. Расчет удельных дренируемых объемов эксплуатационных скважин осуществлялся по уравнению материального баланса. Фильтрационная модель газовой залежи рассчитывалась усовершенствованной автором методикой на основе элементов тренд-анализа и уравнения Козени - Кармана для коллекторов, не содержащих свободной пластовой воды.

Защищаемые положения:

1) выявлено, что таганджинская свита, к которой приурочен продуктивный горизонт Тг Ш, сформировалась в прибрежно-морских условиях и сложена трангрессивно-регрессивными песчаными телами линзовидно-полосчатого строения;

2) установлено, что залежь пласта TrIII работает в газовом режиме, не проявляя активного водонапорного режима, как было принято в проекте разработки;

3) обоснованы геологические факторы контроля зон улучшенных коллекторов обуславливающие основные геолого-промысловые характеристики залежи ТГШ.

Научная новизна и личный вклад. Впервые, на основе сопоставления результатов литолого-петрографических исследований и фациальной интерпретации материалов ГИС установлен прибрежно-морской генезис тагацджинской свиты нижнего триаса в Вилюйской синеклизе и показана адекватность принятой модели к природному в пределах Средневилюйского ПСМ. Газогидродинамическими исследованиями автора выявлено отсутствие активной упруговодонапорной системы в нижнетриасовом продуктивном горизонте в пределах Средневшпойской структуры. Впервые локально подтвержден тезис об отсутствии активной упруговодонапорной системы в зоне влияния криолигозоны в Вшпойской синеклизе.

Практическая значимость результатов. Выявленная в процессе исследования геологическая модель продуктивного горизонта и обусловленные ею закономерности распределения основных геолого-промысловых характеристик залежи ТГШ, отсутствие активной водонапорной системы в залежи могут быть использованы при дальнейшей разработке Средневилюйского ГКМ.

Апробация работы. Результаты выполненной работы обсуждались на конференциях молодых ученых ОАО «ЯТЭК» (Якутск, 2005, 2006), на республиканских конференциях: «I Молодежная конференция по наукам о Земле» (Якутск, 2002), «Эрэл» (Якутск, 2007), «Пути решения актуальных проблем добычи и переработки полезных ископаемых» (Якутск, 2003). Региональной научно-практической конференции «Проблемы геологии и разведки недр Северо-востока России», (Якутск, 2011). Всероссийских конференциях: «TV Лаврентьевские чтения» (Якутск, 2002), «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2008). Международной научно-практической конференции «Цитологические и геохимические методы изучения нефтегазоносных отложений» (Санкт-Петербург, 2008). Десятой уральской молодежной научной школе по геофизике (Пермь, 2009). В десятом Всероссийском совещании «Энергосбережение, энергоэффективность и энергетическая безопасность регионов России» (Томск, 2009). Автор принимал участие в выполнении отчетов по хоздоговорным работам с ОАО «Якутгазпром» (н.в. ОАО «ЯТЭК»),

Основные результаты исследований опубликованы в 16 статьях, в том числе 7 статей журналах «Наука и образование», «Наука производству» и «Нефтегазовое дело», рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, трех глав и заключения. Содержит 146 страниц машинописного текста, 36 рисунков и 6 таблиц. Библиография включает 159 источников.

Благодарности. В процессе работы над защищаемой работой автор пользовался консультациями, советами и обсуждал вопросы литологии, осадконакопления и геофизических методов разведки и поиска нефтегазовых месторождений с чл.-корр РАН, ВА. Каширцевым, чл.-корр РАН, В.А. Конгоровичем, д.г.-м.н. В.Г. Берзиным, д.т.н. Э.А. Бондаревым, д.г.-м.н. К.Е. Колодезниковым, Д.Г.-М.Н. К.И. Микуленко, д.г.-м.н. B.C. Ситниковым, д.г.-м.н. Г.С. Фрадкиным, к.г.-м.н. H.H. Алексеевым, к.г.-м.н. A.B. Бубновым, к.г.-м.н. НЕ. Москвигиным, KX.-M.H. И.Ш. Сювдюковым, A.B. Погодаевым. Всем автор выражает искреннюю признательность.

Особую благодарность автор выражает научному руководителю член-корр. РАН А.Ф. Сафронову.

Глава L Геологическое строение и иефтсгазоносность Средневилюйского ГКМ

В первой главе изложена геолош-геофизическая изученность, приведены описание стратиграфии и тектонического строения, особенности нефтегазоносности и гидрогеологических условий Средневшпойского газоковденсагаого месторождения.

Разрез осадочных отложений в пределах Средневилюйской струюуры изучен бурением до глубины 6519 м (скв. №27). Вскрытая его часть снизу-вверх представлена верхнепалеозойскими, мезозойскими и четвертичными отложениями. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке, осложняющей западную часть Хапчагайскош мегавала, расположенной в пределах Вилюйской

синеклизы Сибирской платформы. Промышленные притоки газа с конденсатом получены из пермских, триасовых и юрских отложений в интервале глубин от 2950 до 950 м.

В разрезе выделяются верхнепермский, нижнетриасовый, среднетриасовый, нижнеюрский и среднеюрско-меловой газопздродинамические комплексы, которые разделены региональными флюцдоупорами, представленными соответивенно неджелинской, мономской и сунгарской свитами преимущественно глинистого состава. Характер пластовых вод застойный, что обусловливает хорошую сохранность газовых залежей и установившееся положение газо-водяных контактов (ТВ К).

Распределение пластовых давлений по разрезу месторождения — от аномально высоких в верхнепермских отложениях и нормальных гидростатических в нижнем триасе до аномально низких в верхней части разреза (верхняя юра, нижний мел).

Залежь продуктивного горизонта Т,-Ш находится в интервале глубин 2430-2590 м. Дебиты газа для большинства скважин достигают 300-500 тыс. м3/сут. Значительное уменьшение дебигов (до 50-100 тыс. м3/сут при максимальных депрессиях) отмечается в юго-восточной части залежи ТГШ, в зоне ухудшения коллекторов. Залежь ТГШ является пластовой, сводовой, с краевыми предельно газонасыщенными водами хлоркальциевого состава, начальные запасы оцениваются в 104 млрд. м3 природного газа.

