МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ АНАДЫРСКОГО БАССЕЙНА
На юго-западе Анадырского бассейна открыты и частично разведаны 4 нефтегазовых месторождения: Верхне-Телекайское, Ольховое, Верхне-Эчинское и Западно-Озерное.
Недропользователь - ООО «СИБНЕФТЬ- ЧУКОТКА»
Лицензия АНД 00916 НЭ, срок действия до 2020 г.
Приурочено к одноименной структуре, состоящей из двух смежных брахиантиклинальных складок. Залежи нефти и газа располагаются в верхней части разреза собольковской свиты нижнего миоцена, сложенной туфогенными цеолитизированными песчаниками. Эти залежи относятся к пластовым, сводовым, тектонически экранированным и приурочены к четырем продуктивным горизонтам, размещающимся в интервале глубин 1677-2136 м. Залежи верхнего горизонта представляют собой газовые шапки с нефтяными оторочками, в нижележащих горизонтах присутствуют только нефтяные залежи.
Нефти Верхне-Телекайского месторождения имеют плотность 0,853-0,870 г/м3 и являются малосернистыми (содержание серы 0,04-0,07%), малосмолистыми и высокопарафинистыми (содержание парафинов 16,26-19,56%).
Газ Верхне-Телекайского месторождения имеет сугубо углеводородный состав; примеси азота и углекислого газа не превышают 1-3%. Сероводород в газах отсутствует.
В 2003 г. на Верхне-Телекайском месторождении пробурена разведочная скважина №10 и проведено вертикальное сейсмическое профилирование.
Недропользователь - ООО «СИБНЕФТЬ- ЧУКОТКА»
Лицензия АНД 00916 НЭ, срок действия до 2020 г.
Приурочено к одноименной антиклинальной складке, располагающейся в непосредственной близости от Верхне-Телекайского месторождения. Верхне-Эчинская антиклиналь имеет субширотное простирание и нарушена серией низкоамплитудных разрывов. В ее сводовой части выделяются два основных тектонических блока. Представляющая практический интерес залежь нефти обнаружена в восточном блоке и приурочена к кровле автаткульской свиты нижнего-среднего миоцена, сложенной, в основном, мелкозернистыми туфогенными песчаниками. Тип залежи - структурный, тектонически экранированный. Глубина залегания кровли продуктивного горизонта в своде -1406 м, общая высота залежи - 119 м.
Дебиты притоков нефти из различных интервалов залежи колеблются от первых м3/сут на низких динамических уровнях до 24 м3/сут на переливе через штуцер 10 мм. Нефть Верхне-Эчинского месторождения является легкой (0,817-0,823 г/см3), малосернистой, малосмолистой и высокопарафинистой.
Западно-Озерное газовое месторождение
Недропользователь - ООО «СИБНЕФТЬ- ЧУКОТКА»
Лицензия АНД 00917 НЭ, срок действия до 2020 г.
Располагается в 100 км к югу от г.Анадырь и приурочено к одноименной куполовидной пологой складке, установленной в отложениях среднего-верхнего миоцена. Максимальная высота складки - 100-110 м. Разрывные нарушения в продуктивной части разреза не установлены. Газовые залежи приурочены к песчано-глинистым отложениям среднего-верхнего миоцена и размещаются в интервале глубин 360-942 м. В этом интервале установлены 16 продуктивных горизонтов, вмещающих залежи газа, в том числе два верхних горизонта - в верхнемиоценовой эчинской свите и 14 - в отложениях озернинской свиты среднего-верхнего миоцена. В целом, месторождение образуют 13 структурных пластово-сводовых залежей и 3 комбинированные структурно-литологические залежи.
Продуктивные горизонты сложены полимиктовыми мелкозернистыми песчаниками и смешанными алевро-песчаными породами с открытой пористостью 27-32%. Роль экранов выполняют непроницаемые пачки глинистых алевролитов и глин. Газовые залежи размещаются в относительно маломощных пластах, эффективные толщины которых колеблются от 1 до 17 м. Основные запасы газа (88%) сосредоточены в 8 наиболее крупных залежах. Максимальная концентрация запасов газа (33%) установлена в интервале глубин 600-700 м.
Рабочие дебиты газовых пластов при депрессиях, не превышающих 25% пластовых давлений, лежат, в среднем, в диапазоне 30-100 тыс.м3/сут на шайбах 6-10 мм. Максимальные дебиты притоков газа достигают 150-250 тыс.м3/сут. на шайбах 14-18 мм. Газы всех продуктивных горизонтов являются, в основном, метановыми (содержание метана - 97-99% объема). Сероводород в газах не обнаружен.
Месторождение разрабатывается. Газ по газопроводу поступает в г.Анадырь, обеспечивая работу газомоторной электростанции.
Выявлено близ южной границы Анадырского бассейна и приурочено к структурной ловушке, образованной комбинацией брахиантиклинальной складки и разрывного нарушения, которое, по имеющимся данным, представляет собой взброс или крутопадающий надвиг. Месторождение открыто в лежачем крыле взброса к северу от плоскости разрыва единственной поисковой скважиной. Тектонически экранированные залежи нефти обнаружены в двух пластах, залегающих в разрезе гагаринской свиты нижнего миоцена в диапазоне глубин 1943-2274 м. Эффективная толщина верхнего продуктивного горизонта в точке вскрытия оценивается в 7 м, нижнего горизонта - в 23 м, а высота каждой из нефтяных залежей, очевидно, превышает 600 м.
Продуктивные горизонты сложены туфогенными песчаниками, включающими прослои гравелитов и крупнозернистых алевролитов. Притоки нефти характеризуются невысокими дебитами, не превышающими 4 м3/сут. Нефти Ольхового месторождения имеют плотность от 0,85 до 0,87 г/см3, являются малосернистыми, парафинистыми, но, в отличие от Верхне-Телекайского месторождения, смолистыми и смолисто-асфальтеновыми.