Месторождение: Северо-Талаканское (ID: 38870)

Свойства

Класс Месторождения:

Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное

Местоположение:

Местность: Болото

Стадия разработки: Доразведка

Год открытия: 2007

Источник информации: Росгеолфонд

Метод открытия:

Площадь: 530.41 км²

Описание

Северо-Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение

В административном отношении Северо-Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории  Ленского района Республики Саха (Якутия) на двух лицензионных участках: Северо-Талаканском и Центрального блока Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения. Ближайшие населенные пункты – пос. Витим и г. Ленск, расположенные соответственно в 120 км к юго-востоку и в 260 км к востоку от месторождения.

В физико-географическом отношении месторождение располагается в пределах провинции Приленское и Лено-Алданское таежные пластовые плато физико-географической страны Средняя Сибирь.

В пределах Северо-Талаканского месторождения находятся месторождения общераспространенных полезных ископаемых (песок), используемые ОАО «Сургутнефтегаз» для обеспечения собственных потребностей в строительных материалах.

Рис.1. Границы территорий с особым правовым режимом на
Северо-Талаканском месторождении

Ближайшие особо охраняемые природные территории находятся на значительном расстоянии от месторождения (рис. 2):

1. Государственный природный заказник «Хамра» (190 км к востоку);

2. Государственный природный заказник «Пилька» (210 км к юго-востоку);

3. Зона покоя муниципального значения «Люксини» (40 км к юго-западу);

4. Зона покоя муниципального значения «Хотого» (200 км к северо-востоку).

В пределах Северо-Талаканского месторождения находятся месторождения общераспространенных полезных ископаемых (песок), используемые ОАО «Сургутнефтегаз» для обеспечения собственных потребностей в строительных материалах.

Рис.2. Особо охраняемые природные территории в районе Северо-Талаканского месторождения

Литолого-стратиграфическая характеристика района

В геологическом строении района Талаканского месторождения принимают участие образования кристаллического фундамента архей-протерозойского возраста, рифейские, вендские, кембрийские, юрские, четвертичные отложения осадочного чехла, а также магматические породы триаса. На Северо-Талаканской площади рифейские  и магматические породы триаса отсутствуют.

Основную роль в строении осадочного чехла играют терригенно-карбонатные отложения венда и галогенно-карбонатные образования кембрия (граф.прил. 2.1).

Протерозойская группа (PR)

Нижний протерозой (PR_I)

Образования нижнего протерозоя слагают верхние горизонты кристаллического фундамента Непско-Ботуобинской антеклизы, в сводовой части которой расположено Талаканское поднятие. Они представлены слабо метаморфизованными породами. На Непско-Пеледуйском своде представлены: хлоритовыми сланцами (скв. №871 Таранская), тремолитовыми сланцами (скв. №919 Талаканская), а также актинолитовыми сланцами (скв. №2313 Монулахская), первично представлявшие собой вулканиты основного состава, хлорит-биотитовыми сланцами (толщина вскрытой части –39 м) (скв. №827 Талаканская). На собственно Северо-Талаканском месторождении верхняя часть фундамента сложена парагнейсами (преимущественно по песчаникам и гравелитам), реже гранитом. Возраст его определен К-Аr методом на образцах из скважин Чаяндинского и Среднеботуобинского месторождений.

Поверхность кристаллического фундамента связывается с отражающим сейсмическим горизонтом «Ф».

Стратиграфия осадочного чехла Северо-Талаканского месторождения даётся нами согласно с утверждёнными 27 января 1988г. Межведомственным стратиграфическим комитетом СССР стратиграфическими схемами верхнепротерозойских и кембрийских отложений внутренних районов Сибирской платформы /2.1/. В качестве региональных стратиграфических подразделений в схемах приняты региональные стратиграфические горизонты комплексного обоснования. По схеме фациального районирования вендских и нерасчленённых верхневендско-нижнекембрийских отложений внутренних районов Сибирской платформы площадь Северо-Талаканского месторождения входит в состав Пеледуйской зоны Сюгджеро-Непского фациального района. Интервалы глубин залегания стратиграфических подразделений этой фациальной зоны даны по скв. №530-1П Северо-Талаканской площади.

В качестве региональных стратиграфических подразделений в схеме верхнепротерозойских отложений внутренних районов Сибирской платформы в составе венда выделены следующие региональные стратиграфические горизонты комплексного обоснования (снизу вверх): непский, тирский и даниловский. Верхний подгоризонт последнего (юряхский) объединяет нерасчленённый комплекс пород венд-кембрийского возраста.

Верхний протерозой (PR₂)

Рифей

Конгломератовая толща (R)

Толща составлена пудинговыми конгломератами красновато-коричневыми с пятнами зеленоватого цвета. Конгломераты представляют собой породу, состоящую из обломочного материала гравийной, галечной и, редко, валунной размерности, «плавающей» в песчаном материале, сцементированном глинистым веществом. Мощность толщи изменяется от 0 до 370 м.

Вскрыта в ряде разрезов скважин изучаемого района, в их числе в скважине № 363-2 Верхне-Пеледуйского месторождения, в скважине №804 Центрального блока Талаканского месторождения.

Конгломератовая толща на Северо-Талаканском месторождении отсутствует. 

Отложения рифея осадочного чехла Сибирской платформы, несогласно залегающие на породах фундамента или конгломератовой толще рифейского возраста,  выделяются как образования «верхов рифея».

Верхи рифея (R)

Отложения верхов рифея на территории Сибирской плаформы присутствуют не повсеместно. На территории Пеледуйской фациальной зоны эти отложения представлены образованиями нижнеталаканской подсвиты. На территории Северо-Талаканского месторождения эти отложения отсутствуют.

Венд (V)

Отложения низов венда внутренних районов Сибирской платформы не объединяются каким-либо региональным стратиграфическим горизонтом. В Пеледуйской фациальной зоне здесь выделяются верхнеталаканская подсвита и хоронохская свита. На Северо-Талаканском месторождении отложения этих свит отсутствуют и на породах кристаллического фундамента залегают образования непского стратиграфического горизонта.

Непский горизонт

В составе непского горизонта выделяются снизу вверх талахская и паршинская свиты.

Талахская свита (Vtlh)

На породах фундамента, формированиях верхнеталаканской подсвиты и хоронохской свиты несогласно залегают породы талахской свиты. Они представлены алевролитами, глинистыми песчаниками, песчаниками пестроцветными, с прослоями аргиллитов. В основании залегают гравелиты, песчаники гравелитистые, мелкогалечные конгломераты. Интервал залегания – 1613.8-1655.5 м, толщина – 41.7 м.

Паршинская свита (Vpr)

Вверх по разрезу венда отложения талахской свиты со стратиграфическим перерывом сменяются образованиями паршинской свиты. Нижняя её подсвита (Vpr₁) представлена аргиллитами и алевролитами серыми и тёмно-серыми. Интервал залегания составил 1532-1613.8 м, толщина – 81.8 м.