Глава П. Геологическая модель строения продуктивного горизонта ТГШ Во второй главе рассмотрены понятие неоднородности и методы ее изучения, сделан обзор палеогеографических представлений о районе исследований, проведены литолого-петрографический анализ и фациальная интерпретация материалов ГНС для выявления геологической неоднородности продуктивного горизонта ТГШ.

2.1. Неоднородность и методы ее изучения Ретроспективно рассмотрены представления о геологической неоднородности пластов и их взаимосвязи с фациальными условиями различных исследователей, таких как, Н.М. Страхов (1948), Е.И. Семин (1962), КС. Шгггский (1965), Ю.В. Желтев (1969), Г.Ф. Крашенников (1971), В.В. Стасенков (1972), В.Е. Хаин (1973), ЛМ. Сургучев (1977), Т.И. Гурова, Л.С. Чернова (1988), А.Н.Дмитриевский (2002), В.Б. Белозеров (2008) и др. Обоснованы оптимальные для целей и задач настоящей работы определения и методы их изучения

2.2. Условия формирования продуктивного горизонта ТГШ Северо-восток Азии является областью наиболее полного и крайне широкого развития триасовых отложений Евразии. В этих бассейнах, располагавшихся тогда в полярных широтах, осадконакопление имело исключительно терригенный и терригенно-вулканогенный характер в условиях относительно высоких платформ и изобилии островов и мелководий. Осадконакопление в пределах Сибирского кратона происходило в прибрежно-морских и морских условиях. Объект исследований в раннетриасовое время располагался на западном побережье обширного палеозалива, занимавшего всю территорию современной Вилюйской синеклизы и открывавшегося в сторону пассивной континентальной окраины.

И.И. Тучков (1973) представлял, что осадки тагавджинской свшы в пределах Вигпойской сшеклизы формировались в условиях прибрежной, аллювиально-дельтовой равнины, которая, по его мнению, на юге и на севере окаймлялась невысокими нагорьями и холмами. Климат в рассматриваемом регионе раннетриаоовое время представляется сравнительно умеренным.

Рояк P.C. и Чернова Л.С (1978), многие годы занимавшиеся изучением верхнепалеозойских и мезозойских отложений Вилюйской синеклизы, считают, что палеоречная система, заложенная в пермское время в пределах Хапчагайского мегавала, в ряде случаев в раннем триасе сохранила свое направление. При этом на западной части мегавала, т.е. в пределах Средневилюйской структуры, отложения тагавджинской свшы Рояк P.C. и Чернова JI.C. относят к осадкам флювиальных фаций постепенно переходящих в подводную часть дельтовой равнины.

Автор, исходя из морфологии электрометрических характеристик разреза скважин в пределах продуктивного горизонта Т,-Ш пришел к выводу о прибрежно-морском генезисе отложений тагавджинской свиты. Для флювиальных фаций должно наблюдаться уменьшение зернистости пород снизу вверх по разрезу при некотором увеличении в них алевритовой и глинистой составляющих. В изученной же части разреза тагавджинской свиты, в пределах Средневилюйского ГКМ, свойственно постепенное увеличение зернистости снизу вверх и сокращение глинисто-алевритовых составляющих в верхней части разреза сайты.

23. .Цитологическая характеристика продуктивного горизонта Ti-Ш

Разрез тагавджинской свиты в пределах изученной площади сложен зеленоватыми мелко- среднезернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с редкими прослоями аргиллитов. По петрографическому составу обломочной части песчаники тагавджинской свиты соответствуют на классификационной диаграмме ВД. Шутова полям собственно граувакк, граувакковых аркозов и мезомикгово-кварцевых песчаников. Сортировка средняя. Цемент глинистый, глинисто-хлоритовый (10-15%) и карбонатный (до 15%). Последний, как правило, развит в отдельных участках породы, в виде характерных известковистых стяжений разнообразной формы. Редко в песчаниках встречаются обломки (различной степени окатанности) алевролитов и аргиллитов.

В своде изучаемой структуры отмечается увеличение числа прослоев брекчий, увеличение зернистости песчаника и уменьшение связующего материала при общем сокращении мощности свит. Коэффициент песчанисгости разреза в северо-западной и северной части месторождения составляет 60%, в сводовой - 80% и резко уменьшается (20%) в юго-восточной части месторождения.

Литолого-петрографический анализ позволяег отнести отложения тагавджинской свигы вулканогенно-осадочному типу. При этом вулканогенный материал присутствует в подчиненном количестве. Так, по А.Н. Дмшриевскому (2002) тагацджинская свита относится вулканогенно-терригенному генотипу и по литотипу относится среднезернистым и мелкозернистым граувакково-аркозовым песчаникам.

Для выяснения особенностей гидродинамики среды осадконакопления автором по данным гранулометрического анализа образцов в шлифах из скважин № 81, 63, 10, 43, 48. построены кумулятивные кривые и диаграмма Р. Пассега. Характер кумулятивных кривых имеет крутой габитус, преобладающая часть зерен располагаются на оси абсцисс, на отметке от 0,1-0,25, которые по Г.С. Вишеру (1969) относятся к популяциям осадков салтации, т.е. пляжным осадкам в условиях активных приливно-отливных течений. По классификации A.A. Ханина (1967), наблюдаемая гранулометрическая размерность коллекторов соответствует улучшенным коллекторам III-IV класса.

На диаграмме Пассега преобладающая часть определений попадает в зону осадков перекатывания (до 78 %) и осадков перекатывания с небольшим количеством взвесей.(14%). Незначительные определения относятся отложениям взвесей с небольшим количеством осадков перекатывания.

