Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Газоконденсатное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Открытие
Год открытия: 1967
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 465.73 км²
Толонское газоконденсатное месторождение
Толонское газоконденсатное месторождение Толонского лицензионного участка Республики Саха (Якутия) расположено в пределах Центрально-Якутской низменности, на правобережье среднего течения реки Вилюй левого притока реки
В административном отношении Толонский лицензионный участок расположен в основном на территории Вилюйского и, частично, Кобяйского улусов Республики Саха (Якутия).
Наиболее крупными населенными пунктами региона являются г. Якутск, расположенный примерно в 400 км к юго-востоку, г. Вилюйск в 75 км к западу, п. Кысыл-Сыр в 15 км в том же направлении, п. Сангар в 180 км к востоку. Населенные пункты связаны с г Якутск круглогодичной автомобильной дорогой.
Рис.1. Схема района Толонского газоконденсатного месторождения
Участок пересекает ветка газопровода п. Кысыл-Сыр-г. Якутск, а также высоковольтная ЛЭП от каскада Вилюйской ГЭС.
Расстояние до нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан 390 км.
В тектоническом отношении участок расположен в центральной части Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы в 10-15 км к востоку от крупного Средневилюйского газоконденсатного месторождения - основного объекта газодобычи в Якутии. Также ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ, являются Мастахское, Неджелинское и другие.
Толонский лицензионный участок располагается в пределах Вилюйской нефтегазоносной области Хатанго-Вилюйской нефтегазоносной провинции.
В орографическом отношении район располагается в пределах Вилюйской аллювиальной равнины. Абсолютные отметки колеблются от +110 до +125 м. Рельеф слабо расчленен сетью небольших речек, поверхность покрыта многочисленными аласами, озерами и болотами. Большинство мелких озер и рек в зимний период полностью промерзают.
Месторождение расположено в зоне развития многолетнемерзлых пород (ММГП), мощность которых составляет 400-600 м. Многолетнемерзлые породы отсутствуют только под крупными водотоками (р. Вилюй) и озерами, поперечник которых превышает общую мощность зоны ММГП. По данным бурения установлено наличие ММГП во всех скважинах. Внутри зоны ММГП имеются горизонты так называемых межмерзлотных вод. На некоторых участках (крупные аласы, тукуланы) имеются надмерзлотные воды. Летом верхний слой грунта оттаивает. Толщина слоя протаивания изменяется от 0,5-1,0 м на заболоченных участках и до 3-4 м в песчаных грунтах. Снятие почвенно-растительного покрова приводит к увеличению толщины слоя протаивания о проявлению оседания грунтов и, как следствие, появлению термокарстовых углублений и озер.
Наличие ММГП предъявляет повышенные требования к конструкции скважин, качеству и температуре промывочных и тампонажных растворов, а также фундаментам буровых установок и промышленных сооружений.
Геологическое строение района
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Осадочный чехол в пределах Толонского месторождения представлен терригенными отложениями верхнепалеозойской и мезозойской эратем: пермской, триасовой, юрской и меловой системами согласно геохронологической шкале (Графическое приложение 93). В разрезе уверенно прослеживается несколько региональных реперов, с помощью которых производится корреляция отложений как между скважинами, так и между соседними месторождениями.
В основу при расчленении разрезов скважин положена стратиграфическая схема, принятая на Якутском Межведомственном совещании по стратиграфии в 1962 году. В 1964 году схема доработана и рассмотрена на рабочем совещании в г. Новосибирске и в дальнейшем дорабатывалась и совершенствовалась. Авторы приняли её как опорную - названная схема использовалась при подсчете запасов 1978 г. (протокол ГКЗ СССР №8223 от 29.12.1978 г.) и 2011 г. (протокол ГКЗ Роснедра №2743-дсп от 30.03.2012 г.)
Стратиграфическая схема (Межведомственное совещание по стратиграфии, 1962 г.)
Пермская система P
Верхний отдел P2
Татарский ярус
Тарагайская свита представлена песчаниками, алевролитами и аргиллитами с маломощными прослоями углей и отдельными прослоями грубообломочного материала. На каротажных диаграммах характеризуется, в основном, высокими значениями ПС и положительной слабо дифференцированной кривой ПС.
Песчаники серые и темно-серые, в основном, мелкозернистые, крепкие, косослоистые, с тонкими линзовидными прослойками аргиллитов, обуглившегося растительного материала и углей. Аргиллиты и алевролиты темно-серые, часто черные, углистые.
В керне отдельных скважин (скв.№23-Мастахская, №17-Неджелинская и др.) найдены остатки флоры, свидетельствующие о верхнепермском возрасте вмещающих пород.
В верхней части верхнепермских отложений, на границе с триасом выявлен продуктивный пласт P2 -II.
