Вилюйская синеклиза. 2

Введение

          Находится в юго-восточной части СП, общая мощность чехла в её пределах достигает 8 км. С севера она граничит с Анабарским массивом, с юга - Алданским щитом, на юго-западе через седловину сочленяется с Ангаро-Ленским прогибом. Восточная граница с Приверхоянским передовым прогибом наименее отчётлива. Синеклиза выполнена палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими осадками. В центральной её части расположен Уринский авлакоген северо-восточного простирания, выполненный , вероятно, рифейскими породами. В отличие от Тунгусской синеклизы Вилюйская наиболее активно развивалась в мезозое (начиная с юры). Палеозойские отложения представлены здесь главным образом  кембрийскими, ордовикскими, отчасти девонскими и нижнекаменноугольными образованиями. На этих породах с размывом залегают юрские отложения, содержащие в основании базальные конгломераты. В составе синеклизы выделяют ряд впадин ; (Лунхинская, Ыгыаттинская, Кемпедяйская и разделяющих их валообразных поднятий (Сунтарское, Хапчагайское, Наманинское). Наиболее полно изучены с помощью геофизических методов и бурения Сунтарское поднятие и Кемпедяйская впадина.

        Сунтарское  валообразное поднятие отражает в осадочном чехле приподнятый горст фундамента. I Кристаллические породы фундамента вскрыты на глубине 320-360 м, на них залегают нижнеюрские отложения. Склоны поднятия сложены палеозойскими породами, постепенно выклинвающимися к своду. Амплитуда поднятия по мезозойским  отложениям 500 м. Кемпедяйская впадина (прогиб) располагается к юго-востоку от Сунтарского поднятия. Она сложена нижнепалеозойскими, девонскими, нижнекаменноугольными и мезозойскими образованиями общей мощностью до 7 км. Особенность впадины - наличие соляной тектоники. Каменная соль кембрийского возраста образует здесь соляные купола с  углами падения крыльев до 60°, сильно разбитые нарушениями. В рельефе соляные купола выражены небольшими  возвышенностями высотой до 120 м.

Глубинное строение и геофизические поля

        Мощность коры в районах с неглубоким залеганием фундамента превышает 40 км, а на Алдано-Становом и Анабарском выступах доходит до 45-48 км. В крупных впадинах мощность коры меньше и обычно не достигает 40 км (Енисей-Хатангская, южная часть Тунгусской), а в Вилюйской - даже 35 км, но в северной части Тунгусской синеклизы составляет 40-45 км. Мощность осадочной толици варьирует от 0 до 5 и даже до 10-12 км в некоторых глубоких впадинах и авлакогенах.

Величина теплового  потока не превышает 30-40, а местами  даже 20 мВт/кв.м. В окраинных зонах платформы плотность теплового потока возрастает до 40-50 мВт/кв. м., а в юго-западной части Алдано-Станового щита, куда проникает восточное окончание Байкальской рифтовой зоны, даже до 50-70 мВт/кв. м.

Строение фундамента и этапы его формирования

          Алдано-Становой щит сложен в  основном архейскими и в меньшей мере нижнепротерозойскими метаморфическими и интрузивными образованиями. В южной половине щита дорифейский фундамент прорван палеозойскими и мезозойскими интрузиями.

        В строении  фундамента выделяют 2 главных мегаблока  – северный Алданский и южный  Становой, разделенные зоной Северо-Станового  глубинного разлома. Наиболее  полный разрез изучен в Алданском  мегаблоке, где выделяют 5 комплексов. Его центральная и восточная  части слагает мощный алданский  комплекс архея, подвергшийся  метаморфизму гранулитовой ступени. 

Нижняя иенгрская серия сложена  толщами мономинеральных кварцитов  и переслаивающихся с ними высокоглинозёмистых (силлиманитовых и кордиерит-биотитовых) гнейсов и сланцев, а также гранат-биотитовых, гиперстеновых гнейсов и амфиболитов. Видимая мощность превышает 4-6 км.

      Некоторые геологи выделяют в её основании щоровскую свиту, сложенную метаморфитами базит-ультрабазитового состава.

       Тимптонская серия, налегающая на иенгрскую с признаками несогласия, характеризуется широким развитием гиперстеновых гнейсов и кристаллических сланцев (чарнокитов), двупироксеновых гранатовых гнейсов, а также кальцифиров граморов (5-8 км). Вышележащая джелтулинская серия сложена гранат-биотитовыми, диопсидовыми гнейсами, улитами с прослоями мраморов и графитовых сланцев (3-5 км). Общая мощность Алданского комплекса оценивается в 12-20 км.