Для уточнения особенностей распространения песчаных и глинистых разностей продуктивного горизонта в плане, построены карты относительной песчанистости, эффективной и общей толщин. На рис.1, для наглядности представлены упрощенные и совмещенные варианты карт относительной песчанистости и эффективной толщины

ЕЕ^З2 ШШШЗ3 С^ЕЗ4 С1Ю5 И^Ш6 СГ^Ш7 Е1Е39

Рис.1. Карта относительной песчанист ости и эффективной толщины продуктивного горизонта 1,-01 Условные обозначения: 1 - изолинии эффективных толщин, в м, 2 - изолинии начального ГВК, в абс, м, 3 -величина относительной песчанистости, 4 - номера скважин, скважины: 5 - поисковые, 6 -разведочные, 7 - наблюдательные, 8 - эксплуатационные, 9 - достоверно установленное разрывное нарушение.

На основе анализа карт сделан вывод, о том, что коллекторы залежи ТГШ представляют собой часть системы прибрежных песчаных тел (баров), оси которых простираются с юго-запада на северо-восток. Линейные зоны уменьшения эффективной и общей толщин, ориентированные перпендикулярно оси простирания песчаных тел, соответствуют «пришивным каналам» по Ч.Э.Б. Конибиру (1979). Их продолжением являются приливные

дельты, которые расположены в глубоководной части. Согласно ХА. Бернарду (1959) «приливные дельты» могут быть распространены как на обращенных к морю, так и к заливу, сторонах приливных проток, которые пересекают или разделяют барьерные острова, бары и ад» (стр.223).

Привносимый тонкий материал со стороны суши отлагался в этих «дельтах», что наблюдается в виде ритмичного переслаивания пород разного гранулометрического состава в разрезах скважин в районе «приливных дельт». Увеличение доли в разрезе тонкого обломочного материала в юго-восточной части изучаемой плошади по сравнению со сводовой и северо-западной ее частями позволяет предположить, что глубоководная часть палеобассейна находилась на юго-востоке.

2А. Фациальная интерпретация материалов ГНС

В результате анализа морфологии каротажных кривых ПС и ИК, с использованием диагностических признаков прибрежно-морских фаций, выделены следующие характерные интервалы отложений продуктивного горизонта ТГЩ с определенной фациальной принадлежностью:

Первый тип отложений на каротажных кривых ПС характеризуется отрицательными воронкообразными аномалиями. Кривые подошвенных линий постепенно и волнообразно выходят за линию нуля ПС показывая тенденцию перехода зернистости слагающих их песчаных образований от более тонкой в нижней части, до более грубой в верхней части разреза. Выявленные тенденции изменения размерности зерен по диагностическим признакам характерны для фаций вдолъбереговых регрессивных баров.

Второй тип отложений на каротажных кривых ПС представляется отрицательными колоколоообразными аномалиями. Кровельные линии постепенным наклоном мелкими пилками выходят за линии нуля ПС характеризуя тенденцию перехода зернистости слагающих их песчаных образований от грубой в нижней части, до более тонкой в верхней части разреза. Данная тенденция изменения размерности зерен характерна для фаций вдольбереговых трансгрессивных баров.

Третий тип отложений на каротажных кривых ПС выделяется положительными аномалиями небольшой толщины с плавными переходами вниз и вверх по разрезу. В основном они встречаются в конце трансгрессивного и в начале регрессивного этапов осадконакопления и отличаются невыдержанностью по латерали и имеют глинистый состав. Характерные кривые ПС приурочены к фациям лагун с накоплением глинистых отложений.

Четвертый тип отложений на каротажных кривых ПС представлен значительными положительными аномалиями с резкими прямыми переходами вниз и вверх по разрезу. Приурочены преимущественно в конце регрессивного этапа осадконакопления и встречаются только юго-восточной половине изучаемой территории. Данные глинистые породы, по всей видимости, представляют фации открытого моря.

Исходя из обозначенных фаций были построены корреляционные разрезы по скважинам.

В качестве результирующего итога фациальной интерпретации материалов ГИС представлена блок-диаграмма (см. рис.2.).

Фации вдольбсрсшвых трансгрессивных баров Фации вдольбсреговых регрессивных баров Предбаровые фации лагун Забаровыс фации открытого моря

Скв. 15 | Номера скважин

Рис. 2. Блок-диаграмма продуктивного горизонта ТГШ

Анализ построенных разрезов и блок-диаграммы позволяет утверждать следующее: Продуктивный горизонт ТУШ сложен прибрежно-морскими отложениями, которые накапливались в регрессивно-трансгрессивных условиях осацконакопления. По всей видимости, территория Хапчагайского мегавала, и в частности, Средневилюйской структуры в таганджинское время находилась в прибрежно-морской зоне палеобассейна, с относительно высокой гидродинамической активностью. При этом береговая линия протягивалась с юго-запада на северо-восток, морской палеобассейн простирался юго-восточнее территории исследования.

Наибольшие масштабы седиментации песчаных осадков наблюдаются в пределах изучаемого района при переходе от регрессивного режима к трансгрессивному, что обусловило формирование наиболее «мощных» депоцентров эффективных толщин. Именно к зонам распространения данных отложений приурочены максимальные дебиты эксплуатационных скважин. Вероятно, вдольбереговые трансгрессивно-регрессивные бары кулисообразно протягивались в направлении центральным частям бассейна, но большая часть их была, по-ввдимому, переотложена в мономский трансгрессивный период.

В результате рассмотрения условий формирования и особенностей распределения улучшенных коллекторов продуктивного горизонта ТГШ, литолого-петрографического анализа и фациальной интерпретации материалов ГИС разрезов скважин сформулировано первое защищаемое положение: Выявлено, что таганджинская свита, к которой

приурочен продуктивный горизонт ТГП1, сформировалась в прибрежно-морских условиях и сложена трангрессивно-регрессивными песчаными телами лиюовидно-полосчатого строения

Глава Ш. Геологическая модель продуктивного горизонта Т,-Ш и ее влияние на геолого-промысловые характеристики залежи

В настоящей главе приводится анализ режима разработки залежи ТГШ, рассматриваются основные геолого-промысловые характеристики залежи Т,-Ш и их особенности распределения в зависимости от установленной геологической модели продуктивного горизонта ТГШ.