Максимальная вскрытая мощность отложений тарагайской свиты отмечена в разрезе скв. №11 на Толонском месторождении и составляет 249 м.
Триасовая система T
Нижний отдел T1
Отложения нижнего триаса представлены мощной толщей терригенного и вулканогенно-осадочного комплексов. Продуктивные горизонты встречены в индском и оленекском ярусах нижнего триаса.
Фаунистически отложения не охарактеризованы. По комплексу литологических и геофизических характеристик в составе нижнего отдела триасовой системы выделяются четыре свиты - неджелинская, таганджинская, моономская и тулурская.
Индский ярус
Неджелинская свита сложена пестроцветными аргиллитами, с прослоями алевролитов и песчаников, туфами и туффитами с вулканическим материалом основного состава. Песчаники не выдержаны по площади, замещаются алевролитами и аргиллитами.
Граница неджелинской свиты с пермскими отложениями четко устанавливается по смене песчаников с растительными обугленными остатками пермского возраста на пестроцветные и серо-зеленые аргиллиты, обогащенные эпидотом. Налегание триасовых отложений на разновозрастные горизонты перми свидетельствует о наличии стратиграфического несогласия и, возможно, очень небольшого углового несогласия между этими отложениями. По встреченным остаткам флоры и фауны индский возраст свиты подтвержден исследованиями на близлежащих месторождениях (в т.ч. Мастахском).
Неджелинская свита является региональным газоводоупором и покрышкой для залежи продуктивного пласта P2-II. Кроме того, она сама является газосодержащей: с песчаниками-коллекторами этой свиты на Толонском месторождении связан продуктивный пласт Т1-IVв.
Мощность свиты изменяется в пределах от 54 м (скв. №16 Толонская) до 97 м (скв. №10 Толонская).
Таганджинская свита сложена светло-серыми, серыми и зелено-серыми, реже красноцветными песчаниками, с прослоями и пачками чередования алевритов и аргиллитов, часто пестроцветных, присутствуют прослои вулканогенно-осадочных пород. Характерно широкое развитие отложений известковистых песчаников светло-серого или красновато-бурого цвета и пестроцветных конгломерато-брекчий сложенных карбонизированными обломками пород. Нижняя граница свиты проводится по смене литологического состава пород: аргиллиты (неджелинская свита) перекрываются песчаниками. Ряд исследователей предполагают наличие размыва в основании свиты.
Таганджинская свита содержит остатки фауны, позволяющие уверенно отнести её к индскому ярусу.
В средней части таганджинской свиты выделяется продуктивный пласт Т1-Х. К верхней части пласта относится продуктивный пласт T1-III
Мощность свиты варьирует в пределах от 401 м (скв. №11 Толонская) до 505 м (скв. №8 Толонская).
Оленекский ярус
Моономская свита относится к нижнему подъярусу оленекского яруса и сложена пестроцветными породами: переслаиванием аргиллитов и алевролитов глинистых, с подчиненными прослоями туфопесчаников, туфоалевролитов, туффитов и туфов.
Аргиллиты и алевролиты глинистые мелкозернистые темно-зелено-серые, пятнами красновато- и темно-коричневые неяснослоистые, тонкогоризонтально- и линзовидно-слоистые. Туфопесчаники, туфоалевролиты, туффиты и туфы густо-зелено-серые, темно-зеленые за счет хлоритизированных обломков, чаще мелкозернистые, реже разнозернистые, массивные и горизонтально-, волнисто-, перекрестно- и косослоистые, на хлоритовом, гидрослюдистом, кальцитовом, регенерационном кварцевом цементе.
В свите содержится галька аргиллитов и алевролитов, известковые конкреции, остатки конхострах и растений, мегаспоры. Специфичные остатки флоры и фауны позволяют определить оленекский возраст моономской свиты.
Свита представлена продуктивными пластами T1-I, T1-Iа, T1-IIа, T1-IIб.
Мощность свиты изменяется в пределах от 132 м (скв. №14 Толонская) до 155 м (скв. №13 Толонская).
Нижний отдел T1+ Средний+Верхний T2+3 отделы
Оленекский ярус верхний подъярус, анизийский, ладинский, карнийский, норийский ярусы
Тулурская свитаотвечает пяти ярусам: в нижнем отделе триаса верхнему подъярусу оленекского яруса и в среднем+верхнем отделе триаса: анизийскому, ладинскому, карнийскому, норийскому ярусам.
Тулурская свита сложена песчаниками с прослоями алевролитов, аргиллитов, в верхней части гравелитов и конгломератов.