Верхнепаршинская подсвита (Vpr₂) представлена мергелями доломитовыми, аргиллитами, доломитами глинистыми, песчаниками, алевролитами серыми и темно-серыми. Песчаники составляют нижнюю её часть и слагают хамакинский продуктивный горизонт. Интервал залегания подсвиты составил 1476-1532 м. Толщина – 56 м.

Тирский горизонт

Тирский горизонт Пеледуйской фациальной зоны представлен отложениями бюкской свиты.

Бюкская свита (Vbuk)

Отложения бюкской свиты с несогласием залегают на образованиях паршинской свиты и на изучаемой площади представлены формированиями нижней и верхней подсвиты.

Нижняя подсвита (Vbuk₁) представлена песчаниками кварцевыми, серыми с прослоями алевролитов. Толщина подсвиты по площади пеледуйской фациальной зоны изменяется в пределах 0-15 м.

Верхняя подсвита бюкской свиты (Vbuk₂) сложена доломитами, ангидритодоломитами, мергелями доломитовыми серыми, в нижней её части - прослои песчаников. Толщина в пределах Пеледуйской фациальной зоны достигает 101 м.

В разрезе скв. №530-1П Северо-Талаканской площади отложения бюкской свиты залегают в интервале 1458.6-1476 м.

Даниловский горизонт

Отложения этого горизонта с несогласием залегают на образованиях тирского горизонта. В составе даниловского горизонта выделяются нижний (успунская свита), средний (кудулахская свита) и верхний-юряхский (юряхская свита) подгоризонты.

Успунская свита (Vus)

Свита представлена доломитами глинистыми, мергелями доломитовыми, аргиллитами, доломитами серыми, в основании свиты – доломиты, песчаники. Интервал глубин залегания – 1368.6-1458.6 м. Толщина – 90 м.

Кудулахская свита(Vkd)

Свита сложена доломитами, доломитами глинистыми, ангидритистыми, серыми с прослоями мергелей доломитовых, аргиллитов. Интервал глубин залегания по скважине №530-1П определен на глубине 1291.8-1368.6 м. Толщина – 76.8 м.

Венд (V)-нижний кембрий (Є1)
Юряхская свита (V-Є₁jh)

Свита выделяется в составе нерасчленённых отложений венда-нижнего кембрия юряхского подгоризонта. Она расчленяется на две подсвиты. Нижняя подсвита (V-Є₁jh₁) сложена известняками серыми с прослоями глинистых доломитов. Интервал глубин залегания 1271.8-1291.8 м. Толщина – 20 м.

Верхняя подсвита (V-Є₂jh₂) представлена доломитами, доломитами известковистыми, доломитами глинистыми серыми, с прослоями мергелей доломитовых и аргиллитов. Интервал глубин залегания 1236.4-1271.8 м. Толщина – 35.4 м.

Палеозойская группа (PZ)
Кембрийская система (Є)

По схеме фациального районирования кембрийских отложений внутренних районов Сибирской платформы район Северо-Талаканского месторождения входит в состав Ботуобинской зоны Сюгджеро-Берёзовского фациального района. В составе системы здесь выделяются отложения двух (Є_1, Є₂) отделов. Толщины стратиграфических подразделений этой фациальной зоны даны по скважине №530-1П Северо-Талаканской площади.

Нижний отдел (Є₁)

Отложения нижнего кембрия внутренних районов Сибирской платформы объединяются (снизу вверх) в усольский (с осинским подгоризонтом в основании), эльгянский, толбачанский, урицкий, олекминский, чарский и наманский региональные стратиграфические горизонты. Эти образования характеризуются согласным залеганием как между собой, так и со вмещающими их отложениями среднего кембрия и нерасчленёнными – венда-кембрия.

Алданский надъярус, томмотский+атдабанский ярусы, усольский горизонт,
 осинский подгоризонт, билирская свита (Є₁bl)

Отложения билирской свиты согласно залегают на подстилающих отложениях юряхской свиты(V-Є₁jh), составляют осинский стратиграфический подгоризонт и осинский продуктивный горизонт и на территории Северо-Талаканского участка подразделяются на нижнюю (Є₁bl₁) и верхнюю (Є₁bl₂) подсвиты. К кровле отложений билирской свиты приурочен отражающий сейсмической горизонт «II».

Нижняя подсвита представлена переслаиванием доломитов серых, глинистых, ангидритизированных, местами трещиноватых и аргиллитов зеленовато-серых с включением ангидрита белого, голубовато-серого. Подсвита вскрыта в интервале 1211-1236.4 м. Её толщина здесь составила 25.4 м. К отложениям подсвиты приурочен продуктивный пласт О₂.

Верхняя подсвита по литологическому составу делится на три пачки. Нижняя пачка сложена преимущественно массивными карбонатными породами (доломитами, известняками с прослоями ангидритов).

Средняя пачка сложена доломитами серыми, коричневатыми до темно-бурых, часто трещиноватыми, преимущественно массивными, тонко-мелкозернистыми до разнозернистых, кавернозными, со следами органогенных структур, с редкими блоками известняков, участками сульфатированные, окремненные, битуминозные.

Верхняя пачка сложена доломитами глинистыми, известняками с прослоями и включениями ангидрита и прослоями аргиллитов.

Отложения верхнебилирской подсвиты вскрыты в интервале глубин 1160-1211 м. Толщина составляет 51 м.

Суммарная толщина свиты составила 76.4 м.

Атдабанский ярус, усольский горизонт (его верхняя часть),
юрегинская свита (Є₁jr)

Отложения юрегинской свиты согласно залегают на отложениях билирской свиты. Разрез свиты сложен мощной толщей каменной соли белой, розовато-серой, с подчиненными прослоями доломитов серых, темно-серых, массивных и аргиллитов темно-серых, реже известняков зеленовато-серых. Толщина отдельных пластов каменной соли достигает 36-60 м. Свита вскрыта в интервале 920-1160 м. Её толщина составила 240 м.

С соленосными отложениями юрегинской свиты связаны два отражающих сейсмических горизонта, ограничивающие эти образования снизу и сверху. К кровле свиты, совпадающей с кровлей усольского регионального стратиграфического горизонта, приурочен сейсмический горизонт «I». С её подошвой связан отражающий горизонт «II».

Атдабанский ярус, эльгянский горизонт
В составе горизонта выделяются нелбинская и эльгянская свиты.
Нелбинская свита (Є₁nb)

Отложения нелбинской свиты согласно залегают на отложениях юрегинской свиты. Представлены доломитами коричневато-серыми, плотными, массивными, глинистыми, ангидритизированными с прослоями аргиллитов зеленовато-серых, в нижней части с незначительными пропластками каменной соли. Интервал залегания – 866-920 м. Толщина – 54 м.