     В Зверевско-Сутамском блоке, примыкающим к зоне Северо-Станового шва присутствует курультино-гонамский комплекс ; гранат-пироксеновых и пироксен-плагиоклазовых кристаллических сланцев, образовавшихся при глубоком метаморфизме основных и ультраосновных вулканитов с прослоями кварцитов, гнейсов и телами габброидов, пироксенитов и перидотитов. Одни исследователи параллелизуют этот комплекс существенно базит-ультрабазитового состава с разными частями Алданского, другие предполагают, что он подстилает последний, причём по мнению некоторых геологов, ещё ниже, судя по 1 ксенолитам, должна присутствовать протокора плагиоамфиболит-гранитогнейсового состава.

        Время накопления пород алдания близко к 3,5 млрд. лет, а его гранулитового метаморфизма - к 3-3,5 млрд. лет, и в \ целом его формирование происходило в раннем архее.

        Более молодым является троговый комплекс, занимающий многочисленные узкие, грабенообразные прогибы, наложенные на раннеархейские образования западной части Алданского мегаблока. Комплекс представлен вулканогенно-осадочными толщами мощностью 2-7 км, метаморфизованными в условиях зеленосланцевой и амфиболитовой фаций. Вулканиты выражены метаморфизованными лавами преимущественно основного состава в нижней и кислого в верхней части разреза, осадочные образования fc кварцитами, метаконгломератами, хлорит-серицитовыми и чёрными углеродсодержащими сланцами, мраморами, железистыми кварцитами, с которыми связаны месторождения магнетитовых железных руд.

      Формирование трогового комплекса происходило в позднем архее (2,5-2,8 млрд. лет назад).

В юго-западной части Алданского мегаблока на породах  трогового комплекса и более  древних толщах архея трансгрессивно залегает удоканский комплекс (6-12 км), выполняющий широкий брахисинклинальный Кодаро-Удоканский прогиб протоплатформенного типа. Он сложен слабо метаморфизованными терригенными отложениями — метаконгломератами, метапесчаниками, кварцитами, метаалевролитами, глинозёмистыми сланцами. К верхней, слабо несогласно залегающей серии приурочен 300-метровый горизонт медистых песчаников, служащих продуктивной толщей крупнейшего стратиформного Удоканского медного месторождения. Накопление удоканского комплекса происходило 2,5-2 млрд. лет назад. Развитие прогиба завершилось 1,8-2 млрд. лет назад перед становлением огромного Кодарского лополита, в основном сложенного порфировидными калиевыми гранитами, близкими к рапакиви.

Важную  роль в обособлении Алданского и  Станового мегаблоков играют крупные  массивы анортозитов и связанных  с ними габброидов и пироксенитов позднеархейского и (или) раннепротерозойского возраста, которые внедрились вдоль зоны Северо-Станового глубинного разлома.

Нижнедокембрийские образования Анабарского выступа выражены породами анабарского комплекса, метаморфизованными в условиях гранулитовой фации. В этом комплексе выделяются 3 серии общей мощностью 15 км. Нижняя далдынская серия сложена двупироксеновыми и гиперстеновыми плагиогнейсами (эндербитоидами) и гранулитами, с прослоями высокоглинозёмистых сланцев и кварцитов в верхах; верхнеанабарская свита, Залегающая выше, также сложена гиперстеновыми и двупироксеновыми плагиогнейсами, а верхняя - хапчангская серия наряду с этими ортопородами включает пачки первично-терригенных и карбонатных пород - биотит-гранатовых, силлиманитовых, кордеритовых гнейсов, кальцифиров, мраморов. В целом по первичному составу и степени метаморфизма пород Анабарский комплекс можно сопоставить с алданским или алданским и курультино-гонамским, вместе взятыми. Древнейшие цифры радиологического возраста (до 3,15-3,5 млрд. лет) позволяет относить образования анабарского комплекса к раннему архею.

   Строение фундамента СП обнаруживает ряд существенных отличий от такового ВЕП. К ним относятся широкое площадное распространение нижнеархейских образований гранулитовой фации (вместо узких гранулитовых поясов в ВЕП), несколько более молодой возраст и более близкий к рифтовым тип структур «трогов» СП по сравнению с архейскими зеленокаменными поясами ВЕП, незначительное развитие раннепротерозойских протогеосинклинальных областей или зон на территории СП.