3.1. Анализ режима разработки залежи Т]-Ш

Для приближенной оценки адекватности принятой модели реальному природному объекту сделан анализ динамики пластовых давлений как функции отборов газа по залежи Тг Ш и расчета продвижения воды в залежь за 20-летний период эксплуатации залежи. Результаты расчетов в графическом виде приведены на рис.3.

В основу расчетов положено решение задачи о неустановившемся притоке воды к укрупненной скважине при эксплуатации ее с переменным во времени дебитом, предложенное Ю.П. Коротаевьш (1981).

Дм расчетов использовались заданная зависимость изменения во времени отбора газа <2=в(0 и геолого-промысловые данные залежи ТГШ.

Как видно, из рис.3, поведение фактического средневзвешенного пластового давления не позволяет указывать на присутствие активного водонапорного режима.

' I е 7

м О а

1.2:2977,5

1,0:

77.0,

0,8

76,5- 27

0,6

75,510.2

25i

78.01 о, ________

0 12 3 ~ 4 5 ~ Г "У —В 9 15 11 tí 13 14" TÍ

Накопленный отбор, млрд.м5

ЩИ1 ЕЗ2 ЕЁ> ЕЕЗ4

Рис. 3. Показатели разработки продуктивного горизонта Т,-Ш.

Условные обозначения: 1 - зависимости падения пластового давления дня фактического -Рпл^акт. (а), расчетного водонапорного - Ршизд. (б) и газового - Рщьгаз (в) режимов, в МПа с учетом коэффициента сверхсжимаемосш, 2 - расчетное поступление воды в залежь, QB.HaK., в млн.м1 3 -годовой отбор газа - Qrofl, в млрд.м3,4 - динамика изменения содержания конденсата в продукте - 8коид в тонн на миллион м . '

Резкое увеличение фактического средневзвешенного пластового давления в интервале 1,1 млрд.м3 обусловлено принятием геологической службой ОАО «Якуггазпром» новой расширенной модели дренирования залежи. Как показывают расчеты при добыче 15 млрд. м3 природного газа, в залежь Тг1П должно было поступить порядка 6,0 млн. м3 воды. Результаты расчетов не дают основания оценивать режим работы залежи в анализируемом периоде как активный водонапорный, он ближе к некоторому смешанному режиму, при котором сохраняется газовый режим и происходит своеобразное всасывание краевых вод гидрофильными коллекторами не возмещающие потерю давления пласта.

Газовый режим подтверждается также динамикой содержания конденсата в добываемом продукте, которое в период интенсивного роста добычи газа ощутимо снижается. При интенсивных отборах без компенсации снижения пластового давления пластовыми водами, часть конденсата остается в пласте в коллекторах с пониженными ФЕС, и в залежи работают только участки с улучшенными коллекторами.

Были также построены графики годовых отборов и фактического падения давления связанные с накопленной добычей, среднесуточные дебеты и количества скважин. Из анализа построенных кривых, можно сделать вывод о том, что в анализируемый период достигнута стабилизация отборов и отсутствует проявление признаков падающей добычи. Кажущееся падение годовых отборов из залежи Ti-Ш обусловлено переходом к щадящему режиму эксплуатации залежи, т.е. введением в разработку вышележащих продуктивных горизонтов Tiff и ТУП6.

Исходя из анализа режима разработки сформулировано второе защищаемое положение: Установлено, что залежь пласта TrIII работает в газовом режиме, не проявляя активного водонапорного режима, как было принято в проекте разработки.

32. Удельные дренируемые объемы продуктивного горизонта ТГШ

По уравнению материального баланса рассчитаны удельные объемы дренирования скважин основных эксплуатационных скважин и графически приведены на рис. 4. в ввде правильных цилиндров с высотами равных эффективной толщине продуктивного горизонта.

Основанием применения уравнения материального баланса для расчета удельных дренируемых объемов стало допущение (наличие) двух факторов: 1 - непрерывность рассматриваемого интервала добычи по скважинам; 2 - газовый режим работы залежи. Анализ удельных радиусов дренирования и динамика падения давления от накопленного отбора для ряда эксплуатационных скважин позволяет утверждать о дренировании этими скважинами, как минимум двух относительно разобщенных объемов продуктивного горизонта Ti-Ш.

Также рассчитаны показатели продукшвносги эксплуатационных скважин путем деления дебитов на депрессии приведенные на метр эффективной толщины продуктивного горизонта вскрываемой скважиной. Полученные величины четко фиксируют расположение максимальных удельных радиусов в юго-западной и северо-западной части залежи.

Рис. 4. Удельные радиусы дренирования основных эксплуатационных скважин

Анализ удельных дренируемых объемов и продуктивности эксплуатационных скважин отображают адекватность принятой геологической модели продуктивного горизонта ТГШ и ее контроль промысловых характеристик залежи ТГШ.

3.3 Фильтрационная характеристика залежи ТГШ

Построена фильтрационная модель газонасыщенной части залежи ТГШ по усовершенствованной методике основанной на элементах тренд-анализа и уравнения Козени-Кармана для коллекторов не содержащих свободной пластовой воды. В качестве совершенствования методики в алгоритм расчета были введены некоторые изменения. Рассматривалась поверхность, отражающая изменение не коэффициента абсолютной проницаемости, а коэффициента фазовой проницаемости при условии неподвижности остаточной воды в порах. Другим изменением явилось замена коэффициента остаточной водонасыщенносгги геофизическим параметром насыщения.

На рисунке 5 продемонстрирована построенная фильтрационная модель в виде карты эффективных проницаемосгей продуктивного горизонта Т,-Ш. Полученная фильтрационная модель также демонстрирует адекватность принятой геологической модели.

Для оценки поведения водонапорной системы и прогноза возможных путей внедрения законтурных вод в залежь горизонта Т,-Ш на основе анализа фильтрационно-емкосгных характеристик пласта в законтурной области и его продуктивной части построены карты средневзвешенной открытой пористости и «открытости» (открытая порисгосгьхэффекгивная толщина). Анализ построенных карг и особенностей внутреннего строения продуктивного горизонта Т,-Ш позволил дифференцированно оценить участки вероятного «языкового» заводнения залежи ТГШ.

|" а |1 [~ПЙГ|2 |—2№-)З

Рис.5. Карта эффективной проницаемости продуктивного горизонта Т,-Ш

Условные обозначения: 1 - изопроиы, 2 - расположение и номера скважин, 3 - изолинии начального ГВК

Наиболее ослабленным участком с высокой вероятностью заводнения выделяется северовосточное направление, где прогнозируются пласты с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Также существует угроза заводнения с северо-западного направления, где установлена повышенная песчанистость продуктивного горизонта Другие направления ввиду увеличенной глинистости и наличия сброса рассматриваются как маловероятные.