Эльгянская свита (Є₁el)

Отложения эльгянской свиты согласно залегают на отложениях нелбинской свиты. Разрез свиты сложен доломитами и известняками серыми, темно-серыми, плотными, массивными, глинистыми, ангидритизированными с прослоями аргиллитов зеленовато-серых. Отложения свиты вскрыты на глубине 803.8-866 м. Её толщина составляет 62.2 м.

Атдабанский ярус, толбачанский горизонт

Толбачанский горизонт составляют преимущественно отложения одноимённой свиты (нижняя подсвита и нижняя часть верхней подсвиты). Следует отметить, что положение сейсмического отражающего горизонта «Ktl» обычно связывается с кровлей нижней подсвиты. Поэтому положение верхней границы толбачанского регионального стратиграфического горизонта логичнее провести не внутри верхнетолбачанской подсвиты, как это сделано в стратиграфических схемах, а по её подошве.

Толбачанская свита (Є₁tb)

Отложения толбачанскои свиты согласно залегают на подстилающих отложениях эльгянской свиты и подразделяются на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Hижняя подсвита (Є₁tb₁) представлена доломитами и известняками темно-серыми, коричневато-серыми, массивными, участками трещиноватыми, глинистыми, ангидритизированными, засолонёнными. Глубина залегания – 719.4-803.8 м. Толщина – 84.4 м.

Верхняя подсвита (Є₁tb₂) представлена доломитами и известняками темно-серыми, коричневато-серыми, массивными, прослоями глинистыми, ангидри-тизированными. Интервал залегания подсвиты – 520.2-719.4 м. Толщина – 199.2 м.

Ленский надъярус, ботомский ярус, урицкий горизонт,
 верхнетолбачанская подсвита (Є₁tb₁)

Отложения верхней части верхнетолбачанской подсвиты слагают урицкий стратиграфический горизонт. Их характеристика приведена выше.

Ленский надъярус, ботомский ярус, олёкминский горизонт,
 олекминская свита (Є₁ol)

Отложения свиты согласно залегают на породах толбачанской свиты. Представлены толщей известняков светло- и темно-серых до черных, доломитов известковых серых, коричневато-серых, мелко- и среднезернистых, участками окремненных, ангидритизированных, глинистых, трещиноватых. Толщина отложений свиты в разрезе скв. №530-1П Северо-Талаканской площади составляет 89.6 м (интервал залегания 430.6-520.2 м).

Ленский надъярус, тойонский ярус, чарский горизонт, чарская свита (Є₁čr)

Отложения чарской свиты составляют образования чарского горизонта. Они согласно перекрывают породы олекминской свиты. Литологически эти формирования представлены доломитами коричневато-серыми, темно-серыми, плотными, местами трещиноватыми, участками сильно ангидритизированными, засолонёнными. Свита залегает в интервале глубин 235-430.6 м. Толщина – 195.6 м.

Нижний-средний кембрий (Є_1-2)
Ленский надъярус, тойонский ярус (наманский горизонт) – амгинский ярус (зеледеевский горизонт), ичерская свита (Є_1-2ič)

Отложения свиты составляют образования наманского и низов зеледеевского горизонтов. Согласно залегает на отложениях чарской свиты. Разрез представлен однородной толщей доломитов коричневато-серых с прослоями аргиллитов. Интервал залегания – 170-235 м. Толщина – 65 м.

Средний отдел (Є₂)

Амгинский ярус, зеледеевский горизонт, метегерская свита (Є₂mt)

Согласно залегает на отложениях ичерской свиты. Разрез метегерской свиты сложен доломитами светло-серыми, коричневато-серыми, плотными с прослоями аргиллитов и мергелей красно-бурых. Толщина отложений метегерскои свиты составляет 62 м (интервал залегания – 108-170 м).

Майский ярус, верхоленская серия, бордонская свита (Є₂bd)

Свита с перерывом залегает на отложениях метегерской свиты. Сложена красноцветными мергелями доломитовыми с прослоями красноцветных аргиллитов и алевролитов.

Толщина отложений составляет 93 м.

Мезозойская группа (MZ)
Юрская система (J)
Нижний отдел(J₁)
Геттангский-плинсбахский ярусы, укугутская свита (J₁iuk)

Отложения представлены песками, аргиллитами и алевролитами озерно-болотного генезиса. Присутствует не повсеместно.

Кайнозойская группа (KZ)
Четвертичная система (Q)

Четвертичные отложения со стратиграфическим несогласием залегают на породах верхоленской серии или юрских отложениях. Представлены суглинками, глинами, песками, галькой различного петрографического состава. Их толщина – 0-15 м.

Тектоника

В отложениях Сибирской платформы выделяются два структурно-тектонических этажа. Нижний представлен кристаллическими породами фундамента архейского – раннепротерозойского возраста. С поверхностью фундамента сопоставляется отражающий сейсмический горизонт «Ф». Верхний структурно-тектонический этаж слагают образования осадочного чехла.

Согласно карте тектонического районирования фундамента Сибирской платформы район Северо-Талаканского месторождения находится в пределах южной части западной ветви Анабарской складчатой системы ранних археид, которую слагают метаморфические комплексы, прорванные основными и ультраосновными интрузивными телами (рис. 3).

Рис.3 Карта тектонического районирования фундамента Сибирской платформы (выкопировка) /Геология, 1981/

Метаморфические комплексы Анабарского массива смяты в сложную систему антиклинориев и синклинориев север-северо-западного простирания, осложненных кулисообразно расположенными структурами II порядка и более мелкими изоклинальными и брахиформными складками. Сложные соотношения складчатых элементов в современной структуре массива в значительной степени предопределены интенсивной блоковой тектоникой, сопровождавшейся горизонтальными перемещениями блоков.

Магнитное поле характеризуется резко выраженной зональностью в расположении региональных максимумов и минимумов, простирающихся в север-северо-западном направлении на несколько десятков и сотен километров.

Структурным зонам антиклинорного характера строения соответствуют в плане региональные зоны резко изменчивого знакопеременного магнитного поля с преобладанием положительных аномалий. Синклинориям соответствуют широкие региональные зоны отрицательных, с очень плавным градиентом, значений магнитного поля.

Гравитационное поле представляет собой сложное сочетание максимумов и минимумов, которое в определенной степени отражает вещественную неоднородность и различные глубины залегания пород фундамента.