Пермско-мезозойские газоносные и газоконденсатные комплексы Вилюйской синеклизы и Приверхоянского прогиба

Нефтегазоносные геологические системы  этих региональных структур объединяются в Лено-Вилюйскую нефтегазоносную  провинцию (НГП), в которую включены Лено-Вилюйская, Приверхоянская и Лено-Анабарская нефтегазоносные области (НГО). В  отличие от месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского прогиба, которые локализуются в отложениях венда и нижнего кембрия, в  Лено-Вилюйской НГП продуктивные горизонты известны в верхнепалеозойско-мезозойских  отложениях, поэтому в геологической  литературе их разделяют на две провинции: Лено-Тунгусскую венд-кембрийскую НГП  и Лено-Вилюйскую пермь-мезозойскую  НГП.

Продуктивные горизонты Лено-Вилюйской  НГП связаны с терригенными отложениями  верхнепермского, нижнетриасового  и нижнеюрского продуктивных комплексов.

Верхнепермский продуктивный комплекс, представленный толщей сложночередующихся песчаников, алевролитов, аргиллитов, углекислых аргиллитов и пластов каменных углей, экранируется глинистой толщей неджелинской свиты нижнего триаса. Внутри комплекса залегает несколько продуктивных горизонтов, вскрытых на многих месторождениях. Было доказано, что пермские отложения Хапчагайского мегавала представляют собой единую газонасыщенную зону [10], характеризующуюся аномально высокими пластовыми давлениями, превышающими на 8-10 МПа гидростатические. Этим объясняются фонтанирующие притоки газа, полученные в ряде скважин: скв. 6-1 млн. м³/сут., скв. 1-1,5 млн. м³/сут., скв. 4 - 2,5 млн. м³/сут. Основные коллекторы - кварцевые песчаники, слагающие крупные линзы, в которых формируются гомогенные залежи газа без подошвенных вод .

Нижнетриассовый продуктивный комплекс мощностью до 600 м представлен толщей преимущественно песчаного состава. Все породы–коллекторы сосредоточены в разрезе таганджинскои свиты перекрытой глинистым экраном пород мономскои свиты. В пределах Хапчагайского мегавала в составе комплекса выделяются продуктивные горизонты и в разрезе таганджинскои, и в разрезе аргиллит-алевролитовои мономскои свит.

Нижнеюрский продуктивный комплекс мощностью до 400 м сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Он перекрыт аргиллит-глинистой толщей сунтарской свиты. В комплексе выделено девять продуктивных горизонтов. Он перекрыт глинистой толщей сунтарской свиты.

Песчано-алевролитовые отложения  средней и верхней юры также  надежно экранированы глинисто-песчаной пачкой мырыкчанской свиты верхней  юры. Из этих отложений получены обнадеживающие притоки газа.

 В меловой части разреза  надежных экранов нет. Они представлены  континентальными угленосными отложениями.

Вилюйская синеклиза

В восточной части Вилюйской  синеклизы расположена Лено-Вилюйскую  нефтегазоносная область. Она содержит, вероятнее всего, кембрийские залежи углеводородов и по своей природе  должна относиться к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В пределах Лено-Вилюйской НТО открыто 9 месторождений.

Енисейско-Анабарская газонефтеносная  провинция — расположена на севере Красноярского края и Западной Якутии. Площадь 390 тысяч км2. Включает Енисейско-Хатангскую газоносную и Лено-Анабарскую перспективную нефтегазоносную области. Наиболее значительны газоконденсатные месторождения Северо-Соленинское, Пеляткинское и Дерябинское. Планомерные поиски нефти и газа начались в 1960. Первое месторождение газа открыто в 1968. К 1984 выявлено 14 газоконденсатных и газовых месторождений на территории Танамско-Малохетского, Рассохинского и Балахнинского мегавалов и Центрально-таймырского прогиба. Енисейско-Анабарская газонефтеносная провинция располагается в зоне тундры. Основные пути сообщения — Северный морской путь и реки Енисей и Лена. Автомобильные и железные дороги отсутствуют. Газ добывается на месторождениях Танамско-Малохетского мегавала для снабжения г. Норильск.