Песчаники серые, темно- и светло-серые олигомиктовые с преобладанием кварца над полевыми шпатами – полевошпат-кварцевые, мелко-крупнозернистые, крупнокосослоистые, реже горизонтально-, косо-, волнистослоистые, массивные, на каолинитовом, хлоритовом, монтмориллонитовом, кальцитовом, регенерационном кварцевом цементе, в верхних горизонтах каолинит в составе цемента занимает значительный объем, его присутствие отмечается и в алевролитовых породах. Алевролиты серые, темно-серые полевошпат-кварцевые, мелко-, крупнозернистые, слоистые. Аргиллиты сероцветные до черных, гидрослюдистые с хлоритом, участками алевритистые, тонкослоистые.
Породы содержат рассеянную гальку, конкреции пирита и сидерита, обугленные обломки древесины, остатки растений, мелкий растительный детрит. Характерный комплекс спор позволяет относить тулурскую свиту к триасу в диапазоне от нижнего до верхнего триаса.
Мощность свиты изменяется в пределах от 552 м (скв. №8 Толонская) до 684 м (скв. №6 Толонская).
Юрская система J
Нижний, средний отдел J1, 2
Отложения нижней, средней юры с размывом залегают на породах тулурской свиты и по литологическим признакам разделены на две части: кызылсырскую, сунтарскую, якутскую свиты.
Геттангский, синемюрский, плинсбахский ярусы
Кызылсырскаясвита соответствуетгеттангскому, синемюрскому, плинсбахскому ярусам среднему+нижнему подотделу нижнего, среднего отдела юрской системы.
Кызылсырская свита представлена, в основном, песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Вверх по разрезу свиты наблюдается постепенная смена средне-крупнозернистых и среднезернистых песчаников мелкозернистыми, увеличение количества и мощности алевритовых и глинистых пластов.
Песчаники светло-серые с зеленоватым оттенком, плотные, неясно- или косослоистые с включениями углистого вещества по плоскости наслоения и стяжениями пирита. Алевролиты и аргиллиты серые и темно-серые, плотные, тонкослоистые с включениями растительного детрита.
Свита фаунистически охарактеризована, возраст подтвержден.
Мощность свиты изменяется в пределах от 190 м (скв. №12 Толонская) до 246 м. ( скв. №11 Толонская).
Тоарский, ааленский, байоский и батский ярусы
Тоарский, ааленский, байоский и батский ярусы соответствуют верхнему подотделу нижнего, среднего отдела юрской системы и включают две свиты:.
Сунтарская свита отвечает нижней части названных стратиграфических подразделений стратиграфической шкалы и представлена аргиллитами с прослоями алевролитов и является отличным региональным маркирующим горизонтом, четко выделяющимся на каротажных диаграммах. Аргиллиты темно-серые, почти черные, в нижней и верхней частях разреза участками тонкослоистые с алевритовым материалом, с редкими и маломощными (от 0,15 до 0,3 м) сильноизвестковистыми прослойками плотных песчаников и алевролитов, включениями пирита.
Свита содержит многочисленную микрофауну, остатки двустворок и белемнитов, что уверенно определяет её возраст.
Мощность свиты в разрезах скважин колеблется от 34 м (скв. №6 Толонская) до54 м (скв. №9 Толонская).
Якутская свита залегает на сунтарской и представлена, в основном, сероцветной песчаной толщей с редкими алевритовыми и аргиллитовыми прослоями, которые в большинстве своем приурочены и верхней и нижней частям разреза. Песчаники часто косослоистые, хорошо отсортированные, как правило, мелкозернистые, плотные, с редкими маломощными прослоями крепких известковистых песчаников.
Алевролиты и аргиллиты серые, темно-серые, часто косослоистые, в самой нижней части разреза плотные, крепкие, с горизонтальной тонкой слоистостью. По всему разрезу наблюдаются стяжения пирита, обуглившиеся растительные остатки, отмечаются маломощные прослойки углей.
Мощность свиты изменяется в пределах от 178 м (скв. №6 Толонская) до 222 м (скв. №1 Толонская).
Верхний отдел J3
Келловейский, оксфордский (низ) ярусы
Нижневилюйская свитапредставлена в основном, сероцветной толщей песчаников, с редкими прослоями алевритов и аргиллитов. Песчаники, в основном, мелкозернистые, встречаются средне и крупнозернистые разности, плотные, часто тонкослоистые с углисто-слюдистым материалом по плоскостям наслоения, участками известковистые.
Алевролиты и аргиллиты серые, темно-серые, плотные, часто тонкослоистые, с многочисленными включениями обугленных растительных остатков, с линзами и тонкими прослоями углей, по всей толще отмечаются включения стяжений пирита.
Мощность свиты изменяется в пределах от 95 м (скв. №10 Толонская) до 164 м (скв. №13 Толонская).
Оксфордский (верх), киммериджский (низ) ярусы
Марыкчанская свитапредставляет собой толщу переслаивания углистых аргиллитов, алевритов и мелкозернистых, иногда известковистых песчаников. Изредка встречаются прослои каменных углей.