Северо-Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в сводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА), надпорядковой структуре Сибирской платформы (рис. 4). НБА характеризуется признаками, свойственными

Рис.4. Выкопировка из тектонической карты нефтегазоносных провинций
Сибирской платформы под редакцией В.С. Старосельцева, 2002 г

крупнейшим положительным структурам платформы: древним заложением и, соответственно, длительностью развития, сокращённым разрезом мегакомплекса относительно смежных территорий. Её размеры достигают 800х350 км, площадь составляет приблизительно 220 тыс.км². Амплитуда по венд-кембрийским отложениям превышает 1.0-1.2 км. Антеклиза вытянута в северо-восточном направлении, характеризуется широким сводом и пологими крыльями (до 1-2^о). Её юго-восточный склон по сравнению с северо-западным более крутой. Расположенные в пределах Республики Саха (Якутия) северная и центральная части антеклизы полностью перекрыты маломощной толщей нижнеюрских отложений. Разрез венд-кембрийских пород в сводовой части антеклизы по сравнению с её более погруженными участками сокращён на 250-400 м. На юго-востоке системой разрывных нарушений антеклиза отделена от Предпатомского прогиба. На севере Сюгджерская седловина отделяет её от Анабарской антеклизы. Северо-западное крыло Непско-Ботуобинской антеклизы плавно погружается в сторону прилегающей к ней Курейской синеклизы. На востоке и северо-востоке антеклиза граничит со структурами Вилюйской гемисинеклизы. В строении этой структуры значительная роль принадлежит элементам дизъюнктивной тектоники.

Современные контуры НБА начали формироваться только в средне-позднепалеозойский этап в связи с заложением Тунгусской синеклизы и Западно-Вилюйской поперечной краевой системы, положившие начало формирования северо-западного склона антеклизы. В девонское время северо-восточнее антеклизы формировались Ыгыатинская и Кемпендяйская впадины и Сунтарский свод, с которыми связано образование современных структурных очертаний крайнего северо-востока антеклизы.

В целом, Непско-Ботуобинская антеклиза (НБА) и окружающие ее структуры с венда по ранний палеозой включительно развивались в едином плане, определенном тектоническими движениями в Байкало-Патомской области. Резкая тектоническая перестройка в среднепалеозойское время привела к значительным изменениям морфологии антеклизы. Тектонические движения деформировали осадочный чехол, дислоцированный, в целом, в едином плане. Более молодые отложения распространены не повсеместно, залегают они с большим перерывом на разновозрастных более древних отложениях, и их структурный план не зависит от условий залегания подстилающих пород. По этим причинам тектоническое строение антеклизы по нижним горизонтам осадочного чехла не всегда находит своего отражения в поверхностных геологических условиях.

В пределах антеклизы установлены два крупных поднятия, расположенные вдоль её длинной оси. Мирнинский выступ (его размеры составляют 200х150 км) является полузамкнутой структурой I порядка. Он открыт в юго-восточном направлении, в сторону основной структуры I порядка Непско-Ботуобинской антеклизы – Непского свода.

Непский свод, объединяющий сводовую часть НБА, выделяется как в рельефе фундамента, так и в осадочном венд-нижнекембрийском комплексе. Он представляет собой сложно построенную положительную структуру с отчетливо выраженной асимметрией в строении северо-западного и юго-восточного склонов. Юго-восточный склон поднятия сравнительно короткий и крутой (углы падения пород более 1°), северо-западный – протяженный и пологий (углы падения менее 1°).

Вершина свода смещена к востоку, к зоне сочленения с Нюйско-Джербинской впадиной, где наиболее отчетливо выражены дизъюнктивные дислокации в фундаменте и низах осадочной толщи. Последние образовались на разных стадиях формирования Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского прогиба и являются одним из важных критериев структурно-тектонического районирования территории. Сочетание разломов различных направлений (преимущественно северо-западного и северо-восточного) определило блоковый характер строения, как фундамента, так и осадочного чехла. Разломы на большом своем протяжении отчетливо выражены на временных сейсмических разрезах, а также проявляются в полях электрической проводимости и силы тяжести. Отдельные дизъюнктивные нарушения фиксируются магниторазведкой и геологической съемкой.

Несмотря на значительную блоковую дислоцированность  внутренних частей свода, в целом он имеет типично платформенные черты строения (обширная присводовая часть, пологие крылья, изометричная форма). На фоне общего приподнятого залегания поверхности дорифейского складчатого образования (1.1-1.5 км) здесь отмечаются участки с более низким гипсометрическим положением (до 2.0 км). Поверхность фундамента осложнена протяженными структурными носами, сводовыми поднятиями и валами, глубокими прогибами и грабенами, которые связываются с развитием рифейской Байкало-Патомской рифтовой системы.

Общие контуры Непского свода в основном совпадают с изогипсой – 1550 м поверхности фундамента, за исключением зоны сочленения с Нюйско-Джербинской впадиной, где граница структур первого порядка проводится вдоль разломов северо-восточного простирания, с которыми связаны линейные надвиговые структуры в осадочном чехле. Размеры свода составляют 280´200 км, амплитуда – до 500 м.

Непский свод в своей наиболее приподнятой части осложнен поперечными грабенообразными прогибами субмеридионального и северо-западного простираний, разделяющими его на четыре крупных мегаблока: Талаканский, Таранский, Алинский и Чаяндинский. Грабены отчетливо проявляются в геофизических полях и подтверждаются данными бурения. Здесь скважинами вскрыты полные разрезы наиболее древних венд-рифейских отложений низов осадочного чехла (конгломератовая толща рифея, талаканская и хоронохская свиты). В первом приближении структурные планы по кровле фундамента и отражающим горизонтам подсолевой части осадочного чехла (сейсмические горизонты КВ и II) совпадают.

Талаканский мегаблок по поверхности кристаллического фундамента и кровле терригенных отложений венда (отражающий горизонт КВ) занимает наиболее высокое гипсометрическое положение. Здесь находится вершина Непского свода и всей НБА. С юго-запада и северо-востока Талаканский мегаблок ограничен протяженными и высокоамплитудными грабенами и осложнён сетью разрывных нарушений, разбивающими его на более мелкие блоки. Наиболее протяженный грабен (Верхнечонско-Талаканский грабенообразный прогиб) выделяется на юго-западе центральной части свода. Амплитуда его на юго-востоке достигает 700 м и постепенно уменьшается до первых десятков метров в северо-западном направлении. Указанный грабен отделяет Талаканский мегаблок от расположенных юго-западнее Таранского и Алинского мегаблоков. Второй по величине грабенообразный прогиб, ограничивающий Талаканский мегаблок с северо-востока и отделяющий его от Чаяндинского мегаблока, прослеживается в северо-западном направлении на протяжении 60 км (шириной на юге до 7 км и амплитудой до 300 м). Чаяндинский мегаблок расположен в пределах северо-восточного склона Непского свода и разделяется на два крупных блока: Южный и Саманчакитский. С запада и юго-востока он ограничен системой клинообразно сходящихся к югу разломов субмеридионального и северо-западного направлений.

Амплитуды приподнятых мегаблоков относительно окаймляющих прогибов, а также амплитуды контролирующих разломов возрастают в сторону Нюйско-Джербинской впадины. В эту же сторону увеличиваются и мощности осадочного чехла, в том числе и за счет появления в разрезе более древних отложений. Соответственно возрастает и амплитуда разломов с глубиной (от горизонта КВ к кровле фундамента).

