рияють збереженню повсюдно розвиненою багаторічної мерзлоти.
У орографическом відношенні родовище розташовується в межах Вилюйской аллювиальной рівнини. Найбільш крупна річка - Вилюй, має добре розвинену зрозумію, заплавну і чотири надзаплавних тераси. Поверхня терас покрита численними полями, озерами і болотами.
Малюнок 1.1 Оглядова схема району робіт
1.2 Історія освоєння родовища
Родовище відкрите в 1967 р У 1971 році був розроблений перший проектний документ з експлуатації Мастахского газоконденсатного родовища - Проект дослідно-промислової експлуатації raquo ;, згідно з яким введені в розробку поклади юрських і пермських відкладень. Згодом проектування розробки родовища неодноразово коригувалося у зв'язку з невідповідністю фактичних показників проектним та введенням в експлуатацію нових об'єктів розробки.
технологічний режим експлуатація свердловина
З введенням в розробку Средневілюйского газоконденсатного родовища Мастахского родовище виконує роль родовища регулятора і окремо має другорядне значення для балансу видобутку вуглеводнів в регіоні. Раніше видобуток газу на родовищі велася 35 експлуатаційними свердловинами. У квітні 2004 року загальний експлуатаційний фонд свердловин становив 18 одиниць, але на сьогоднішній день видобуток газу проводиться тільки 3 свердловинами. Для підключення інших свердловин проводяться планові роботи з їх капітального ремонту.
З 2003 року проектування та авторський контроль над розробкою здійснює ВАТ СевКавНІПІгаз .
Вид документаПротоколУточненний проект доразработки Мастахского газоконденсатного родовища Республіки Саха (Якутія) СевКавНІПІгаз, 2005; протокол ЦКР, +2006
Звіт Уточнений проект доразработки Мастахского газоконденсатного родовища Республіки Саха (Якутія) є чинним затвердженим на ЦКР Міністерства енергетики РФ проектним документом і передбачає роботу родовища в якості додаткового джерела газопостачання центрального регіону Республіки Саха (Якутія) в пікові періоди споживання газу. У літні місяці відбір газу припиняється, а в зимові нарощується.
1.3 Геологічна будова
З метою вирішення практичних завдань щодо оптимізації доразработки Мастахского ГКР і виконання рекомендацій ДКЗ Роснадра виконано тривимірне цифрове геологічне моделювання приміських, тріасових і юрських відкладень.
Постійно діюча геологічна модель продуктивних пластів будувалася за геологічними і геофізичним матеріалами, наведеними в перерахунку запасів газу і конденсату по Мастахского газоконденсатному родовищу (2004 рік) і затвердженим ДКЗ РФ (протокол № 959 від 03.11.2004).
Структура покрівлі покладів пермі, тріасу і юри (малюнки 1.1 - 1.3) являє собою гребневидная підняття субширотного простягання розмірами по замкнутій Изогипс мінус 3300 м (покрівля пласта Т 1 -IV) 41х14 км амплітудою 272 м. Кути падіння пластів від 1,0 до 1,5 °. Південне крило структури більш пологе (2,0 - 2,5 °), північне більш круте (4,0 - 5,0 °).
Малюнок 1.2 - Структурна поверхню покрівлі колектора поклади пласта P 2 -I приміських відкладень
Малюнок 1.3 - Структурна поверхню покрівлі колектора поклади пласта T 1 -IV тріасових відкладень
Малюнок 1.4 - Структурна поверхню покрівлі колектора поклади пласта J 1 -I 1 юрських відкладень
1.4 Газоносність родовища
Мастахского газоконденсатне родовище ускладнене розривним порушенням скидного типу. У зв'язку з цим виділяються два блоки - підведений і опущений. У межах опущеного блоку виділені два куполи - західний і східний. На родовищі промислово газоносними є юрські, тріасові і пермські відкладення.
Розробка газових покладів юрських відкладень велася на опущеному блоці в період 1973 - 1997 роки.
У тріасових відкладеннях промислова газоносність встановлена ??в пластах Т 1 -Х, Т 1 -Х а і Т 1 -IV.
Пласт Т 1 -Х розроблявся на піднесеному блоці в період з 1984 по 1995 роки, пласт Т 1 -Х а розроблявся на опущеному блоці з 1981 по 1997 рр. Пласт Т 1 -IV експлуатується свердловинами № 65 і 110. Поклад газу приурочена до східного куполу опущеного блоку і класифікується як пластова, сводовая, литологически екранована. Газоводяного контакт встановлений на абсолютній відмітці мінус 3088 м. Експлуатаційні свердловини № 65 і 110 розташовуються у зводі структури, розкриваючи покрівлю продуктивного пласта на абсолютних позначках мінус 3005 м і мінус 3 024 м відповідно.