 Тектонически провинция связана  с Енисейско-Хатангским и Лено-Анабарским  мегапрогибами. На севере и  востоке она ограничена Таймырской  и Верхоянско-Чукотской складчатыми  областями, на юге — Сибирской  платформой, на западе раскрывается  в Западно-Сибирскую нефтегазоносную  провинцию. Фундамент гетерогенный, представлен метаморфизованными  породами докембрия, нижнего и  среднего палеозоя. Осадочный палеозойский-мезокайнозойский  чехол на основной территории  провинции достигает мощности 7-10 км, а в отдельных, наиболее  прогнутых участках, 12 км. Разрез  представлен 3 крупными комплексами  отложений: среднепалеозойским карбонатно-терригенным  с эвапоритовыми толщами; верхнепалеозойским  терригенным; мезозойско-кайнозойским  терригенным. В осадочном чехле  установлены своды, мегавалы и  валы большой амплитуды, разделённые  прогибами. Все выявленные газоконденсатные  и газовые месторождения приурочены  к терригенным отложениям мелового  и юрского возраста. Основные  перспективы нефтегазоносности  связываются с верхнепалеозойскими  и мезозойскими отложениями в  западных и с палеозойскими  толщами в восточных районах  провинции. Продуктивные горизонты  залегают в интервале глубин 1-5 км и более. Залежи газа пластовые,  пластово-массивные сводовые. Рабочие  дебиты газовых скважин высокие.  Газы меловых и юрских отложений  метановые, сухие, с повышенной  жирностью, с низким содержанием  азота и кислотных газов.

Средневилюйское газоконденсатное месторождение расположено в 60 км к востоку от г. Вилюйска. Открыто в 1965 г., разрабатывается с 1975 г. Приурочено к брахиантиклинали, осложняющей Хапчагайский свод. Размеры структуры по юрским отложениям 34x22 км, амплитуда 350 м. Газоносны пермские, триасовые и юрские породы. Коллекторы — песчаники с прослоями алевролитов, не выдержаны по площади и на отдельных участках замещаются плотными породами. Месторождение многопластовое. Основные запасы газа и конденсата сосредоточены в нижнем триасе и приурочены к высокопродуктивному горизонту, залегающему в кровельной части усть-кельтерской свиты. Глубина залегания пластов 1430—3180 м. Эффективная толщина пластов 3,3— 9,4 м, толщина основного продуктивного пласта нижнего триаса до 33,4 м. Пористость песчаников 13—21,9 %, проницаемость ,16— 1,2 мкм . ГВКна отметках от -1344 до -3051 м. Начальное пластовое давление 13,9—35,6 МПа, t 30,5—67°С. Содержание стабильного конденсата 60 г/м . Состав газа, %: СН90,6—95,3, N₂ 0,5— 0,85, СО 0,3-1,3.

Залежи пластовые массивные  сводовые и пластовые литологически  ограниченные. Свободный газ —  метановый, сухой, с низким содержанием азота и кислых газов.

Промышленная газонефтеносность  приурочена к верхнепа- леозойско-мезозойским  осадочным отложениям, представленным чередованием терригенных пород  и углей и включающим три газонефтеносных комплекса: верхнепермско-нижнетриасовый, нижнетриасовый и нижнеюрский.

Более древние толщи во внутренних зонах провинции изучены слабо из-за глубокого залегания.

Верхнепермско-нижнетриасовый (непско-неджелинский) ГНК развит на большей части провинции и представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей. Зональной покрышкой являются аргиллиты в низах триаса (неджелинская свита), которые имеют фациально неустойчивый состав и на значительных участках опесчаниваются, теряя экранирующие свойства. Комплекс продуктивен на Хапчагайском поднятии (Средневилюйское, Толонское, Мастахское, Соболох-Неджелинское месторождения) и на северо-западной моноклинали Вилюйской си- неклизы (Среднетюнгское месторождение); с ним связано 23% разведанных запасов газа Лено-Вилюйской ГНП. Глубина газокон- денсатных залежей от 2800 до 3500 м, характерно повсеместное распространение аномально высоких пластовых давлений.

Нижнетриасовый (таганджинско-мономский) ГНК представлен песчаниками, чередующимися с алевролитами, аргиллитами, углями. Песчано-алевролитовый коллектор по физическим параметрам неустойчивый, ухудшается к бортам Вилюйской синекли- зы и Предверхоянскому прогибу. Покрышками являются глины мономской свиты (верхи нижнего триаса), которые в южных районах разреза опесчаниваются. С нижнетриасовым комплексом связано 70% разведанных запасов газа провинции, основная их часть сосредоточена на Средневилюйском месторождении, где имеются три самостоятельные газоконденсатные залежи, вскрытые в песчаниках и алевролитах на глубинах от 2300 до 2600 м.