Сопоставление установленной геологической модели с построенными картами относительной песчанистости, общих и эффективных толщин, удельных радиусов дренирования, продуктивности, эффективной проницаемости и «открытости» позволяет сформулировать третье защищаемое положение: Обоснованы геологические факторы контроля зон улучшенных коллекторов обуславливающие основные геолого-промысловые характеристики залежи Т,-Ш.

Заюночение

Из изложенных выше основных результатов работы следует:

1. На основе рассмотрения условий формирования, литолого-петрографического анализа и фациальной интерпретации материалов ГИС установлено: продуктивный горизонт ТГШ, в пределах Средневшпойской структуры представлен прибрежно-морскими отложениями и сложен трансгрессивно-регрессивных песчаными телами

Модель продуктивного горизонта принята линзовидно-полосчатой. В его объеме выделены чегыре фации отложений: 1 - вдольбереговых регрессивных баров; 2 -вдольбереговых трансгрессивных баров; 3 - лагунных осадков; 4 - открытого моря. Определены особенности распределения выделенных фаций по плану и разрезу продуктивного горизонта

2. Проведенный анализ режима разработки залежи ТГШ показал, что залежь работает

преимущественно в газовом режиме. Сделан вывод, что проявление газового режима работы залежи ТГШ обусловлено как особенностью геологического строения продуктивного горизонта ТГШ, так и относительной застойностью подошвенных и краевых вод за счет наличия криолигозоны, изолирующей подземные гидросистемы от поверхностных областей питания.

3. Расчет удельных дренирующих объемов и сопоставление падения давления от накопленного отбора основных эксплуатационных скважин отображают принятую геологическую модель продуктивного горизонта Т,-Ш. Расчетами установлено, что в продуктивном горизонте Т,-Ш существуют два относительно изолированные друг от друга дренируемых объема. Относительная изолированность дренирования различных участков продуктивного горизонта обусловлена геологической неоднородностью. Построенная фильтрационная модель отображает распределение в плане зон улучшенных коллекторов продуктивного горизонта ТГШ. Анализ карт средневзвешенной открытой пористости водонасыщенной и газонасыщенной частям залежи ТГШ, карты «открытости», а также расчетные коэффициенты продуктивности эксплуатационных скважин позволили выявить два потенциальных участка «языкового» заводнения.

4. Сопоставление основных геолого-промысловых характеристик залежи ТГШ с установленной геологической моделью подтвердило адекватность последней и ее контролирующий фактор.

Результаты диссертационной работы практически решили поставленную научную задачу. В ходе работы показана эффективность использования геофизических методов для моделирования строения сложнопосгроенных продуктивных горизонтов. Результаты настоящей работы могут быть методологически использованы для исследований всей группы месторождений Вилюйской нефтегазоносной области.

Основные публикации по теме диссертационной работы: Публикации в изданиях рекомендованные ВАК РФ

1. Сафронов А.Ф., Сивцев А.И. Газогадродинамическая модель Средневилюйского ГКМ по данным промышленной эксплуатации // Наука и образование. -1999. - №2(14). С.76-84

2. Бубнов A.B., Сивцев А.И. Газогидродинамические процессы при эксплуатации Средневилюйского ГКМ // Наука и образование. - 2000. -№3(19) с.33-41.

3. Сивцев А.И. Внутреннее строение продуктивного горизонта Т,-Ш Средневшпойского ГКМ// Наукаи образование. -2002 №3. с.104-107.

4. Сивцев А.И. Сафронов А.Ф., Бубнов А.В Методика определения эффективной проницаемости для горизонта ТГШ Средневилюйского ГКМ// Наука производству №8. Москва 2003. с. 58-71

5. Сивцев АЛ. Причины низкой эффективности разработки Толон-Мастахской ГКМ // Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2008. http://vww.ogbus.ru/authors /Sivtzev/Sivtzev_l.pdf. - с.20.

6. Сивцев А.И. Потенциальные зоны заводнения залежи ТГШ Средневилюйского газоковденсатнош месторождения// Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2009. ЬарУ/ш\уш.о£Ы8.ги/аи1Ьок/51У1геу/31У1гсу_2.р(1Г. - с.Ю.

7. Сивцев АЛ Электрометрическое моделирование продуктивного горизонта Т,-Ш Средневилюйского ГКМ// Наука и образование. -2009 №1. с.61-65.

Прочие публикации

8. Сивцев А.И. Прогнозирование дебитов скважин по падеофациальной модели осадконакопления на примере горизонта ТГШ Средневилюйского ГКМ,VI Лаврентьевские чтения, г. Якутск. 2002 г. с.75-76.

9. Сивцев АЛ Внутренняя неоднородность продуктивного горизонта ТГШ Средневилюйского ГКМ. I Молодежная конференция по наукам о Земле, г. Якутск. 2002 г. с.50-57

10. Сивцев АЛ Палеогццродинамические условия формирования продуктивного горизонта ТУШ Средневилюйского ГКМ. Материалы республиканской научно-практической конференции «Пути решения актуальных проблем добычи и переработки полезных ископаемых», г. Якутск. 2003. с. 47-50

11. Сивцев АЛ, Попов В.В. Возможности прогнозирования дебитов скважин по палеофациальной модели осадконакопления на примере горизонта ТУШ Средневилюйского ГКМ. Материалы молодежной научно-технической конференции ОАО «Якутгазпром», 2006 с.26-29.

