После 1970 года притоки вод из водоносной части горизонтов T1-II и T1-III были получены в скважинах №№25, 28, 30, 88, 91. Данные по этим скважинам хорошо вписываются в общую картину гидрогеологических особенностей Средневилюйского месторождения, подробно освещенную в отчете 1970 года. Кратко отметим эти особенности. Верхняя часть разреза месторождения повсеместно проморожена. Толщина мерзлоты изменяется от 430 м. до 570 м. В общем, отмечается уменьшение ее по направлению к своду структуры, к руслу Вилюя. Средние значения (расчет от подошвы мерзлоты) геотермического горизонта равны 2,6°С на 100 м, а геотермической ступени 38 м на 1°С.
В разрезе выделяются: среднеюрско-меловой, среднетриасово-нижнеюрский, нижнетриасовый и пермский водоносные комплексы; разделенные газоводоупорами сунтарской, мономской и неджелинской свит.
Состав вод сверху вниз по разрезу изменяется от гидрокарбонатно-натриевого до хлоридно-натриевого. Гидрокарбонатные воды содержатся в меловых, юрских и верхней части триасовых отложений (в своде структуры). Хлоркальциевые воды приурочены к триасовым и пермским отложениям. Минерализация вод обоих генетических типов увеличивается сверху вниз по разрезу от единиц г/л до 69 г/л. Увеличение ее внутри каждого водоносного комплекса идет, в общем, постепенно. Резкое возрастание минерализации («скачки») наблюдается после водоупоров сунтарской, мономской и неджелинской свит. Минерализация вод основных продуктивных горизонтов T1-II и T1-III колеблется от 34 г/л до 43 г/л. Воды практически бессульфатны, в них отмечено содержание брома, йода, аммония, нафтеновых кислот и большого количества растворенных газов. Газовый состав вод представлен в основном метаном и его гомологами. Краевые и подошвенные воды залежей газонасыщены до предела, давление насыщения - Рг равно пластовому - Рпл. При удалении от залежей газонасыщенность вод резко уменьшается.
Приведенные напоры вод (в абсолютных м. водяного столба) "скачкообразно" после водоупоров увеличиваются сверху вниз по разрезу и для продуктивных отложений составляют:
нижний триас: +120 м, +140 м;
нижняя юра: +70 м, +80 м;
средняя и верхняя юра: -30 м, -45 м.
При этом пьезометрические поверхности водоносных комплексов по региону практически горизонтальны, что говорит об относительно застойном характере пластовых вод. Застойный характер пластовых вод обуславливал хорошую сохранность газовых залежей и горизонтальное положение газоводяных контактов.
Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов
Запасы газа и конденсата приняты на государственный баланс запасов полезных ископаемых РФ Протокол №2105 от 20.12.2000 г, заседания Центральной Комиссии министерства природных ресурсов РФ по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых (секция нефти и газа).
Полученная в ходе работ модель была полностью адаптирована к утвержденным показателям (Таблица 2).
Таблица 2. ? Подсчет запасов газа и конденсата Средневилюйского месторождения
Горизонт, пласт |
Категория запасов |
Пло-щадь газоно-сности |
Эффективная газонасыщенная мощность |
Коэффициент открытой пористости |
Коэффициент пористости |
Коэффициент газонасыщенности |
Поправка на температуру |
Поправка на отклонения от закона Бойля-Мариотта |
Начальные запа-сы газа, млн.м3. |
Содержание конденсата в г/м3. |
Начальные запасы конденсата, тыс. т. |
Коэффициент извлечения конденсата |
Извлекаемые запасы конденсата, тыс. т. |
T1- III |
С1 |
114,70 |
28,2 |
0,200 |
0,65 |
25,10 |
0.899 |
1,163 |
109966 |
63 |
6928 |
0,75 |
5196 |
T1-IIа |
С1 |
109,72 |
7,1 |
0,194 |
0,61 |
24,96 |
0,900 |
1,170 |
24144 |
63 |
1521 |
0,75 |
1141 |
T1-IIб |
C1 |
63,66 |
5,1 |
0,187 |
0,63 |
25,05 |
0.900 |
1.170 |
10051 |
63 |
633 |
0,75 |
475 |