Содержание к диссертации
Введение
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ, УСЛОВИЯХ ЛОКАЛИЗАЦИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ НА НЕПСКОМ СВОДЕ И ПРИЛЕГАЮЩИХ ТЕРРИТОРИЯХ 15
1.1. Общие сведения о районе исследований 15
1.2. Обзор результатов ранее проведенных геолого-геофизических работ 17
1.3. Стратиграфический очерк нефтегазоносных отложений 20
1.4. Тектоническая позиция месторождений и залежей нефти и газа 31
1.5. Региональные нефтегазоносные комплексы, резервуары и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных горизонтов 34
1.6. Продуктивность осадочного чехла 42
1.7. Состав и свойства нефтей, газов, конденсатов 47
2. СЫРЬЕВАЯ УГЛЕВОДОРОДНАЯ БАЗА НЕПСКОГО СВОДА И ПРИЛЕГАЮЩИХ ТЕРРИТОРИЙ 51
2.1. Запасы нефти и газа 56
2.2. Состояние обеспеченности ресурсной базой нефти и газа 66
2.2.1. Начальные суммарные ресурсы и их структура 66
2.2.2. Перспективные ресурсы (Сз) нефти и газа 72
2.2.3. Прогнозные локализованные ресурсы (Діл) нефти и газа 73
3. РОЛЬ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ КАТЕГОРИИ С3 В ОПТИМИЗАЦИИ ПРОГРАММ ЛИЦЕНЗИРОВАНИЯ 78
4. ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ПРОГНОЗНЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ ПО ЛОКАЛИЗОВАННЫМ ОБЪЕКТАМ, А ТАКЖЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛОВ ИХ НАДЕЖНОСТИ 86
4.1. Анализ критериев выделения перспективных объектов и надежности их обособления по результатам геолого-геофизических исследований 87
4.1.1. Обзор ранее выполненных работ по оценке достоверности выявленных для подготовки к бурению структур и АТЗ 89
4.1.2. Анализ методов прогнозирования разреза и изучения продуктивных свойств коллекторов по данным геофизических методов 95
4.2. Обоснование методики оценки (поисков) ловушек углеводородов геолого-геофизическими методами и оценки их продуктивных характеристик на Непском своде и прилегающих территориях 101
4.2.1. Оценочные (поисковые) критерии терригенного комплекса 106
4.2.2. Оценочные (поисковые) критерии карбонатного комплекса 111
5. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ПО КАТЕГОРИЯМ Д1л И С3 ПО СТРУКТУРАМ И АТЗ, ВЫЯВЛЕННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ
5.1. Количественная оценка прогнозных ресурсов категории Діл 134
5.2. Количественная оценка перспективных ресурсов категории Сз 135
6. ОЦЕНКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РИСКА ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ 144
6.1. Геологический риск при расчете прогнозных ресурсов категории Діл
6.2. Геологический риск при расчете перспективных ресурсов категории Сз
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 160
Список использованной литературы 163
- Обзор результатов ранее проведенных геолого-геофизических работ
- Запасы нефти и газа
- РОЛЬ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ КАТЕГОРИИ С3 В ОПТИМИЗАЦИИ ПРОГРАММ ЛИЦЕНЗИРОВАНИЯ
Введение к работе
Территория, рассмотренная в настоящей работе, занимает центральную часть Непско-Ботуобинской антеклизы - Непского свода и прилегающих к нему территорий, являющихся склонами свода. Углеводородный потенциал Непского свода - преобладающая часть сырьевой базы Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) и достаточно значимая ее часть всей Лено-Тунгусской провинции (НГП). В пределах свода по сумме категорий A+B+Qh С2 подготовлены и оценены запасы нефти 265,89 млн. т. и запасы газа 1444,4 млрд. м , что составляет 45,8% и 80,4% соответственно от запасов Непско-Ботуобинской НГО.
