Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Газоконденсатное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Открытие
Год открытия: 2004
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 73.92 км²
Берямбинское газоконденсатное месторождение
Берямбинское газоконденсатное месторождение открыто в 2004 г. скв. Берямбинская-1, в процессе испытания которой из карбонатных отложений нижнебельской подсвиты был получен приток газа дебитом 973,5 тыс м3/сут (рис. 1).
Рис.1. Модель строения Берямбинского газоконденсатного месторождения
1 — изогипсы; км; 2 — скважина и ее номер; 3 — разрывные нарушения: а — в кровле тэтэрской свиты, b — в нижележащих горизонтах; 4 — линия геологического разреза; 5 — интрузия; месторождения (6, 7): 6 — газовые, 7 — газоконденсатные; 8 — условный газоводяной контакт; 9 — тип испытания: а — в открытом стволе, b — в колонне; 10 — насыщение пласта: а — газом, b — газоконденсатом, c — водой, d — приток не получен
Последующее изучение позволило выделить в продуктивном интервале четыре газоносных пласта: А-V-1, А-V-2, А-V-3, А-V-4. Пласты состоят из переслаивания известняков и доломитов с примесью ангидритов, солей, глин. Макро- и микроскопическое изучение керна показало, что в купольной части и на крыльях складки состав и строение пород газоносного горизонта существенно различаются. В купольной части это пористые строматолитовые доломиты, на крыльях — плотные тонкозернистые, засолоненные доломиты. Надежным флюидоупором для них служат галогенно-карбонатные отложения верхнебельской подсвиты. Между собой пласты изолированы 3–5 м слоями каменной соли или сульфатов. Залежи по типу пластовые сводовые, с элементами тектонического контроля. Для всех пластов залежи вскрыты только в двух скважинах — Берямбинская-1 и 1-бис.
Залежь пласта А-V-1. Общая толщина пласта А-V-1 на Берямбинской площади изменяется от 34,1 (скв. 201) до 46,6 м (скв. 1-бис.). Эффективная толщина по данным ГИС варьирует от 0,5 до 3,6 м. В большинстве случаев открытая пористость пород не превышает 1–2 %, в отдельных образцах достигает 3–5 %. Широко развита трещиноватость пород, обеспечивающая пустотное пространство. При испытании объединенного интервала А-V-1–А-V-2 получен приток газа дебитом 65 тыс. м3/сут, конденсата — 5,4 м3/сут, пластовой воды — 2,68 м3/сут. Условный газоводяной контакт принят на отметке −896,2 м по подошве последнего газонасыщенного коллектора.
Залежь пласта А-V-2. Общая толщина пласта изменяется от 32,4 (скв. 201) до 40,5 м (скв. 203). Значения открытой пористости варьируют в более широких пределах, чем в предыдущем пласте и составляют чаще 1–5 %, в отдельных случаях — 5–10 %. Условный газоводяной контакт по результатам испытаний и интерпретации данных ГИС принят по подошве пласта А-V-2 на отметке −940,9 м.
Объединенная залежь в пластах А-V-3, А-V-4. Между пластами отсутствует надежный флюидоупор, их разделяет маломощный слой сульфатно-карбонатных пород, подверженных трещиноватости. Общая толщина пластов изменяется от 66 (скв. 201) до 98,7 м (скв. 203). Открытая пористость составляет 1–5%, в отдельных случаях — 5–10 %. Условный газоводяной контакт по результатам испытаний и интерпретации данных ГИС принят на отметке −1005 м. Первый подсчет запасов выполнен в 2004 г. В процессе доразведки месторождения подсчетный план был скорректирован в 2016 г. в сторону сокращения размера залежей. Из категории средних месторождение перешло в категорию мелких.
Источник: Структурно-тектоническая характеристика и модели строения залежей углеводородов Ангарской зоны складок. Е.Н. Кузнецова, И.А. Губин. 2025
Следующее Месторождение: Северо-Кумертауское