Песчаники свиты светло-серые и серые с зеленоватым оттенком, горизонтально-волнисто-косослоистые, с углисто-слюдистым материалом по плоскостям наслоения.
Алевролиты и аргиллиты серые, темно-серые с буроватым, с зеленоватым и коричневатым оттенком, тонкослоистые.
Марыкчанская свита опознается в разрезах скважин по характеру слоистости и является региональным маркирующим горизонтом и водоупором.
Мощность марыкчанской свиты изменяется в пределах от 119 м (скв. №2 Толонская) до 165 м (скв. №14 Толонская).
Киммериджский (верх), волжский ярусы
Бергеинская свита представлена песчаниками, чередующимися с алевролитами и аргиллитами или пачками их переслаивания, с многочисленными прослоями углей.
Песчаники светло-серые и серые с зеленоватым и буроватым оттенком, мелко и среднезернистые, косо- и волнистослоистые.
Алевролиты и аргиллиты сероцветные, часто тонкослоистые, оскольчатые, участками известковистые, наблюдаются включения линз глинистых сидеритов. Мощность угольных пластов достигает нескольких метров.
Мощность свиты изменяется в пределах от 225 м (скв. №5 Толонская) до 331 м ( скв. №10 Толонская).
Меловая система K
Нижний отдел K1
Неокомский, аптский, альбский ярусы
Батылыхская свита представлена толщей песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов с прослоями бурых и каменных углей.
Песчаники светло-серые и серые с зеленоватым оттенком от мелко до крупнозернистых, массивные и слабосцементированные. Алевролиты серые и темно-серые и черные (углистые), многие зеленоватые.
Мощность нижнемеловых отложений изменяется по площади от 241 м (скв. №17 Толонская) до 519 м (скв. №8 Толонская).
Верхний отдел K2
Сеноманский, туронский, сенонский ярусы
Граница нижнего и верхнего мела устанавливается по исчезновению угольных пластов. При этом установлено, что отложения верхнего мела залегают с региональным стратиграфическим и угловым несогласием на нижнемеловых породах. Отложения представлены аграфеновской и чиримыйской свитами.
Верхнемеловые отложения представлены светло-серыми песками и песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов, глин и аргиллитов, приуроченных, в основном, к средней и верхней частям разреза. Большая часть разреза верхнемеловых отложений находится в зоне многолетней мерзлоты.
В песчаниках встречаются конкреции сидерита, гальки кварца, кварцита, кремния и других пород, включения обугленной древесины, янтаря. В верхней части разреза пески и песчаники, в основном, серые с зеленоватым оттенком, мелко- и среднезернистые.
Алевролиты, аргиллиты и глины светло-серые, серые и темно-серые, нередко зеленоватые.
Мощность верхнемеловых отложений изменяется в пределах от 451 м (скв. №9 Толонская) до 640 м (скв. №13 Толонская).
Четвертичная система Q
Отложения четвертичной системы представлены, преимущественно аллювиальными образованиями.
Наряду с этим имеются пески эолового происхождения, разнообразные суглинки и илистые образования озер и болот.
Мощность четвертичных отложений достигает 40 м.
Тектоника
Площадь исследований в тектоническом плане находится в пределах крупнейшей положительной структуры Вилюйской гемисинеклизы - Хапчагайского мегавала крупного структурного элемента I порядка, расположенного в ее центральной части. На севере Хапчагайский мегавал ограничен Линденской впадиной, на юге - Южно-Хапчагайским прогибом, на востоке - юго-востоке - Лунгхинско-Келинским мегапрогибом, представляющими собой области мезозойского прогибания (Рис. 2).
Рис.2. Карта нефтегазоносности (Редактор Старосельцев В.С., 2002)
Мегавал контролирует цепочку антиклинальных поднятий, с которыми связаны газоконденсатные месторождения, в том числе и Толонское.
По данным предшествующих исследований в разрезе региона установлены два основных структурных этажа: кристаллический фундамент и вулканогенно-осадочный чехол. Глубина залегания фундамента, сложенного архейским мегакомплексом, составляет 12-15 км. Осадочный чехол подразделяется на рифейский, венд-нижнепалеозойский, среднепалеозойский и верхнепалеозойско-мезозойский комплексы.
Основные перспективы нефтегазоносности площади работ связаны с верхнепалеозойско-мезозойским нефтегазоносным комплексом, в котором установлена промышленная продуктивность месторождений Хапчагайского мегавала.
В процессе ведения геологоразведочных работ разными исследователями большое внимание уделялось истории тектонического развития Хапчагайского магавала и отдельных его структур. Большинство исследователей считают началом формирования мегавала нижнеюрское время. С этого времени начало развиваться палеохапчагайское поднятие и зарождаются осложняющие его структуры. Основной этап формирования Хапчагайского мегавала и осложняющих его локальных поднятий относится к нижнемеловой эпохе. К концу нижнего мела практически оформился современный структурный план и были сформированы все структуры, контролирующие залежи газа.