Преобладающая часть выделенных по данным сейсморазведки нарушений по отражающим горизонтам KB и II не имеет отображения в вышележащих отложениях и они затухают, как правило, в хемогенно-карбонатных отложениях юрегинской и толбачанской свит. Причем, на стадиях растяжения активизированные позднепротерозойские грабенообразные прогибы как бы компенсировались солями юрегинской и отложениями толбачанской свит. Данный факт подтверждается бурением скважины №804, в которой по кровле терригенных отложений венда амплитуда прогиба составляет свыше двухсот метров. В то же время по поверхности олекминской свиты нижнего кембрия прогиб, практически, не существует. По данным геологической съемки и геофизическим методам, кроме сейсморазведки и электроразведки, этот крупноамплитудный грабен не фиксируется.

Дизъюнктивы, как правило, выделяются по смещению осей синфазности. В ряде случаев, в результате переобработки сейсморазведочных материалов непосредственного смещения осей синфазности больших амплитуд не наблюдается (грабенообразный прогиб в районе скв. №804). В то же время на ранее обработанных материалах существовали зоны потери корреляции, где амплитуда смещения по блокам достигала от ста и более метров. Данный факт объясняется более углубленной обработкой сейсмических материалов, которая позволила интерпретировать зоны потери корреляции как серию малоамплитудных нарушений, представляющих собой практически крутой склон с большим градиентом падения слоев.

Талаканский мегаблок, в свою очередь, осложнен сетью разрывных нарушений, разбивающих его на более мелкие блоки в виде горстовидных поднятий и грабенов. В его центральной части выделяется грабен северо-западного простирания, который разделяет Центральный и Восточный приподнятые блоки. По отражающим горизонтам КВ и II (кровля терригенных отложений венда и кровля билирской свиты нижнего кембрия) здесь локализуются замкнутые брахиантиклинали. С этими блоками связаны нефтяные и нефтегазовые залежи Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения.

Северо-Талаканское нефтяное месторождение расположено в сводовой части Непского свода (в пределах структуры II порядка – Талаканского поднятия) и непосредственно граничит на юге с Центральным блоком, на востоке – с Восточно-Талаканским лицензионным участком, заключающим Восточный блок.

В северной части Талаканского ЛУ по материалам сейсморазведки выделяется разлом, выполненный отложениями даек, который является экраном для небольшого блока. По этому тектоническому экрану условно проведена граница Центрального блока и Северо-Талаканского месторождения. В этом небольшом блоке пробурены скважины №179-1П, 179-74, 179-99П, в которых флюидные контакты отличны от таковых смежной (Северной) залежи Центрального блока.

Структурный план территории Северо-Талаканского месторождения в первом приближении представлен сложно построенной моноклиналью северо-западного погружения. Моноклиналь осложнена серией разно ориентированных разломов, зонами отсутствия корреляции отражённой волны (зоны дробления), структурными носами (мысами), структурными заливами и структурными ступенями.

Таранский блок с юго-запада через узкий, достигающий 200 метров, прогиб, примыкает к Центральному блоку. Размеры его составляют 14х9 км, площадь 120 км², простирание – северо-западное. Смежный с Таранским с юго-востока Алинский мегаблок разделен на два блока Инейско-Пеледуйским разломом (Алинский – восточный и Пеледуйско-Мулисьминский – западный). Инейско-Пеледуйский разлом выделен комплексом методов: сейсморазведкой и аэромагниторазведкой. В региональном плане разлом параллелен Могинско-Ленскому, который контролирует различные блоки на Верхнечонском месторождении. Его влияние на различное положение ВНК доказано глубоким бурением. Такую же роль может выполнять Инейско-Пеледуйский разлом для имеющихся структурно-тектонических ловушек в Пеледуйско-Мулисьминском блоке. В целом, названные блоки представляют собой обширные террасы, ограниченные крупными протяженными тектоническими нарушениями, структурными носами, валами, разделенными узкими линейными прогибами. Эти блоки, в свою очередь, разбиты сетью разрывных нарушений на более мелкие блоки в виде горстовидных поднятий и грабенов. В пределах каждого из этих мелких блоков залежи хамакинского горизонта имеют собственный межфлюидный контакт и гидродинамически изолированы друг от друга. Алинский мегаблок включает Алинскую, Восточно-Алинскую, Карстовую, Гадалинскую и Делиндинскую локальные структуры.

Осадочный чехол рассматриваемого района (верхний структурно-тектонический этаж) представлен двумя структурно-тектоническими ярусами: рифейско-нижнепалеозойским (1-2 км) и несогласно его перекрывающим юрским (до 100 м). Общая толщина осадочных пород от поверхности фундамента до четвертичных отложений колеблется в широких пределах от 1126 до 1760 м. В составе нижнего яруса можно выделить четыре литолого-стратиграфических комплекса: рифей-хоронохский (рифей-низы венда), талахско-нижнебюкский (нижний венд), верхнебюкско-билирский (верхний венд-нижний кембрий) и юрегинско-верхоленский (бордонский) (нижний-средний кембрий), отличающиеся структурным планом и проявлением деформаций.

Рифейский этап тектонического развития отвечает начальной стадии формирования платформенного чехла, во время которой накопление осадков происходило не повсеместно. В рифее территория НБА составляла центральную часть крупного поднятия, охватывающего также Ангаро-Ленскую ступень, Анабарскую и Северо-Алданскую антеклизы. С юго-востока к этому поднятию примыкала Байкальская геосинклинальная система /2.8/.

Отложения рифейско-хоронохского терригенного литолого-стратиграфического комплекса вскрыты скважинами в центральной части Предпатомского регионального прогиба и на отдельных прилегающих участках Непско-Ботуобинской антеклизы, в том числе на Пеледуйском куполовидном поднятии, на границе Центрально-Талаканского и Таранского блоков (скв. №804). Рифейские отложения выполняют линейные грабенообразные прогибы по поверхности фундамента. Они представлены конгломератовой толщей – неслоистой песчано-глинистой породой с «плавающими» в ней полуокатанными обломками пород кристаллического фундамента валунногалечной размерности (пудинговые конгломераты). Верхи рифея (верхнеталаканская подсвита) представлены аргиллитами с прослоями глинистых песчаников. Завершают комплекс кварцевые песчаники хоронохской свиты.

Отложения рифейско-хоронохского терригенного литолого-стратиграфического комплекса на территории Северо-Талаканского месторождения отсутствуют.

Талахско-нижнебюкский терригенный комплекс перекрывает всю территорию Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА), запечатывая грабенообразные прогибы. Толщина комплекса закономерно уменьшается в северо-западном направлении от 290 м в скважине №828 на юге Талаканского месторождения до полного выклинивания на северо-западном склоне Непского свода. Отмечается некоторое увеличение толщины (не более 20 %) над грабенообразными прогибами.

Структурный план карбонатного верхнебюкско-билирского (венд-нижнекембрийского) комплекса (300-400 м) близок структурному плану талахско-нижнебюкского. Отличия носят региональный характер и проявляются в несовпадении простираний изопахит в северной части региона. Грабенообразные прогибы в толщине верхнебюкско-билирского комплекса практически не отражаются.