Основные объемы геолого-геофизических исследований проведены в
период интенсивного изучения территории в 70-80 гг. прошлого века
предприятиями «Востсибнефтегазгеология», «Иркутскгеофизика»,
«Ленанефтегазгеология», «Якутскгеофизика». Научно-производственные работы выполнены организациями СНИИГГиМС, ВостСибНИИГГиМС и Институтом геологии нефти и газа СО РАН. К началу 90-х гг. сформированы основные представления о геологическом строении и перспективах нефтегазоносное территории.
Степень разведанности начальных суммарных ресурсов остается на уровне 29 %. Имеются обоснованные перспективы выявления в этом районе новых залежей нефти и газа, в том числе крупных.
Объектом исследований в настоящей работе явились верхнедокембрийские и венд-кембрийские отложения, с которыми связаны основные продуктивные на нефть и газ горизонты, а также способы и технологии их изучения (в том числе продуктивных характеристик) геолого-геофизическими методами. В число объектов изучения входит резервный фонд подготовленных и выявленных геофизическими методами структур и АТЗ в предыдущие годы.
Объективное решение отмеченных проблем возможно на основе системного обобщения данных глубокого бурения, геофизического
исследования скважин, геофизической, геохимической и других видов информации прошлых лет. Необходимо выполнить комплексный анализ информации с позиций современных геологических концепций и теорий с привлечением новейших достижений в области прямых поисков геофизическими и геохимическими методами для разработки методики оценки прогнозных ресурсов по участкам недр, принимаемых за ловушки углеводородов.
Актуальность исследований определяется огромной значимостью научного обоснования методики выявления новых залежей нефти и газа в пределах Непского свода, а также в прикладном аспекте рассматриваемой проблемы. Оценка современного состояния структуры запасов и ресурсов, перспектив наращивания сырьевой углеводородной базы Непского свода и прилегающих территорий является одним из отправных пунктов планирования геологоразведочных работ и создания новых центров добычи углеводородов в Восточной Сибири.
В структуре запасов и ресурсов углеводородов остались неопределенными количественные характеристики ресурсов, выявленных геофизическими методами структур и неантиклинальных ловушек, которые сегодня именуются как перспективные в нефтегазоносном отношении участки недр. Для вовлечения последних в недропользование следует уточнить типы ловушек, прогнозный углеводородный потенциал, найти новые методические приемы переоценки этих объектов, что приведет к значительному повышению их инвестиционной привлекательности.
Проблемы, решаемые в настоящей работе, непосредственно связаны с основными направлениями деятельности Министерства природных ресурсов, Федерального агентства по недропользованию и его территориальных подразделений в сфере научного обоснования планов восполнения и наращивания сырьевой углеводородной базы. Задача создания крупной углеводородной сырьевой базы в Восточной Сибири определена Энергетической стратегией России до 2020 года, конкретизирована
Распоряжением Правительства Российской Федерации от 31.12.04 № 1737-р «О подготовке трубопроводной системы г. Тайшет — г. Сковородино — Бухта Перевозная» общей мощностью до 80 млн. т нефти в год. Практические результаты работы будут определять перспективы расширения ресурсной базы территории, способствовать решению управленческих задач в сфере недропользования.
Цель исследований - обоснование методики переоценки нефтегазоперспективности выделенных геофизическими методами структур и аномалий типа «залежь» (АТЗ) с переводом их в ловушки с локализованными прогнозными ресурсами категории Діл и перспективными ресурсами Сз- Составной частью исследований являются оценка пределов достоверности структурных построений, надежности связей между геофизическими поисковыми критериями и фильтрационно-емкостными параметрами основных продуктивных горизонтов, геологического риска полученных результатов, а также определение приоритетных направлений поисков нефти и газа.
