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