Нижнеюрский комплекс характеризуется  неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и углей; покрышкой  служат глины сунтарской свиты. Комплекс фациально неустойчивый, наблюдается региональное уплотнение пород в восточном направлении. С комплексом связаны небольшие газовые залежи на Хапчагайском своде (Мастахское, Средневилюйское,Соболох-Неджелинское,Нижневилюйское месторождения) и в зоне Китчано-Буролахских передовых складок (Усть-Вилюйское, Собоха- инское месторождения). Глубина залежей 1000 — 2300 м. Доля ком-плекса в общих ресурсах и разведанных запасах газа Лено- Вилюй-ской ГНП около 6%.

Перспективы нефтегазоносности провинции  связаны с отложениями палеозоя и нижнего мезозоя, особенно в зонах выклинивания коллекторов на северо-западном борту синеклизы и южном борту Лунгхинско-Келинского мегапрогиба.

Месторождение приурочено к Средневилюйской брахиантиклинальной складке в Средневилюйско-Толонском куполовидном поднятии, осложняющем Западный склон Хапчагайского мегавала. Размер брахиантиклинали 34x22 км с амплитудой 350 м. Простирание ее субширотное.

Вскрыто несколько залежей на различных  уровнях от перми до верхней юры. Самый глубокий пласт расположен в интервале 2921 -3321 м. Он относится  к средней перми. Продуктивный пласт  сложен песчаниками с эффективной  мощностью 13,8 м. Открытая пористость пород-коллекторов  изменяется в пределах 10-16%, проницаемость  не превышает 0,001 мкм². Дебиты газа до 135 тыс. м³/сут. Пластовое давление, составляющее 36,3 МПа, почти на 7,0 МПа превышает гидростатическое. Пластовая температура +66 С. Залежь относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.

Основная залежь вскрыта в интервале 2430-2590 м. Продуктивный горизонт локализован  в отложениях триаса. Его мощности от 64 до 87 м. Он сложен песчаниками с  прослоями алевролитов и аргиллитов (рис. 1).

Рис. 1. Разрез продуктивных горизонтов Средневилюйского газоконденсатного месторождения.

Эффективная мощность достигает 13,8 м. Открытая пористость 10-16%, проницаемость 0,001 мкм². Дебиты газа от 21 - 135 тыс. м³/сут. Пластовое давление 36,3 МПа, почти на 7,ОМПа превышает гидростатическое. Пластовая температура +66°С. Газоводный контакт (ГВК) - 3052 м. Тип залежи -пластовая, сводовая с литологическим экранированием. На отметке - 2438 м прослежен газовидный контакт (ГВК). Выше основной залежи вскрыты еще шесть в интервалах: 2373 - 2469 м (T₁-II), дебит газа 1,3 млн. м³/сут. Мощность продуктивного горизонта (ПГ) до 30 м; 2332 - 2369 м (T₁-I_а), дебит газа 100 тыс. м³/сут. Мощность ПГ до 9 м; 2301 - 2336 м (T₁-I), дебит газа 100 тыс. м³/сут. Мощность ПГ до 10 м; 1434 -1473 м (J₁-I), дебит газа 198 тыс. м³/сут. Мощность ПГ до 7 м; 1047 - 1073 м (J₁-II), дебит газа 97 тыс. м³/сут. Мощность ПГ до 10 м; 1014 - 1051 м (J₁-I), дебит газа 42 тыс. м³/сут. Мощность ПГ до 23 м.

Все залежи относятся к типу пластовых, сводовых с литологическим экранированием. Коллекторы представлены песчаниками  с прослоями алевролитов. Месторождение в промышленной эксплуатации находится с 1985г.

Толон-Мастахское газоконденсатное месторождение приурочено к двум брахиантиклиналям, Толонской и Мистахской, и расположенной между ними седловине. Обе структуры приурочены к центральной части Хапчагайского мегавала. Структуры имеют субширотное простирание в восточном продолжении Средневилюйско-Мастахского вала. Они осложнены структурами более высоких порядков. К некоторым из них приурочены залежи углеводородов. Размеры Толонской структуры 14x7 км с небольшой амплитудой 270-300 м. Вскрыто и разведано 9 залежей в отложениях от мела до перми на глубину до 4,2 км.