Отличительной чертой юрегинско-верхоленского (бордонского) комплекса является наличие в нем надвиговых деформаций. Эти деформации связываются с формированием Байкало-Патомской складчатой области. Подошвенный срыв надвиговой системы приурочен к соленосным толщам нижнего кембрия. По данным геологической съемки линейные складки имеют преимущественно северо-восточное простирание и связаны со взбросами, ответвляющимися от подошвенного срыва. С линейными антиклиналями связаны высокоскоростные аномалии, являющиеся причиной ложных положительных структур в подстилающих комплексах.

Верхний структурно-тектонический ярус осадочного чехла слагают терригенные мезозойские образования, отложение которых происходило после крупного перерыва в осадконакоплении.

Нефтеносность

Согласно карте нефтегазоносности Сибирской платформы, разработанной коллективом авторов СНИИГГиМС и изданной под редакцией В.С.Старосельцева в 2002 г. (рис. 5), Северо-Талаканское месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Рис.5 Карта нефтегазоносности Сибирской платформы (выкопировка)

Северо-Талаканское месторождение открыто, пробуренной силами ОАО «Сургутнефтегаз» в 2007 году поисковой скважиной №530-2П, давшей приток нефти  из осинского продуктивного горизонта. Месторождение находится в верхней части Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы, с юга граничит с Центральным блоком Талаканского НГКМ, на востоке - с Восточным блоком Талаканского месторождения, на северо-востоке - с крупным Чаяндинским месторождением.

В пределах Северо-Талаканского месторождения выявлены залежи углеводородов в осинском, ботуобинском и хамакинском продуктивных горизонтах. Основным объектом разработки является залежь пласта О-1 осинского горизонта. Перспективы других горизонтов не установлены.

Залежи пласта О-1

Осинский продуктивный горизонт вскрыт 19-ю поисковыми, 23-я разведочными, тремя контрольными и 157 наклонно-направленными скважинами. Выделена одна газонефтяная залежь, расположенная в южной части месторождения и четыре газовые залежи, две из которых расположены на отдельных локальных поднятиях (район скв. №530-16Р, район скв. № 530-17Р). 

Залежь района скв. №530-2П (газонефтяная) имеет треугольную форму, с северо-запада ограничена линией замещения продуктивных коллекторов, с северо-востока - разломом, с юго-запада – разломом, проходящим по северо-восточной части Центрального блока Талаканского НГКМ.

Залежь является основным объектом разработки Северо-Талаканского месторождения (введена в разработку в 2011 году), изучена поисково-разведочным  и эксплуатационным бурением. В пределах залежи пробурено пять поисковых, одна разведочная, 152 наклонно-направленных и три контрольных скважины.

При испытании поисковых и разведочных скважин, получены дебиты нефти более 50м³/сут. В юго-восточной части залежи в скважине №179-99П в интервале -731.8-768 м дебит нефти составил 110 м³/сут. на штуцере диаметром 8 мм.

При опробовании эксплуатационных скважин, средний дебит изменяется от 3.3 т/сут. (скв. №118 – северо-восточная часть залежи) до 98.57 т/сут. (скв. №9-центральная часть залежи), при средней величине порядка 35 т/сут. 

ВНК принят на абсолютной отметке -800 м по данным ГИС скв. №530-21Р (Qн - 55.7 м³/сут, Qв – 4.3 м³/сут, шт.-10 мм), что подтверждено эксплуатационным бурением.

ГНК принят на абсолютной отметке -718 м по данным ГИС скв.№179-74 (Qн - 1.6 м³/сут., Qг-33.7 тыс.м³/сут., шт. 7.9 мм), что также подтверждено бурением эксплуатационных скважин.    

Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная, тектонически экранированная. Размеры залежи 17.5х6.4 км, высота – 102 м.

Водонефтяная зона откартирована локально в районе скважины 530-21Р (малоамплитудный прогиб структуры) и на западе залежи узкой полосой незначительной площади.  Большая часть залежи является чистонефтяной. Газонефтяная зона откартирована в юго-восточной части.

К категории А отнесена площадь нефтяной части залежи, площадь газовой шапки отнесена к категории В1.

Залежь района скв. №530-1П (газовая) с востока  ограничена линией замещения коллектора, с юго-востока, запада, северо-востока - разломами, с севера контролируется структурой.

В пределах залежи пробурено две скважины: №530-1П (в интервале -748.3-793.2 м получен приток газа с водой, Qг - 17.4 тыс.м³/сут., Qв - 2.4 м³/сут., плёнка нефти на штуцере 8мм) и №530-10Р (в интервале -746.4-793.6 м получен приток  углеводородов, Qг - 8.95тыс.м³/сут., Qн - 1.2 м³/сут. на 6мм штуцере).

ГВК принят на абсолютной отметке -779 м (по данным ГИС и ПГИ скважины №530-1П).

Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная, тектонически экранированная.  Размеры залежи 15.8х7.1 км, высота  – 94 м.

В южной части откартирована чисто газовая зона.

К категории В1 отнесены запасы газа в квадратах площадью 4 км²  районов скважин №530-1П и 530-10Р. Вся остальная площадь залежи отнесена к категории В2.

Залежь района скв. №530-5П (газовая) с востока и юго-запада экранирована разломами, с юга ограничена линией замещения коллектора, с севера и северо-запада контролируется структурой.

В пределах залежи пробурено две скважины: №530-5П (в интервале  -779.4-802.4 м получен приток газа, Qг – 4.9 тыс.м³/сут. на штуцере диаметром 6 мм)  и №530-22Р (в интервале  -737.8-781.1 м получен приток газа с конденсатом,  Qг - 39.07 тыс.м³/сут., Qк-0.12м³/сут. на штуцере диаметром 8  мм).

ГВК принят условно на отметке -803 м (по данным ГИС и ПГИ скважины №530-5Р), что подтверждено данными ГИС скважины №530-22Р.

Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная, тектонически экранированная.  Размеры залежи 10.4х8 км, высота - 78 м.

На юго-востоке откартирована газовая зона. К категории В1 отнесены запасы газа в квадратах площадью 4 км² районов скважин №530-5П и 530-22Р, остальная площадь залежи отнесена к категории В2.

Залежь район скв. № 530-16Р (газовая)  с северо-запада экранирована разломом, в других сторон - контролируется структурой.

Залежь вскрыта одной скважиной №530-16Р. По данным испытаний, в интервале -778.4 – 787.2 м получен приток газа с конденсатом, Qг-97.34 тыс.м³/сут., Qк-2 м³/сут, на штуцере диаметром 10 мм.

ГВК принят условно на отметке -787м по подошве нижнего газонасыщенного пропластка, выделенного по ГИС.

Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи – 5.4х2.5 км, высота - 36 м.

Основная часть площади залежи представлена газоводяной зоной. Газовая зона откартирована в сводовой части поднятия и занимает  не большую площадь. Запасы газа по всей площади залежи отнесены к категории В1.