12. Сивцев А.И. Электрометрических методы ГИС при моделировании внутреннего строения продуктивного горизонта ТГШ. Материалы конференции молодых ученых и специалистов «ЭРЭЛ-2007», 2007. с.124-130

13. Сивцев А.И., Мироне! ко В.Ю. Возможности петрофизического моделирования нефтегазовых объектов на примере продуктивного горизонта ТГП1 Средневилюйского ГКМ // сб. мат. Международной научно-пракгаческой конференции «Цитологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносносги» г. СПб., 2008. с. 546-551.

14. Сивцев АЛ Возможности фациального прогнозирования дебитов скважин на примере Средневилюйского ГКМ// Тезисы докладов 17-ой научной конференции «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента», г. Сыктывкар, 2008. с. 121122.

15. Сивцев АЛ Фаииальная интерпретация материалов ГИС: возможности и неоднозначности// сб. науч. маг. Десятой уральской молодежной научной школы по геофизике, г. Пермь: Горный институт УрО РАН, 2009, с. 195-200.

16. Сивцев АЛ, Александров А.Р. Энергетическая безопасность Центрального района Республики Саха (Якугия)///«Энергосбережение, энергоэффекшвность и энергетическая безопасность регионов России»: Материалы X Всероссийского совещания - Томск, Изд-во ТМДЦ «Технопарк». -18-20 ноября 2009. - Томск ТМДЦ «Технопарк». - 2009. - с.4246.

Подписано в печать 11.11.2011. Формат 60x84/16. Гарнитура «Тайме». Печать офсетная. Печл. 1,00. Уч.-изд. 2,02. Тираж 100 экз. Заказ 654. ООО «РИМ», 677018, г.Якутск, ул. Аммосова, 8/1 А, оф. 3

Отпечатано в типографии ООО «РИМ»

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Сивцев, Алексей Иванович, Якутск

61 12-4/45

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА

На правах рукописи

Сивцев Алексей Иванович

ИЗУЧЕНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА Т^Ш И ЕЕ ВЛИЯНИЕ НА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЗАЛЕЖИ (НА ПРИМЕРЕ СРЕДНЕВИЛЮЙСКОГО ГКМ)

25.00.12 - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»

Научный руководитель: член-корр. РАН

Сафронов А.Ф.

диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Якутск-2011

СОДЕРЖАНИЕ

ГЛАВА I. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕВИЛЮЙСКОГО ГКМ.................................................8

1.1. Краткий очерк геолого-геофизической изученности..........................................8

1.2. Стратиграфия...................................................................................................................13

1.3. Тектоника.........................................................................................................................27

1.4. Нефтегазоносность.......................................................................................................34

1.5. Гидрогеологические условия....................................................................................41

ГЛАВА II. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА Ti-III.......................................................................................................................48

2.1. Геологическая неоднородность и методы её изучения....................................48

2.2. Условия формирования продуктивного горизонта Ti-III..................................54

2.3. Литологическая характеристика продуктивного горизонта Ti-III...............59

2.4. Фациальная интерпретация материалов ГИС......................................................73

ГЛАВА III. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА ТГШ И ЕЕ ВЛИЯНИЕ НА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЗАЛЕЖИ.....90

3.1. Анализ режима разработки залежи Ti-III................................................................91

3.2. Удельные дренируемые объемы продуктивного горизонта Ti-III................103

3.3. Фильтрационная характеристика залежи Ti-III.................................................Ill

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...........................................................................................................................128

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ:............................................................130

Введение

Объект исследования: продуктивный горизонт ТУШ нижнего триаса Средневилюйского газоконденсатного месторождения (ГКМ), расположенного в пределах Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы Сибирской платформы.

Актуальность работы. Повышение эффективности разработки месторождений нефти и газа является одной из приоритетных задач народного хозяйства. Эффективность производства в нефтегазовой отрасли зависит от большого числа факторов, среди которых определяющее значение имеет построение и принятие адекватной природной геологической модели месторождения (залежи) с целью создания соответствующей рациональной системы разработки.

Полувековой опыт разработки газоконденсатных месторождений в Республике Саха (Якутия) показывает сравнительно невысокий коэффициент газоотдачи относительно аналогичных месторождений других регионов и неподтверждаемость начальных запасов.

В процессе разработки месторождений по мере поступления новых геолого-геофизических и промысловых данных изменялись и представления о геологическом строении этих месторождений. Становилось ясно, что продуктивные горизонты данных месторождений имеют более сложное внутреннее геологическое строение и неравномерное распределение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по площади и разрезу.

В настоящее время сырьевой базой для газоснабжения центральных районов Республики Саха (Якутия) и города Якутска служат Мастахское и Средневилюйское ГКМ, расположенные в западной части Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы. При этом Мастахское месторождение находится в завершающей стадии разработки и эксплуатируется в незначительных объемах для нивелирования пиковых объемов добычи из Средневилюйского ГКМ в зимнее время.

Таким образом, основная нагрузка по обеспечению газом центрального региона республики ложится на Средневилюйское месторождение (в 2010 г., к

о

примеру, на этом месторождении было добыто 1450,4 млн.м , а на Мастахском

л

-100 млн. м ), которое состоит из нескольких залежей на различных этажах нефтегазоносности верхнепалеозойско-мезозойского разреза, где, в свою очередь, основным по запасам и основным объектом разработки является залежь TrIII в одноименном продуктивном горизонте.

Актуальность темы исследования заключается в уточнении модели строения продуктивного горизонта Ti-III, учет ее влияния на распределение основных геолого-промысловых характеристик по залежи для повышения эффективности добычи природного газа на месторождении и подготовке рекомендаций по оптимизации разработки для всей Вилюйской нефтегазоносной области.

Цель работы - выявить особенности геологической неоднородности продуктивного горизонта TrIII Средневилюйского ГКМ и оценить их влияние на основные геолого-промысловые характеристики залежи..

Научная задача: изучить геологическую неоднородность продуктивного горизонта при помощи восстановления условий формирования продуктивного горизонта на основе литолого-петрографических исследований и фациальной интерпретации материалов ГИС и выявить ее влияние на основные геолого-промысловые характеристики залежи Ti-III.