Сложность геологического строения района работ проявляется в характере прослеживания глубоких отражающих границ, во взаимоотношении верхнепермских и нижне-триасовых отложений, залегающих со стратиграфическим несогласием, распределением коллекторов в глинистых толщах неджелинской и моономской свит и влиянием разломной тектоники на формирование структурного плана перспективных комплексов и нефтегазоносность разреза.
По мезозойским и пермским отложениям Хапчагайский мегавал имеет субширотное простирание и размеры около 200х50 км. Амплитуда составляет около 1000 м. Падение пород на крыльях мегавала достигает 8-100.
Структурные карты по горизонтам вплоть до ОГ П говорят о практическом соответствии структурных планов по разновозрастным толщам. Наблюдается некоторое выполаживание структур вверх по разрезу и незначительное смыкание сводов.
Толонское месторождение приурочено к крупной брахиантиклинальной Толонской структуре. Толонская структура совместно с прилежащей Мастахской структурой располагаются в центральной части Хапчагайского мегавала и образуют его как бы консолидированное ядро, которое обрамляется высокоамплитудными поднятиями: на западе – Средне-Вилюйским, на востоке – Неджелинским. Эти три основных элемента магавала располагаются кулисообразно.
На западе Толонская брахиантиклиналь через седловину сочленяется с переклинальным окончанием Средне-Вилюйской структуры. На востоке шарнир Толонской складки погружается и периклиналь структуры переходит в протяженный (около 14 км) структурный нос, угол погружения шарнира которого составляет около 10.
Углы падения в пределах сводовой части Тололнской структуры не превышают 10. На крыльях структуры углы падения увеличиваются и составляют в среднем 30, причем северное крыло несколько круче южного.
К востоку от Толонской брахиантиклинали выделяется широкая седловина, разделяющая Толонскую и Мастахскую структуры. Залегание пород в пределах центральной части седловины практически горизонтальное.
Наиболее значительные по площади и высоте залежи в пермотриасовом продуктивном комплексе контролируются не отдельными структурами, а общей структурой центральной части Хапчагайского мегавала. Локальные структуры контролируют относительно небольшие по площади залежи в продуктивных горизонтах мезозоя, а также в отдельных пластах пермского возраста.
Нефтегазоносность и геологическое строение месторождения
К настоящему времени в пределах Хапчагайского мегавала выявлено 5 газовых (газоконденсатных) месторождений: Средневилюйское, Толонское, Мастахское, Соболох-Неджелинское, Бадаранское и Нижне-Вилюйское. Промышленно газоносными являются отложения верхней перми, нижнего триаса и нижней юры. Притоки газа получены также из верхнеюрских и нижнемеловых отложений.
По газодинамическим особенностям, составу газа и содержанию конденсата промышленно продуктивные пласты четко распределяются внутри продуктивных горизонтов.
1. нижнеюрский, характеризующийся невысоким содержанием конденсата и нормальными гидростатическими давлениями;
2. нижнетриасовый, характеризующийся значительным содержанием конденсата и давлениями, близкими к нормальным гидростатическим;
3. пермотриасовый, характеризующийся значительным содержанием конденсата и аномально высокими пластовыми давлениями.
Ведущее место по запасам, по экономическим и геолого-техническим условиям эксплуатации занимает нижнетриасовый продуктивный комплекс, в котором разведаны крупные высокодебитные залежи. Залежи в нижнеюрском продуктивном комплексе, небольшие и средние по запасам, также характеризуются высокой производительностью скважин.
Месторождения Хапчагайского мегавала характеризуются значительным стратиграфическим диапазоном газоносности. Продуктивные горизонты, содержащие промышленные запасы газа, залегают на глубинах от 1500 до 3700 м.
Большинство залежей являются газоконденсатными. Но залежи в нижнеюрском продуктивном комплексе содержат незначительное количество конденсата (менее 30 г/см3). В отдельных скважинах отмечены пленки нефти или получены незначительные притоки нефти с водой. Все они не имеют промышленного значения и связаны либо с остаточной нефтегазоносностью пород либо с крайне незначительными по высоте нефтяными оторочками под газовыми залежами.
Согласно схеме нефтегеологического районирования непосредственно Толонское газоконденсатное месторождение располагается в пределах Вилюйской нефтегазоносной области Хатанго-Вилюйской нефтегазоносной провинции. Расположено в 10-15 км к востоку от крупного Средневилюйского газоконденсатного месторождения - основного объекта газодобычи в Якутии. Также ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ, являются Мастахское и Неджелинское.