Залежь района скв. № 530-17Р (газовая) с запада ограничена линией замещения коллектора, в других сторон - контролируется структурой.

Залежь вскрыта одной скважиной №530-17Р. По данным испытаний, в интервале -791 – 800 м получен приток газа с конденсатом, Qг-109.3 тыс.м³/сут., Qк-0.05 м³/сут. на штуцере диаметром 10 мм.

ГВК принят условно по подошве нижнего газонасыщенного пропластка, выделенного по ГИС, на отметке -800.3 м.

Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи - 3.3х2.6 км, высота– 40м.

Практически вся площади залежи представлена газоводяной зоной. Газовая зона откартирована в сводовой части поднятия и занимает не большую площадь. Запасы газа по всей площади залежи отнесены к категории В1.

Эффективные толщины и коэффициенты неоднородности и по залежам осинского продуктивного горизонта представлены в таблице (табл. 6.1)

Результаты опробования эксплуатационных скважин осинского горизонта представлены в таблице 6.2.

Результаты испытания поисково-разведочных скважин хамакинского горизонта приведены в таблице 6.3.

Залежи пласта В5

Ботуобинский горизонт вскрыт 17-ю поисковыми, 23-я разведочными и  девятью (транзитными на пласт В10) наклонно-направленными скважинами. 

Залежь пласта В5 разделяется разломами на три блока (блок 1- юго-западный, блок 2 – юго-восточный и блок 3 –северо-восточный (основной)) и одну залежь в районе скважины №530-19Р. Залежь сформировалась в моноклинально залегающем с падением на северо-запад терригенном пласте  ботуобинского продуктивного горизонта в линзе коллекторов северо-восточного простирания.

Основная часть залежи пласта В5  картируется полосой северо-восточного простирания  почти через всю площадь ЛУ. На юго-западе она рассекается двумя субпараллельными  разломами северо-западного простирания, между которыми  выделена узкая зона отсутствия углеводородов, отделяющая блок 3 (северо-восточный, основной) от блока 1 (юго-западного) и блока 2 (юго-восточного).

Залежь в районе скважины №530-19Р выделена в центральной части блока 3. Газовая часть залежи скв. №530-19Р изолирована разломами от газовой залежи блока 3,  скважина №530-19Р с отметкой ГНК, отличающейся от ГНК залежи блока 3 более чем на восемь метров.

В пределах пласта В5 водонасыщенные интервалы не вскрыты, в связи с чем, для блоков и залежи принят единый условный ВНК на отметке -1126 м  (по последнему нефтенасыщенному пропластку по данным ГИС скважины
№530-25Р).

Блок 1 (нефтегазоконденсатный) с северо-запада и частично с юга ограничен зоной выклинивания коллекторов, с других сторон – разломами.

В пределах залежи пробурено три скважины: №583-3П, 530-9П, 530-12Р. Согласно испытаниям, притоки углеводородов получены в двух скважинах: в скважине №583-3П из интервала -1090.8 – 1112.8 м получен приток нефти (Qн - 1.59 м³/сут при СДУ 1234.5 м), в скважине №530-12Р из интервала -1072.4-1081.4 м получен приток газа с конденсатом (Qг - 53.1 тыс.м³/сут., Qк - 3.1 м³/сут. на штуцере диаметром 6 мм).

ГНК принят по аналогии с блоком 3, на отметке -1076.3 м  (по ГИС скважины №530-26Р).

Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная, литологически ограниченная. Размеры залежи 19.3х6.7 км, высота - 80 м.

Газовая шапка сформировалась в южной части и занимает половину площади блока. Запасы нефти на всей площади блока отнесены к категории В2, запасы газа - к категории В1.

Блок 2 (нефтегазоконденсатный) с юга ограничен линией замещения коллектора, с других сторон - разломами.

В пределах залежи пробурена одна поисковая скважина (скв. № 530-7П), две разведочных (скв. №530-07Р, 530-21Р) и шесть транзитных наклонно-направленных скважин (скв. № 114, 115, 117, 120, 121, 176).

Притоки газа получены в трёх скважинах: №530-7П (в интервале -1049.1-1058.1 м,  Qг - 34.2 тыс.м³/сут., Qк - 1.3 м³/сут. на штуцере диаметром 6 мм);
530-07Р (в интервале -1066.7-1074.7 м, Qг - 31.1 тыс.м³/сут., Qк+н -  2.54 м³/сут. на штуцере диаметром 6мм); 530-21Р (в интервале -1049.1-1058.1 м, Qг - 163.9 тыс.м³/сут., Qк - 0.14 м³/сут. на штуцере диаметром 16 мм).

ГНК принят на отметке -1067.7 м (по ПГИ скважины №530-07Р).

Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная, литологически ограниченная.  Размеры залежи 11.4х5.4 км, высота - 85 м.

Нефтяная оторочка занимает не значительную площадь и располагается в северной части блока. Запасы газа всей площади блока отнесены к категории В1, запасы нефти – к категории В2.

Блок 3 (нефтегазоконденсатный) с юга, северо-запада, с севера (в восточной части блока) ограничен линией замещения коллектора, с запада – разломом, с северо-востока, с севера (в центральной части блока)  – контролируется структурой.

В пределах залежи пробурено восемь поисковых (скв. №780, 782, 810,
530-1П,  530-4П, 530-5П, 530-8П, 583-2П) и 11 разведочных  (скв. №530-01Р,
530-02Р, 530-05Р, 530-09Р, 530-10Р, 530-14Р, 530-15Р, 530-18Р, 530-24Р, 530-25Р,  530-26Р) скважин.

По данным испытаний,  притоки углеводородов получены в 15 скважинах,  максимальный дебит получен в скв. №530-25Р из интервала -1117.3-1126.3 м, Qн-48.8 м³/сут. при СДУ 771.1 м. Низкие дебиты (до 10 м³/сут.) получены в скважинах №583-2П, 530-4П, 530-05Р, 530-18Р, 530-26Р.

Дебиты газа  изменяются от 5.32 тыс. м³/сут на штуцере диаметром 2 мм (скв. №530-15Р, интервал -1062.4-1068.8 м) до 189.6 тыс.м³/сут, Qк – 11 м³/сут на штуцере диаметром 14 мм (скв. №530-1П, интервал -1047.7-1065.4 м).

ГНК принят на отметке -1076.3 м (по ГИС скважины №530-26Р).

Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная, литологически ограниченная.  Размеры залежи 23.1х24.4 км, высота - 135 м.

Запасы нефти категории В1 выделены в центральной части блока объединив районы скважин № 530-05Р, 530-18Р, 530-24Р, 530-25Р, 530-26Р, 583-2П,
530-02Р, 530-4П. Остальная площадь нефтяной части блока отнесена к категории В2.

Основная площадь газовой шапки отнесена к категории В1, к категории В2 отнесены запасы газа юго-западной части блока (район скважины № 530-8П).