Фактический материал и методы исследования: основой для исследований послужили собранные, систематизированные и переинтерпретированные автором геолого-геофизические и промысловые данные предоставленные ОАО «Якутгазпром»:

- керновый материал по 5 скважинам;

- петрографические шлифы в количестве 180 штук;

- стандартные каротажные диаграммы ГИС масштаба 1:200 и 1:500 по 46 скважинам;

- промысловые характеристики залежи ТрШ.

Литолого-петрографические исследования проводились путем макроописания кернового материала и изучения прозрачных шлифов. При описании шлифов изучался минералогический состав обломочной части, гранулометрия и степень сортировки обломочного материала. Фациальная интерпретация разрезов скважин осуществлялась на основе материалов ГИС с помощью приспособления для изучаемого объекта электрометрических моделей фаций для терригенных коллекторов, предложенных Ч.Э.Б. Конибирем, Д. Бушем, B.C. Муромцевым, P.C. Рояк, Т.И Гуровой, Л.С. Черновой и другими исследователями. Газогидродинамическая модель продуктивного горизонта построена на основе приближенного решения задачи о неустановившемся притоке флюидов к укрупненной скважине при эксплуатации ее с переменным во времени дебитом. Расчет удельных дренируемых объемов эксплуатационных скважин осуществлялся по уравнению материального баланса. Фильтрационная модель газовой залежи рассчитывалась усовершенствованной автором методикой на основе элементов тренд-анализа и уравнения Козени - Кармана для коллекторов, не содержащих свободной пластовой воды.

Защищаемые положения:

1) выявлено, что таганджинская свита, к которой приурочен продуктивный горизонт Ti-III, сформировалась в прибрежно-морских условиях и сложена трангрессивно-регрессивными песчаными телами линзовидно-полосчатого строения;

2) установлено, что залежь пласта ТУШ работает в газовом режиме, не проявляя активного водонапорного режима, как было принято в проекте разработки;

3) обоснованы геологические факторы контроля зон улучшенных коллекторов, обуславливающие основные геолого-промысловые характеристики залежи Ti-III.

Научная новизна и личный вклад. Впервые, на основе сопоставления результатов литолого-петрографических исследований и фациальной

интерпретации материалов ГИС, предложен прибрежно-морской генезис таганджинской свиты нижнего триаса в Вилюйской синеклизе и показана адекватность принятой модели природному в пределах Средневилюйского ГКМ. Газогидродинамическими исследованиями автора зафиксировано отсутствие активной упруговодонапорной системы в нижнетриасовом продуктивном горизонте в пределах Средневилюйской структуры. Впервые локально подтвержден тезис об отсутствии активной упруговодонапорной системы в зоне влияния криолитозоны в Вилюйской синеклизе.

Практическая значимость результатов. Выявленная в процессе исследования геологическая модель продуктивного горизонта и обусловленные ею закономерности распределения основных геолого-промысловых характеристик залежи ТУШ, отсутствие активной водонапорной системы в залежи могут быть использованы при разработке Средневилюйского ГКМ.

Апробация работы. Результаты выполненной работы обсуждались на конференциях молодых ученых ОАО «Якутгазпром» (Якутск, 2005, 2006), на республиканских конференциях: «I Молодежная конференция по наукам о Земле» (Якутск, 2002), «Эрэл» (Якутск, 2007), «Пути решения актуальных проблем добычи и переработки полезных ископаемых» (Якутск, 2003). Региональной научно-практической конференции «Проблемы геологии и разведки недр Северо-востока России», (Якутск, 2011). Докладывались на Всероссийских конференциях: «IV Лаврентьевские чтения» (Якутск, 2002), «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2008). На Международной научно-практической конференции «Цитологические и геохимические методы изучения нефтегазоносных отложений» (Санкт-Петербург, 2008). На X уральской молодежной научной школе по геофизике (Пермь, 2009). На десятом Всероссийском совещании «Энергосбережение, энергоэффективность и энергетическая безопасность регионов России» (Томск, 2009). Автор принимал участие в выполнении отчетов по хоздоговорным работам с ОАО «Якутгазпром».

Основные результаты исследований опубликованы в рекомендованных ВАК журналах «Наука и образование», «Наука производству» и «Нефтегазовое дело».

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, трех глав и заключения. Содержит 147 страниц машинописного текста, 36 рисунков и 6 таблиц. Библиография включает 159 источников.

Благодарности. В процессе работы над защищаемой работой автор пользовался консультациями, советами и обсуждал вопросы литологии, осадконакопления и геофизических методов разведки и поиска нефтегазовых месторождений с чл.-корр. РАН, В.А. Каширцевым, чл.-корр. РАН, В.А. Конторовичем, д.г.-м.н. В.Г. Берзиным, д.т.н. Э.А. Бондаревым, д.г.-м.н. К.Е. Колодезниковым, д.г.-м.н. К.И. Микуленко, д.г.-м.н. B.C. Ситниковым, д.г.-м.н. Г.С. Фрадкиным, к.г.-м.н. H.H. Алексеевым, к.г.-м.н. A.B. Бубновым, к.г.-м.н. И.Е. Москвитиным, к.г.-м.н. И.Ш. Сюндюковым, A.B. Погодаевым. Всем автор выражает искреннюю признательность.

Особую благодарность автор выражает научному руководителю член-корр. РАН А.Ф. Сафронову.

Глава I. Особенности геологического строения и нефтегазоносности

Средневилюйского ГКМ

1.1. Краткий очерк геолого-геофизической изученности

Географически Средневилюйское газоконденсатное месторождение находится в среднем течении р. Вилюй в 80 км восточнее от г. Вилюйск (см. рис.1.1.).

Рис. 1.1. Обзорная схема структурно-тектонического расположения Средневилюйского ГКМ. Условные обозначения: 1 - границы нефтегазоносной провинции. 2 - границы нефтегазоносной области, 3 - границы над порядковых структур, 4 - границы валов, поднятий, впадин, 5 - структуры, выведенные из бурения, 6 - газоконденсатные месторождения, 7 - газопровод.