Толонское месторождение характеризуется значительным стратиграфическим диапазоном газонасыщенности. Промышленная продуктивность месторождения связана с терригенными отложениями верхней перми и нижнего триаса. Притоки газа на Толонской площади и на соседних площадях Хапчагайского мегавала получены также из отложений верхней юры и нижнего мела. Продуктивные горизонты, содержащие промышленные запасы газа, залегают в интервале глубин в от 2500 до 3250 м.
На месторождении выявлено 8 промышленных газоконденсатных залежей. Ведущее место по запасам занимает нижнетрасовый продуктивный комплекс. (пласты Т1-Х, T1-III, T1-IIб, T1-IIа, T1-Ia, T1-I). Пермотриасовый продуктивный комплекс (пласты P2-II,T1-IVв) характеризуется значительным распространением по площади. В отдельных скважинах отмечены пленки нефти (скв. №№2, 4 Толонские) или получены незначительные притоки нефти с водой (скв. №№18, 9 Толонские), которые связаны с остаточной нефтенасыщенностью или с нефтяными оторочками не имеющими промышленного значения.
По сравнению с предыдущим подсчетом запасов в настоящей работе последовали изменения, причем как в сторону увеличения, так и сторону уменьшения параметров залежей, так как благодаря результатам выполненных на Толонском ЛУ сейсморазведочных работ МОГТ 2D и МОГТ 3D2012-2013 г.г. уточнены и детализованы структурные планы залежей продуктивных пластов пермотриасового и нижнетриасового продуктивных комплексов, выделены новые структурные элементы, уточнены контуры газоносности, новые петрофизические зависимости повлекли уточнения в выделении коллекторов в геологическом разрезе скважин и характере их насыщения.
Пласт Т1-I
Залежь пласта Т1-I расположена в сводовой части Толонской структуры и вскрыта четырьмя скважинами (№№9, 10, 15, 17 Толонскими), все скважины находятся в чисто-газовой зоне (ЧГЗ). Газоносность пласта установлена по данным интерпретации ГИС.
Залежь является пластовой сводовой. Размеры залежи составляют 10х7,5 км, высота залежи 33 м. По сравнению с предыдущим пересчетом запасов (2011 г) площадь газоносности увеличилась до 57,1 км2 в связи с расширением сводовой части структуры в юго-западном направлении. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 6,6 м.
Газоводяной контакт (ГВК) принят условно на а.о. -2463 м по кровле водонасыщенного, по заключению ГИС, коллектора в скважине №1 Толонской.
При испытании в обсадной колонне законтурных скважин №№7 и 2 Толонских в интервалах, соответственно, 2597-2615 м (а.о -2486-2504 м) и 2591-2600 м (а.о. -2494-2502 м) получен приток пластовой воды.
Пласт Т1-Iа
Залежь пласта Т1-Iа расположена также в сводовой части Толонской структуры, вскрыта четырьмя скважинами (№№9, 10, 15, 17 Толонскими). Газоносность установлена по данным интерпретации материалов ГИС. Все названные скважины находятся в ЧГЗ.
Залежь является пластовой сводовой. Размеры залежи 8,7х6,9 км, высота залежи составляет 19 м. Площадь газоносности увеличилась до 42,4 км2. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 5,1 м. Условный ГВК остается без изменения относительно принятого в предыдущих подсчетах запасов. Принят на середине расстояния между подошвой нижнего газонасыщенного пласта-коллектора в скв. №17 Толонской и кровлей водонасыщенного пласта в скв. №1 Толонской, что отвечает а.о. -2471 м. Притоки пластовой воды, получены при испытании в обсадной колонне законтурных скважин №№2 и 4 Толонских в интервале глубин, соответственно, 2611-2618 м. (а.о. -2514–2521 м) и 2589-2597 м (а.о. -2486–2494 м).
Пласт Т1-IIа
По предыдущим подсчетам запасов в пласте установлена одна залежь Северная (залежь 1). Исследованиями в рамках настоящей работы в пласте Т1-IIа установлена вторая залежь - Южная (залежь 2) в юго-восточной присводовой части Толонской структуры.
Северная залежь (залежь 1) вскрыта четырьмя скважинами (№№ 1, 7, 9, 10 Толонскими). Скважины №№1, 9, 10 Толонские находятся в ЧГЗ, скважина №7 Толонская – в газо-водяной зоне (ГВЗ).
Залежь является пластовой сводовой, литологически экранированной с севера и северо-запада. Размеры залежи составляют 10,5х4,5 км, высота залежи 61 м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 6,6 м.
Газоносность пласта подтверждена данными ГИС и результатами испытаний двух скважин. В скв. №10 Толонской получен приток газа дебитом 120,4 тыс.м3/сут. При испытании скв. №7 Толонской получен приток газа с пластовой водой дебитом газа 37,8 тыс.м3/сут, дебитом воды 192 м3/сут.