Основные задачи исследований:
- анализ геолого-геофизической изученности Непского свода и
прилегающих территорий, критериев выявления перспективных структур и
АТЗ, состояния структуры запасов и ресурсов углеводородов;
- обоснование методики выявления ловушек углеводородов геолого-
геофизическими методами и оценка выявленных перспективных структур и
АТЗ для расширения ресурсной базы по категориям Д]л и Сз;
- уточнение достоверности оценки прогнозных и перспективных
ресурсов, выбор объектов для подготовки ресурсов по локализованным
объектам и количественное определение ресурсов углеводородов по
категориям Діл и С3 на выбранных структурах и АТЗ;
- оценка геологического риска подготовки перспективных ресурсов на
локализованных объектах в зависимости от геологических условий и
определение направлений для поисков крупных месторождений
углеводородов, оптимизация программы недропользования в современных условиях.
Научная новизна:
уточнены представления о геологическом строении структур и АТЗ, выявленных по результатам ранее проведенных геолого-геофизических работ, предложена обоснованная методика оценки их достоверности;
апробированы предложения по поискам ловушек углеводородов в венд — кембрийских терригенных и карбонатных отложениях на Непском своде и прилегающих территорях Непско-Ботуобинской НГО по комплексу геолого-геофизических данных, а также по оценке прогнозных локализованных ресурсов Д)л и перспективных ресурсов Сз на выделенных геофизическими методами структурах и АТЗ;
предложена методика ускоренного опоискования залежей углеводородов, прежде всего в ловушках неантиклинального типа на ранее изученных геофизическими методами территориях на основе геолого-геофизических поисковых критериев в центральной части Непско-Ботуобинской НГО с возможным возвратом поисковых работ в эти районы;
- рассмотрено новое направление определения достоверности
расчетных ресурсов на выявленных структурах и АТЗ. Впервые проведена
оценка геологического риска ожидаемых перспективных ресурсов по
Малоереминскому поднятию и Восточно-Сугдинскому АТЗ.
Практическая значимость:
- обоснованы предложения по выявлению нефтегазоносных объектов
геолого-геофизическими методами в пределах Непского свода и
прилегающих территорий;
определены критерии оценки достоверности выявленных перспективных объектов для принятия по ним ресурсов УВ по категориям Діл и С3;
- проведена оценка ресурсов УВ по ранее локализованным структурам
и АТЗ по категориям Діл и Сз;
разработаны предложения по наращиванию и восполнению сырьевой углеводородной базы без проведения дорогостоящих полевых геологоразведочных работ в пределах Непского свода и прилегающих территорий;
выполненные работы ориентированы на оптимизацию программы недропользования в современных условиях, снижение геологического и инвестиционного рисков при поисках углеводородов, созданию условий привлечения крупных нефтегазовых компаний для изучения района исследований.
Фактический материал и методы исследований. Теоретической основой выполненных исследований являются современные достижения в области геологии и нефтегазоносности Непско-Ботуобинской НГО, геофизических методов поисков залежей нефти и газа, прямых поисков углеводородов, прогнозирования геологического разреза, изложенные в работах выдающихся ученых Н.В. Черского, А.Э. Конторовича, Ю.А. Косыгина, B.C. Суркова, А.А. Трофимука, Н.Н. Пузырева, и др. В области геофизических методов исследований в работе использованы научно-практические разработки М.М. Мандельбаума, А.В. Поспеева, П.Ю. Легейдо, O.K. Кондратьева, в области геологии - А.С. Анциферова, В.Е. Бакина, В.Н. Воробьева, Д.И. Дробота, A.M. Затеева, В.П. Исаева, А.И Ларичева, Н.В. Мельникова, А.В. Мигурского, С.А. Моисеева, Б.Л. Рыбъякова, В.В. Самсонова, B.C. Старосельцева, B.C. Ситникова, В.А. Топешко, Г.Г. Шемина и др., апробированные на практике поисковых работ в Восточной Сибири.