Залежь в горизонте Р₂ -II разведана на восточном крыле Толонской брахиантиклинали в пермских песчаниках, перекрытых глинистыми породами неджелинской свиты нижнего триаса на глубине 3140-3240 м. Эффективная мощность горизонта 14 м, открытая пористость 13%. Газопроницаемость 0,039 мкм². Промышленные притоки газа до 64 тыс. м³/сут. Пластовое давление 40,5 МПа, пластовая температура +70 С. Отнесена залежь к Р₂ -II условно и может соответствовать горизонту Р₂ -I Мастахской структуры.

Залежь пласта Р₂ -I Мастахской брахиантиклинали приурочена к песчаникам верхней части пермского разреза и также перекрыта глинистым экраном неджелинской свиты триаса. Глубина 3150-3450 м. Минимальные отметки газовой части 3333 м. Открытая пористость коллекторов до 15%, газопроницаемость в среднем 0,0092 мкм².

Обе залежи относятся к типу пластовых, сводовых, литологически экранированных.

Залежь горизонта T₁-IV локализована в песчаниках неджелинской свиты нижнего триаса и в пределах Толон-Мастахского месторождения наиболее распространена. Глубина залегания 3115 - 3450 м. Эффективная мощность коллектора 5,6 м, открытая пористость 11,1-18,9%,газопроницаемость максимальная 0,0051 мкм². Пластовое давление 40,3 МПа, пластовая температура +72°С. Промышленные притоки от 40 до 203 тыс. м³/сут. Тип залежи: пластовая, сводовая, литологически экранированная.

Пласт Т₁-I западной переклинали Мастахской брахиантиклинали сложен песчаниками верхней части разреза неджелинской свиты и включает структурно-литологическую залежь на глубине 3270 - 3376 м. Дебит газа 162 тыс. м³/сут. Пластовое давление 40,3 МПа, пластовая температура +3,52°С.

Залежь пласта Т₁-IV Б выявлена в восточной переклинали Мастахской брахиантиклинали на глубине 3120 - 3210 м. Открытая пористость коллекторов залежей Ti-IVA и Ti-IVB в среднем составляет 18,1%. Газопроницаемость 0,0847 мкм². Тип залежи структурно-литологический. Дебит газа достигает 321 тыс. м³/сут.

Залежь пласта Т₁-Х приурочена к локальным куполам, осложняющим Мастахскую структуру. Она залегает в песчаниках и алевролитах ганджинской свиты, в западном куполе перекрываясь пачками глин и алевролитов средней части этой же свиты. Глубина залегания 2880-2920 м. Тип залежи: сводовый, водоплавающий. ГВК на глубине 2797 м. Пластовое давление 29,4 МПа, температура +61,5°С. В восточном куполе из горизонта T₁-X получен приток 669-704 тыс. м³/сут. Газоконденсатная часть подпирается нефтью.

Залежь горизонта T₁-III, локализована в песчаниках и алевролитах, перекрытых алевролитами и глинами мономской свиты триаса. Залежь тяготеет к своду Толонской брахиантиклинали. Глубина залегания 2650-2700 м. Высота 43 м. Эффективная мощность 25,4 м. Открытая пористость коллектора, 17.8%, газопроводность по керну средняя 0,0788 мкм .Наибольшие рабочие дебиты 158-507 м³/сут, выход конденсата 62,6 г/м³.

Залежи пласта T₁-II A и Т₁ II Б отделены друг от друга пачкой глинистых песчаников и алевролитов. За пределами залежей они сливаются в один пласт T₁-II. Тип залежи T₁-II A структурно-литологический. Глубина залегания 2580- 2650 м. Высота залежи 61м. Активная мощность песчаников и алевролитов 8,9 м. Открытая пористость 17%, газонасыщенность 54%.

Предполагается наличие ещё  не открытых залежей в триасовых  отложениях на площади месторождения.

Залежь горизонта J₁-I-II приурочена к восточной части Мастахской брахиантиклинали, перекрыта сунтарской покрышкой и подпирается снизу водой. Тип залежи сводовый, водоплавающий. Глубина залегания 1750-1820 м. Рабочие дебиты 162-906 тыс. м³/сут., выход конденсата 2,2 г/м³. Выявлена небольшая нефтяная оторочка.