I - Логлорский вал, П - Линденская впадина, III - Хапчагайский мегавал, IV -Тангнарынская впадина, У - Лунхинско-Келинская впадина, VI - Якутское поднятие, VII - Кемпендяйская впадина, VDI - Арбайско-Синский вал.

Систематическое геологическое изучение территории Вилюйской синеклизы начиналось в 50-х годах. Так, в 1952 году группой якутских геологов Г.В. Бархатым, А.К. Бобровым, H.A. Игнатченко, А.Е. Киселевым и др., был составлен пятилетний план нефтепоисковых работ, в котором к одному из наиболее перспективных регионов была отнесена Вилюйская синеклиза.

В 1950-58 гг. производится геологическая съемка масштаба 1:1000000 С.М. Фузеевым (1951), А.П. Беловой, Б.П. Высоцким (1952), В.В. Колпаковым, (1954). В результате была составлена геологическая карта листа Р-51, на которую попадает и площадь Средневилюйского газоконденсатного месторождения.

Структура последнего на этой карте не получила отражения, т.к. площадь сплошь покрыта четвертичными образованиями.

В 1951-52 гг. в районе г. Вилюйска были проведены сейсморазведочные работы MOB и КМПВ. В итоге было установлено, что отражающие горизонты испытывают подъем от г. Вилюйска к востоку, т.е. в сторону Средневилюйского месторождения.

В 1951-54 гг. в районе города Вилюйска была пробурена опорная скважина, которая на глубине 2988 м не вышла из отложений средней юры. Ю.Д. Горшенин (1956) по материалам бурения скважины установил литолого-стратиграфическую однотипность разрезов юры и мела Вилюйской синеклизы и Предверхоянского краевого прогиба.

В 1953-57 гг. большая часть Вилюйской синеклизы, в том числе и район месторождения, были покрыты аэромагнитной съемкой масштаба 1:1000000 (Блюменцвайг, 1957) и масштаба 1:200000 (Иванюков, 1958). В результате этих работ в районе г. Вилюйска была выделена положительная аномалия изометрической формы.

В это время основной объем нефтегазопоисковых работ был сосредоточен еще в Предверхоянском прогибе.

Здесь глубоким бурением осваивались Сангарская, Китчанская, Олойская, Бергеинская, Усть-Вилюйская и Собо-Хаинская структуры. В результате на двух последних были открыты газоконденсатные месторождения. В это время на Вилюйской синеклизе работы носили все еще региональный характер и только в начале 60-х годов здесь начинается сосредотачиваться основной объем нефтегазопоисковых работ.

В период 1953-62 гг. территория, включающая и площадь

Средневилюйского месторождения, была покрыта гравиметрической съемкой масштаба 1:500000, 1:200000 (Хохоев, 1957) и масштаба 1:100000 (Ганшкевич, 1956, Биркган, 1958).

На основании полученных материалов была выявлена Хапчагайская слабовыраженная положительная аномальная зона, осложненная локальными максимумами силы тяжести, в том числе и Средневилюйская. Предполагалось, что эта крупная аномалия связана с поднятием в фундаменте и осадочном чехле, а локальные максимумы соответствуют структурам III и IV порядков. В дальнейшем это было подтверждено сейсморазведочными работами (MOB), проводимыми Хапчагайской геофизической экспедицией ЯТГУ. Этими работами были выявлены Нижневилюйская, Бадаранская, Неджелинская, Толонская и другие структуры, осложняющие Хапчагайское поднятие.

Так, в 1960-61 гг. в междуречье Вилюя и Тангнары проводились сейсмические работы MOB с целью рекогносцированного глубинного изучения площади (Жабрев, 1961). В результате, кроме всего прочего, был отмечен резкий подъем отражающих горизонтов в сторону р. Вилюй, «связанный, по-видимому, с существованием Средневилюйской структуры».

В 1961-62 гг., когда эти работы были продолжены (Жабрев, 1962), была выявлена крупная структура субширотного простирания, названная Средневилюйской. Было предложено проведение глубокого поискового бурения с целью выяснения нефтегазонасыщенности площади. Размеры структуры в пределах замкнутой изолинии - 3150 м (по горизонту III) 20-27 км, амплитуда 400 м. Также было отмечено совпадение данных гравиметрии и сейсморазведки.

В 1962 г. на Средневилюйской площади была проведена съемка методом теллурических токов - МТТ масштаба 1:200000. По данным МТТ здесь выявлена брахиантиклинальная складка.

В 1962-63 гг. на Средневилюйской площади проводятся детальные сейсморазведочные работы с целью доразведки структуры и уточнения положения свода. В результате проведенных исследований структура была

и

оконтурена по двум условным сейсмическим горизонтам III и I (Думнов, 1963; Жабрев, Сидоренко, 1962). Структурные схемы, построенные по этим горизонтам, отличались друг от друга лишь в деталях.

В 1960-64 гг. по линии г. Вилюйск - пос. Хатырык-Хомо было пробурено 9 структурных скважин глубиной около 1000 м каждая. В задачи бурения этих скважин входили изучение геологического строения, выявленного геофизическими методами Хапчагайского поднятия и поиски локальных структур, благоприятных для скопления нефти и газа. В результате буровых работ было подтверждено наличие антиклинального перегиба на Средневилюйской площади, а также получены первые сведения о разрезе меловых и верхнеюрских отложений. Непосредственно на Средневилюйской площади были пробурены три скважины профиля: К-2, К-3, К-4.

Глубокое поисково-разведочное бурение на Средневилюйской площади было начато в 1963 году на основании материалов полудетальной сейсмической съемки (Жабрев, 1961-62 гг.). Бурение проводила Северо-Якутская нефтеразведочная экспедиция (СЯНРЭ) Якутского территориального геологического управления. Геологический проект на глубокое разведочное бурение был составлен отделом нефти и газа ЯТГУ и утвержден 27 августа 1962 г. в Главгеологии РСФСР С.И. Щербаковым. Технический проект на бурение первых разведочных скважин № 1, 2, 3 был составлен в СЯНРЭ и утвержден С.И. Щербаковым 11 июня 1963 г.

В 1964 г. поисковой скважиной № 3 при опробовании интер