В качестве исходной информации использованы материалы глубокого бурения, геофизических и геохимических исследований, результаты тематических и научно-исследовательских работ, а также соответствующие сведения из опубликованной и фондовой литературы. Основными фактическими материалами являются результаты геофизических работ ФГУГП «Иркутскгеофизика» и ОАО «Якутскгеофизика», со специалистами которых автор постоянно сотрудничает. В диссертационной работе
использовались сведения о состоянии и движении углеводородной сырьевой базы, геолого-экономической оценке сырьевых объектов и др., отраженные в фондовых материалах. Значительная часть информации получена при непосредственном участии автора в течение 10 летней работы в этом районе. В исследовании применялись историко-геологический эволюционный подход к анализу геологических процессов, метод обобщения и анализа материалов по поискам и оценке ресурсов углеводородов, методы сравнения и аналогии, объектного подхода, вероятностной оценки результатов. Использовались также методы оценки эффективности поисково-разведочных работ и рационального недропользования. Основные защищаемые положения:
Непский свод и прилегающие районы являются наиболее изученными территориями, имеющаяся геолого-геофизическая информация по ним достаточна для специальных исследований по выявлению ловушек углеводородов. Анализ новейших технологий обработки и интерпретации геофизических материалов показывает возможность получения информации о продуктивных характеристиках нефтегазоносных горизонтов без дополнительного проведения геологоразведочных работ;
Предложена методика выявления ловушек углеводородов геолого-геофизическими методами и оценки их продуктивных характеристик на Непском своде и прилегающих территориях. Современная геофизическая информации позволяет на этапе обработки и интерпретации исходных материалов выделить критерии, определяющие фильтрационно-емкостные свойства основных продуктивных толщ. На основе геологических, геофизических и геохимических исследований выделены критерии выявления нефтеазоперспективных объектов, в том числе неантиклинальных ловушек углеводородов, прогнозируемых в этом районе. С помощью данной методики оценены ресурсы углеводородов локализованных объектов по категориям Діл и Сз;
3. Апробирована оценка прогнозных локализованных и
перспективных ресурсов УВ категориям Діл и Сз по выявленным
геофизическими методами структурам и АТЗ с учетом геологического
риска. Полученные данные о ресурсах на основе вероятностной оценки
соответствуют требованиям мировой практики и новой Классификации
запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и
горючих газов.
4. Разработаны предложения по рациональному недропользованию
в современных условиях, которые способствуют повышению
эффективности геологоразведочных работ и ускоренному наращиванию
запасов и ресурсов нефти и газа.
Личный творческий вклад автора определяется разработками в области повышения эффективности геологоразведочных работ за счет комплексирования геолого-геофизических методов, рационального размещения работ по геологическому изучению недр, выполняемых за счет средств федерального и областного бюджетов, а также собственных средств недропользователей на участках распределенного фонда недр. На основе анализа геолого-геофизической изученности территории и современных достижений поисково-разведочной геофизики и геохимии предложена программа ускоренной подготовки сырьевой углеводородной базы в пределах Непского свода и прилегающих территорий.
Апробация. Положения диссертационной работы, отдельные вопросы состояния и управления сырьевой углеводородной базой докладывались и обсуждались в дискуссиях: на семинаре администрации Иркутской области и ИСЭМ СО РАН «Развитие топливно-энергетического комплекса Иркутской области на период до 2005 г.» г. Иркутск, 1999 г.; на 6-ой Международной конференции (Газовый форум) «Газопроводы в Северо-Восточной Азии: многостороннее сотрудничество» 17-19 сентября 2000 г., г. Иркутск; на научно практической конференции СНИИГГиМС 2003 г., г. Новосибирск; на юбилейной конференции ФГУГП «Иркутскгеофизика», 2004 г., г. Иркутск;
на Всероссийском совещании «Эффективность и целесообразность применения геохимических методов при проведении региональных и поисковых работ на нефть и газ на территории Российской Федерации» ИГНиГ СО РАН, Новосибирск, 25-26 мая 2005 г.
Публикации. Основные положения диссертации изложены в 6 опубликованных работах.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав, раскрывающих содержание защищаемых положений и заключения общим объемом 175 страниц машинописного текста, содержит 7 рисунков, 15 таблиц и список цитируемой литературы из 112 наименований.
