Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1978
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 5622.97 км²
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 1) расположено в верховьях р. Чон в 250 км севернее г. Киренска. Открыто в 1978 г. Приурочено к северо-западной периклинали Чоно-Пеледуйского поднятия в пределахприсводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы и связано со сложнопостроенной структурой размером 65x45 км. Разрез сложен отложениями рифея, венда, кембрия и юры общей толщиной до 1700 м. Встречаются интрузии траппов. Площадь сильно осложнена разрывными нарушениями. Наиболее крупный субширотный Могинско-Ленский разлом разделяет структуру на северный и центральный блоки. Нарушения обусловливают наличие многозалежных продуктивных токов. Месторождение многозалежное, нефть и газ выявлены в карбонатных пластах осинского горизонта усольской свиты, усть-кутского горизонта тэтэрской свиты, Преображенского горизонта катангской свиты нижнего кембрия и терригенных отложениях верхнечонского горизонта непской свитывенда. Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные. Наибольшие газоконденсатнонефтяные залежи установлены в верхнечонском горизонте (пласты Вч-1 и Вч-2, сложенные кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов). Коллектор трещинно-поровый с пористостью от 2 до 14%, проницаемостью до (1,2—0,3 мкм2. В пластах отмечаются вторичные процессы в основном галитизации, резко снижающие коллекторские свойства. Эффективная толщина пластов от 2 до 26 м, глубина залегания 1615— 1640 м. В верхнечонском горизонте установлено 7 продуктивных клоков общей площадью до 326 км2. Дебиты нефти до 150 т/сут, газа — до 380 тыс. м3/сут, газовый фактор 90—95 м3/т, содержание конденсата до 40 г/м3. Нефть плотностью 0,85 г/см3, содержание парафина 1,2%, серы 0,4, смол 5,7—7,8%. Газ метановый (80— П2%), содержание тяжелых гомологов до 18-20%, плотность I), 667—0,731. Газоконденсатнонефтяная залежь Преображенского горизонта приурочена к карбонатному коллектору мелкопорового типа, гл. 1540 м. Эффективная толщина от 1,4 до 17,2 м, максимальная - в центральной части месторождения.
Рис. 1. Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (Н.А. Крылов, Г.Т. Юдин и др., 1997):
1 — изогипсы по кровле проницаемых песчаников пласта ВЧ; 2 — контур газоносности и 2 — нефтеносности; 4 — разрывные нарушения; 5 — граница замещения коллекторов
Средняя пористость доломитов 8—10 %, проницаемость до 0,02 мкм2, дебиты нефти до 20 м3/сут, газа — 23 тыс. м3/сут. Нефть и газ Преображенского горизонта по своим характеристикам аналогичны нефти и газу в нижележащих горизонтах. Залежи устькутского и осинского горизонтов изучены слабо, залежи неантиклинальные, пластовые, патологически ограниченные, глубина залегания 1310 м. Коллектор карбонатный, сложен кавернозными доломитами. Пористость 9— 12%, проницаемость 0,17 мкм2, пластовое давление 14,6—15,1 МПа, t=16°С. Площадь залежи 131,8 км2, эффективная толщина 13,7 м, содержание конденсата 43,56 г/м3.
Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Следующее Месторождение: Одопту