    Соболоох-Неджелинское газоконденсатное месторождение расположено в Соболоохской и Неджелинской брахиантиклинальных структурах и расположенной между ними Люксюгунской структурной террасе. Все они локализованы в Западной части Соболлох-Бадаранского вала. Размер Неджелинской брахиантиклинали по стратоизогипсе - 3100 м 37x21 км с амплитудой около 300 м. Западнее её гипсометрически ниже расположена Соболоохская структура размером 10x5 км с амплитудой 60-85 м. На месторождениях открыто 10 газовых и газоконденсатных залежей в отложениях перми, триаса и юры (рис. 2).

       Расположено в 125 км от г. Вилюйска. Контролируется Соболохской и Неджелинской структурами, осложняющими центральную часть Хапчагайского вала. Месторождение открыто в 1964г. (Неджелинская структура). В 1975г. установлено единство ранее открытых Неджелинского и Соболохского (1972) месторождений. Наибольшей по размерам (34x12 км) и высокоамплитудной (свыше 500 м) является Неджелинская структура. Соболохская и Люксюгунская структуры имеют амплитуды не более 50 ми значительно меньшие размеры.

Характерно для Соболох-Неджелинского  месторождения наличие обширных по площади залежей, приуроченных к маломощным литологически изменчивым пластам песчаников, залегающих в верхней части верхнепермских отложений и в основании нижнего триаса (неджелинская свита). Эти залежи, относящиеся к пер- мо-триасовому продуктивному комплексу, контролируются общей

структурой Хапчагайского вала и литологическим фактором. Высота отдельных залежей превышает 800 м (пласт ^-IV^ Эффективная мощность пластов только на отдельных участках месторождения превышает 5—10 м. Пластовые давления в залежах пер мо-триасового комплекса на 8—10 МПа превышают нормальные гидростатистические.

Пористость песчаников колеблется в диапазоне 13—16%. На отдельных участках установлены коллекторы смешанного порово-трещинного типа, пористость которых  изменяется в диапазоне 6—13 %. Рабочие дебиты скважин колеблются в широких пределах — от 2 до 1002 тыс. м /сут.

В пермо-триасовом продуктивном комплексе  на Соболох-Неджелинском месторождении  выявлено восемь залежей, приуроченных к горизонтам РгШ, Р₂-П, Р-I верхней перми и ^-IV₆ неожелинской свиты. Залежи относятся к пластовому сводовому или пластовому литологически ограниченному типам и залегают на глубинах от 2900 до 3800 м.

Выше, в разрезе нижнего триаса (горизонты T-IV^ T-X) и нижней юры (горизонты J₁-II, J₁-1), выявлены небольшие по площади залежи, которые контролируются структурами третьего порядка (Соболохской, Неджелинской) и осложняющими их небольшими ловушками. Эти залежи, как правило, относятся к сводовому массивному (водоплавающему) типу. Залежь в горизонте T₁-IV₆ пластовая, литологически экранированная.

Состав газов и конденсатов  характерен для всех месторождений Хапчагайского вала. В газах пермских и нижнетриасовых залежей содержание метана достигает 91—93 %, азота 0,8—1,17%, углекислоты 0,3—0,7 %. Выход стабильного конденсата 72—84 см /м . В составе газов нижнеюрских залежей преобладает метан (94,5—96,8% ). Выход стабильного конденсата значительно ниже, чем в газах пермских и нижнетриасовых залежей — до 15 см³/м³. Залежи сопровождаются нефтяными оторочками непромышленного значения.

Рис..2. Разрез продуктивных горизонтов Соболоохского газоконденсатного месторождения

.

Горизонт P₁-II включает две залежи в Соболоохской и Неджелинской структурах, сложенные песчаниками и алевролитами мощностью до 50 м и перекрытые алевролитами и углистыми аргиллитами (рис. 8.2.). Первая из них залегает на глубине 3470-3600 м, вторая - 2970-3000 м. Тип залежей сводовый, литологически экранированный. Открытая пористость коллекторов 10,4 -18,8%, газопроницаемость 0,011 мкм². Рабочие дебиты (по 4-м скважинам) от 56 до 395 тыс. м³/сут. Пластовое давление в Соболоохской залежи 48,1 МПа, температура +82°С, в Неджелинской соответственно 43,4 МПа, Т=^:(+64⁰С).