Подготовке диссертационной работы способствовали
доброжелательная поддержка академика А.Э. Конторовича, профессоров B.C. Старосельцева, Н.В. Мельникова. За добрые советы и замечания, помогавшие определиться в целом в геологических проблемах и методических подходах их решения автор благодарен докторам наук, профессорам М.М. Мандельбауму, А.С. Анциферову, В.П. Исаеву, А.В. Поспееву. С огромной благодарностью хочу отметить роль В.Н. Воробъева, советы и пожелания которого во многом определили необходимость подготовки работы и ее тематику. Автор выражает признательность кандидатам наук Б.Л Рыбъякову, Н.М. Осадчему, Н.П. Пастухову, Л.А. Барышеву, B.C. Богданову, В.В. Павленко, СВ. Гаченко, сотрудничество с которыми обеспечило реализацию авторских решений.
Искреннюю благодарность автор выражает Г.Л. Пьяниковой, Л.П. Мещеряковой и Л.А. Фетисовой за оказанную помощь в подготовке материалов диссертации.
Обзор результатов ранее проведенных геолого-геофизических работ
Рассматриваемая территория изучена, в целом, с соблюдением требований, предусмотренных Положением об этапах и стадиях работ [82].
Региональная стадия. На этом этапе изучались слабо исследованные северный, северо-западный и юго-восточный склоны Непского свода с целью выявления нефтегазоперспективных резервуаров и зон возможного нефтегазонакопления, их качественной и количественной оценки, а также выбора первоочередных объектов дальнейших исследований. Региональные сейсморазведочные работы проведены на западном борту свода, параметрические скважины пробурены на Ербогаченской, Давачинской, Умоткинской, Северо-Санарской, Южно-Санарской, Южно-Тетейская, Западно-Алтыбской, Ереминской, Западно-Игнялинской, Ромашихинской, и Демъяно-Ичерской и других площадях. На внешнем борту Предпатомского регионального прогиба были пробурены параметрические скважины на Усть-Киренгской и Верхнеульканской площадях. Основные результаты работ выглядят следующим образом: .ty - подтверждена промышленная нефтегазоносность ряда карбонатных горизонтов на западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы в пределах Санарской перспективной зоны;
- получены притоки нефти из христофоровского горизонта в параметрических скважинах на Усть-Киренгской и Верхнеульканской площадях, приуроченных к зоне сочленения Непско-Ботуобинской антеклизы с Предпатомским прогибом;
- в 2005 году завершены работы по опорному геофизическому профилю «Батолит», пересекающего в широтном направлении Байкитскую антеклизу, Непско-Ботуобинскую антеклизу (через район исследуемой территории) и Предпатомский прогиб по маршруту Юрубчено-Тахомское месторождение, Верхнечонское и Талаканское месторождения. На временном разрезе прослеживаются отражения от рифейских отложений, которые выклиниваются в зоне сочленения Катангской седловины с Непско-Ботуобинской антеклизой; - начиная с 1999 года выполняются комплексные геофизические исследования по Присаяно-Ленскому опорному профилю, пересекающего в меридиональном направлении Ковыктинское, Ярактинское, Дулисьминское, Верхнечонское месторождения с выходом на Мархаянский прогиб;
В итоге, по результатам проведенных, работ появились новые представления о глубинном строении территории, нефтегазоносности по основным продуктивным горизонтам осадочного чехла.
Поисковая стадия. На поисковом этапе геологического изучения недр основными задачами работ являлись выявление перспективных ловушек, оценка ресурсов в них и запасов открытых залежей. В поисковое бурение "были введены новые площади: Северо-Могдинская, Северо-Чонская, Южно Чонская, Звездная, Буриндинская, Первомайская.