ГВК Северной залежи принят по данным комплексной интерпретации ГИС в скв. №7 Толонской на а.о. -2545 м.
Южная залежь (залежь 2) выделена впервые и приурочена к небольшому поднятию в юго-восточной части Толонской структуры. На этапе изученности 2011 года выделение самостоятельной залежи признано нецелесообразным из-за низкой степени изученности этой зоны.
Южная залежь (залежь 2) приуроченная к небольшому поднятию в юго-восточной части Толонской структуры, вскрыта скв. №13 Толонской, находящейся в пределах ГВЗ.
Газоносность пласта, установлена по данным ГИС и результатам испытания скв. №13 Толонской. Получен приток газа дебитом 538,6 тыс.м3/сут на шайбе диаметром 18 мм.
Залежь является пластовой сводовой, тектонически экранированной разломом северо-западного простирания. Размеры залежи составляют 8,5х3,5 км, высота залежи около 70 м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина по залежи составляет 15,6 м.
ГВК принят по данным комплексной интерпретации ГИС в скв. №13 Толонской на а.о. -2632 м.
Пласт Т1 IIб
В пласте предыдущим подсчетом запасов в пределах Толонского ЛУ выделялись две залежи Западная залежь (залежь 1) и Восточная залежь (залежь 2).
В связи с пересмотром структурных планов по продуктивным пластам западной части ЛУ, выделяемое ранее в районе скв. №16 Толонской небольшое поднятие, к которому была приурочена залежь пласта Т1-IIб на Толонском лицензионном участке, выявленная исследованиями предыдущих подсчетов запасов, трансформировалось в периклинальное замыкание соседней Средне-Вилюйской структуры.
Западная залежь (залежь 1) приурочена к периклинальному замыканию вышеназванной структуры. Вскрыта залежь скв. №16 Толонской, находящейся в ЧГЗ.
Газоносность пласта установлена по данным интерпретации материалов ГИС и результатами испытания скв. №16 Толонской. Получен приток газа дебитом 109,6 тыс.м3/сут.
Западная залежь является пластовой, тектонически экранированной с северо-запада. Размеры залежи составляют 6х2,5 км, высота залежи около 40 м. Площадь залежи по сравнению с предыдущим подсчетом запасов по новым геологоразведочным данным уменьшилась до 9,9 км2. Эффективная газонасыщенная толщина пласта в скв. №16 Толонской составляет 19,3 м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 12,4 м.
ГВК принят условно на а.о. -2532 м по подошве газонасыщенного коллектора в скв. №16 Толонской на основании данных ГИС.
Восточная залежь (залежь 2) расположена в сводовой части Толонской структуры, вскрыта четырьмя скважинами (№№ 9, 10, 15, 17 Толонскими), находящимися в ЧГЗ и двумя скважинами (№№4 и 18 Толонскими), находящимися в ГВЗ. Промышленный приток газа получен в скв. №15 Толонской дебитом 329,4 тыс.м3/сут.
Восточная залежь является пластовой сводовой. Размеры залежи 10х7,5 км, высота залежи составляет 37 м. Площадь залежи по сравнению с предыдущим подсчетом запасов увеличилась до 58,1 км2. Средняя эффективная газонасыщенная толщина коллектора составляет 10,0 м.
ГВК принят по подошве газонасыщенного пласта-коллектора в скв. №4 Толонской на а.о. -2532 м.
Пласт Т1 III
Залежь пласта Т1-III газоконденсатная, с маломощной нефтяной оторочкой, приурочена к сводовой части Толонской структуры.
Залежь в газо-нефте-водяной зоне (ГНВЗ) вскрыта семью скважинами (№№ 1, 4, 9, 10, 15, 17 Толонскими). Нефте-водяная зона залежи вскрыта скважиной №.18 Толонской.
При испытании пласта в обсадной колонне промышленные притоки газа получены в скв. №№9, 10, 15, 17 Толонских. Дебиты газа составили от 132 тыс.м3/сут (скв. №17 Толонская) до 506,7 тыс.м3/сут (скв. №9 Толонская). В скв. №18 Толонской получен приток нефти дебитом 3,4 м3/сут и фильтрат бурового раствора дебитом 8,6 м3/сут. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора составляет в данной скважине 1,8 м.
Залежь является пластовой сводовой. Размеры газовой части залежи 11х8 км, высота залежи составляет 31 м.
Площадь газоносности по сравнению с предыдущим подсчетом запасов увеличилась до 64 км2. Средняя эффективная газонасыщенная толщина коллектора составляет 16,6 м.
Газонефтяной контакт (ГНК) по данным комплексной интерпретации ГИС и испытаниям в скв. №18 Толонской принят на а.о. -2582 м.