Залежь района скв. №530-19Р (нефтегазоконденсатная) с севера контролируется структурой, с остальных сторон – тектоническими нарушениями.

Залежь вскрыта одной скважиной№530-19Р. Согласно испытаниям, в интервале -1082 -1094.9 м получен приток нефти Qн - 40.16 м³/сут и газа Qг -  9.623 тыс.м³/сут на штуцере диаметром 6 мм.

ГНК принят на отметке -1084.6 м по данным ГИС скв. № 530-19Р.

Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 3.2х1.8 км, высота - 61 м.

К категории запасов В1 отнесена вся площади залежи.

Эффективные толщины и коэффициенты неоднородности по залежам ботуобинского продуктивного горизонта представлены в таблице 6.1.

Результаты испытания поисково-разведочных скважин ботуобинского горизонта приведены в таблице 6.3.

Залежи пласта В10

Хамакинский продуктивный горизонт вскрыт 17-ю поисковыми, 23-я разведочными и  девятью наклонно-направленными скважинами. 

Залежь имеет сложное строение. Выделяется два блока, одна газоконденсатная залежь, контролируемая разломами (район скв. №530-19Р) и две залежи в пределах локальных поднятий (районы скважин №530-4П и 530-16Р).

Блок 1 (нефтегазоконденсатный) с севера контролируется структурой, с северо-запада ограничен зоной отсутствия коллектора, с других сторон – разломами.

В пределах залежи пробурено две поисковые (скв. №530-7П, 530-9П), две разведочные (скв. №530-07Р, 530-12Р) и шесть наклонно-направленных (скв. №114, 115, 117, 120, 121, 176) скважин.

По данным испытаний, притоки углеводородов получены из всех скважин,  максимальный дебит получен в скв. №530-12Р из интервала -1104.4-1117.4 м, Qн – 37.2 м³/сут на штуцере диаметром 6 мм.

Согласно работе эксплуатационных скважин, средний дебит в скв. №114 составил 8.6 т/сут., в скв. 121 – 14.2 т/сут;  приёмистость:  скв. №115 - 13.5 м³/сут, скв. 117 - 30 м³/сут.

Скважины, пробуренные в пределах блока, не вскрыли водонасыщенные интервалы пласта, ВНК принят условно на отметке -1122 м (по данным ГИС скв. №530-10Р), ГНК - на отметке -1083.6 м (по данным ГИС скв. №120).

Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная, литологически ограниченная. Размеры залежи 17.7х5.8 км, высота - 57 м.

В пределах блока откартирована обширная нефтяная зона. ГНЗ расположена в южной части блока и имеет сравнительно не большую площадь. Вся площадь блока отнесена к категории В1.

Блок 2 (нефтегазоконденсатный) с севера контролируется структурой, с юга, северо-востока ограничен зоной выклинивания коллекторов,  с других сторон ограничен разломами.

В пределах блока пробурено три поисковых (скв. №810, 530-1П, 530-8П) и  девять разведочных (скв. №530-01Р, 530-06Р, 530-09Р, 530-10Р, 530-14Р,
530-15Р, 530-22Р, 530-24Р, 530-26Р) скважин.

Притоки углеводородов получены в 11 скважинах. По данным испытаний дебиты нефти не превышают 10 м³/сут (максимальный дебит получен в скв. №530-1П из интервала -1095.1-1113.1 м, Qн – 9.3 м³/сут. на штуцере диаметром 4 мм). Максимальный дебит газа получен в скв. №530-14Р из интервала -1089.1-1098.5 м, Qг – 66.86 тыс.м³/сут, Qк – 3.6 м³/ут на штуцере диаметром 8мм.

ВНК принят условно на отметке – 1125.1 м (по данным ГИС и ПГИ скв. №530-24Р, Qн - 6м³/сут при динамическом уровне 1114.4 мм), ГНК – на отметке -1097 м (по данным ГИС – кровля нефти в скв.№530-15Р, Qн – 1,36 м³/сут при динамическом уровне 1461.5 м).

Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная, литологически ограниченная. Размеры залежи 28.6х23.1 км, высота – 95 м.

К категории В1 отнесены запасы газа в районе скважин №530-06Р, 530-09Р, 530-14Р. Вся остальная площадь блока - к категории В2.

К категории В1 отнесены запасы нефти в квадратах площадью 4 км²  районов скважин №530-24Р, 530-26Р, 530-01Р и 530-1П. Вся остальная площадь блока отнесена к категории В2.

Залежь района скв. №530-19Р (газоконденсатная) с севера контролируется структурой, с остальных сторон – разломами, вскрыта одной скважиной
№530-19Р. Согласно испытаниям, из интервала -1113.1-1122.8 м получен приток газа с конденсатом, Qг -184.3 тыс.м³/сут, Qк - 6.4 м³/сут на штуцере диаметром 14 мм.

ГВК принят на отметке  -1125.1 м (по данным ГИС и ПГИ скв. №530-19Р). 

Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная.  Размеры залежи 3.7х1.8 км, высота - 25 м.

Граница категории В1 проведена на расстоянии двойного шага будущей эксплуатационной сетки (1400 м). Остальная площадь залежи отнесена к категории В2.

Залежь района скв. №530-16Р (нефтегазоконденсатная) с северо-запада ограничена зоной выклинивания коллекторов, с остальных сторон контролируется структурой. 

Залежь вскрыта двумя скважинами (скв. №530-02Р,  530-16Р). При совместном испытании интервалов пласта в скв. № 530-02Р (-1124.7-1136.3 м, -1142.3-1146.5 м) получен приток нефти дебитом 0.81 м³/сут при СДУ 1284 м, в скв. № 530-16Р  (интервал -1069-1084.7 м, -1090.9-1111.3 м) получен приток газа дебитом 29.4 тыс.м³/сут на штуцере диаметром 8 мм.

ВНК принят на отметке -1150.0 м (по данным ГИС скв. №530-02Р), ГНК принят условно на отметке -1108.9 м (по данным ГИС скв. №530-16Р). 

Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная.  Размеры залежи 8.5х4.1 км, высота - 85 м.

Вся площадь залежи отнесена к категории В2.

Залежь района скв. №530-4П (нефтяная)  с востока ограничена зоной выклинивания коллекторов, с других сторон контролируется структурой.

Залежь вскрыта одной скважиной №530-4П. По результатам испытаний из интервала -1142.5-1164.5м  после СКО получен приток нефти дебитом 0.349 м³/сут. на СДУ 1342 м.

ВНК принят условно на отметке -1158м (по данным ГИС скв. №530-4П).

Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи  7.9х3.7 км, высота – 33 м.

Вся площадь залежи отнесена к категории В2.

Источник: Оперативный подсчет запасов углеводородов в пределах Северо-Талаканского лицензионного участка (Ленское нефтегазоконденсатное месторождение). Республика Саха - Якутия. Батурин А.Ю., Ефимов В.А., Касперович М.А., и др. 2017

Следующее Месторождение: Борщевское (Красноярск)