Водонефтяной контакт (ВНК) принят по кровле водонасыщенного пласта по заключению ГИС в скв. №4 Толонской на а.о. -2587 м., что подтверждено результатами испытания скважины.
Пласт Т1-Х
В пределах Толонского ЛУ установлена газоносность пласта Т1-Х таганджинской свиты индского яруса нижнего триаса в пределах южного купола Толонской структуры, выявлены залежи и посчитаны запасы углеводородного сырья впервые.
ПластТ1-Х представлен двумя залежами: Западная залежь (залежь 1) и Восточная залежь (залежь 2), расположенными в юго-восточной части Толонского ЛУ.
Западная залежь (залежь 1) приурочена к южному склону Толонской антиклинальной структуры, вскрыта двумя скважинами (№№14 и 3 Толонскими). Скважина №14 Толонская, продуктивная по заключению ГИС, находится в ЧГЗ. Скважиной №3 Толонской, по данным комплексной интерпретации материалов ГИС, вскрыт газо-водяной контакт, что подтверждается результатами испытания пласта в обсадной колонне: при испытании скважины №3 Толонской получен приток газа дебитом 143,8 тыс.м3/сут и приток пластовой воды дебитом 540 м3/сут.
Западная залежь является пластовой, блоковой, тектонически экранированной с севера и востока. Размеры залежи 8,5х1,5 км, высота залежи около 20 м. Площадь газоносности составляет 8 км2. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 6,8 м.
ГВК принят на а.о. -2886 м по подошве нижнего газонасыщенного пласта в скважине №3 Толонской.
Восточная залежь (залежь 2) приурочена к небольшому поднятию, осложняющему восточное периклинальное замыкание Толонской структуры. Вскрыта залежь 2 одной скважиной - №13 Толонской, в которой при испытании в обсадной колонне получен приток газа дебитом 180,9 тыс.м3/сут.
Восточная залежь является пластовой сводовой, тектонически экранированной на северо-западе. Размеры залежи 7х4,5 км, высота залежи около 55 м. Площадь газоносности составляет 28,7 км2. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 14,7 м.
Условный ГВК принят по подошве газонасыщенного по заключению ГИС пласта-коллектора в скв. №13 Толонской на а.о. -2915 м.
Пласт Т1-IVв
Залежь пласта Т1-IVв характеризуется широким распространением в пределах Толонского месторождения. Вскрыта залежь семью скважинами (№№ 7, 8, 10, 12, 13, 14, 16 Толонскими), находящимися в ЧГЗ. В шести скважинах при испытании пласта получен приток газа от 46,2 тыс.м3/сут (скв. №10 Толонская) до 137,7 тыс.м3/сут (скв. №13 Толонская).
При переинтерпретации материалов ГИС в скв. №32 Мастахской установлено отсутствие коллектора, который был выделен в предшествующих подсчетах запасов.
Залежь является пластовой сводовой, ограниченной со всех сторон, кроме юга и востока, протяженным и юго-восточным незначительным, литологическими экранами. С юга и востока залежь контролируется условным газоводяным контактом на а.о. -3335 м, принятым по подошве газонасыщенного, по заключению ГИС, коллектора в скв. №8 Толонской.
Размеры залежи составляют 31х9,5 км. Высота залежи 31,5 м.
По сравнению с предыдущим пересчетом запасов (2011 г) площадь газоносности залежи увеличилась незначительно до 267,3 км2. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 4,6 м.
Пласт Р2-II
Залежь пласта Р2-II приурочена к сводовой части Толонской структуры. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, три из них расположены в ЧГЗ (№№9,10, 15 Толонские) и одна в ГВЗ (№7 Толонская).
Промышленные притоки газа получены в скважинах №№7 и 9 Толонских дебитом, соответственно, 60,7 тыс.м3/сут и 517 тыс.м3/сут. В скважинах №№10 и 15 Толонских получены слабые притоки газа дебитом до 3,6 тыс.м3/сут.
Залежь является пластовой сводовой. Размеры залежи составляют 12х9,5 км, высота – 74 м.
По сравнению с предыдущим пересчетом запасов (2011 г) площадь газоносности залежи увеличилась до 90,6 км2, что обусловлено результатами сейсморазведочных работ МОГТ 3D 2012-2013 г.г.
Эффективная газонасыщенная толщина коллектора изменяется от 8,2 м до 22,6 м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 11,7 м.
Условный ГВК принят по данным ГИС в скв. №7 Толонской на а.о. -3134 м.
Источник: ОТЧЕТ «ПЕРЕСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, КОНДЕНСАТА С ТЭО КИК ПО ПРОДУКТИВНЫМ ПЛАСТАМ ТОЛОНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТОЛОНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)» И.А. Кушмар, 2014
Следующее Месторождение: Южно-Хангокурцкое