Поисковым бурением изучались также Вакунайская, Могдинская, Пилюдинская, Рассохинская, Преображенская, Санарская, Западно-Игнялинская площади и Верхнеульканская площадь на внешнем борту Предпатомского прогиба. Основные результаты работ выглядят следующим образом: - открыто и разведано на начальном этапе многопластовое Вакунайское нефтегазоконденсатное месторождение. Продуктивными являются терригенные отложения и карбонатные породы Преображенского и осинского горизонтов; на Западно-Игнялинской площади установлено нефтегазоконденсатное насыщение терригенного комплекса,
Преображенского и осинского продуктивных горизонтов; - подтверждена нефтеносность терригенного коллектора на Южно-Чонской площади; - установлена газоносность терригенного комплекса в пределах Пилюдинско-Рассохинской зоны на юго-восточном склоне Непского свода; - разработано и успешно апробировано новое направление прямых поисков залежей нефти и газа по комплексу геофизических методов, что позволило подготовить за период 1988-1992 гг. 6 объектов АТЗ, расположенных в пределах Непского свода в полосе регионального выклинивания терригенных отложений, в том числе Восточно-Сугдинский объект АТЗ; - дана оценка коллекторских свойств Даниловского эталонного месторождения по карбонатному нефтегазоносному комплексу нижнего кембрия и построены по ним карты прогноза нефтегазоносности на основе применения новых приемов обработки и интерпретации сейсмических материалов с использованием математического моделирования. a- в 2005 году завершены поисково-оценочные сейсморазведочные работы на Ичерской площади, выявлена Огнелинская литолого-стратиграфическая ловушка с прогнозными ресурсами Д!л в количестве 140 млн. тут. В 2004 - начаты площадные сейсморазведочные работы на Чонско-Преображенской площади.
Запасы нефти и газа
Параметрическое бурение начато в 1974 году, поисковое - в 1979 году, разведочное - в 1983 году. Всего в пределах месторождения пробурено около 100 скважин, из них: 3 параметрические, 8 поисковые, остальные разведочные.
Залежи нефти и газа обнаружены в нижне- (Ви) и верхнечонском ((Вю), Преображенском (Бі2)и осинском ((Бі) горизонтах. Суммарные запасы УВ составляют: категории С\ - нефти 159484 тыс.т , (балансовые 493380 тыс.т), газа 11703 млн.м , конденсата 413 тыс.т (извлекаемые); категории С2 - нефти 42136 тыс.т (балансовые 273310 тыс.т), газа 83818 млн. м3, конденсата 2953 тыс.т (извлекаемые).
Залежь пласта Віз - нефтяная, в северо-западном блоке - газонефтяная (незначительная по площади), пластовая, структурно-литологическая, высотой от 22 м, м в центральном блоке 65 м, в том числе газовой части - 12 м. С юга, запада и востока залежь ограничена линией замещения коллектора непроницаемыми песчаниками или их выклинивания. В северо-восточном блоке ВНК находится на абсолютной отметке -1251 м, а в северо-западном блоке на абс.отм. -1283 м. Приток нефти достигает 125.3 м3/сутки, газа 270 тыс. м /сутки при депрессии на пласт 4.9 МПа. Пластовое давление 15.4 МПа. Пластовая температура 16 С.
Песчаники - кварцевые, кварцполевошпатовые, разнозернистые, до гравелитистых в подошве, разной сортировки, пористостью до 18 - 20%, проницаемостью до 300 - 4000 мД. Эффективная мощность изменяется от 0 до 11.2 м.
Залежь пласта В]0 - структурно-литологическая, пластовая, газонефтяная в центральном блоке, нефтяная в северо-западном блоке и газоконденсатная в северо-восточном блоке. В центральном блоке залежь разделена непроницаемыми песчаниками (вытянутыми в меридиа-нальном направлении) на две части - западную и восточную, в каждой из которых расположена газовая шапка. ГНК находится на абсолютной отметке -1243 м в западной части -1215 м в восточной части центрального блока. ВНК установлен на абс. отм. -1283 м (северо-западный блок). Высота залежи составляет: 56 м, в том числе 21 м газовой части (на западе), 26 м, в том числе 9 м газовой части (на востоке) в центральном блоке; 40 м в северовосточном блоке, 29 м в северо-западном, в том числе 12 м газовой части. Вмещающими породами являются песчаники кварцевые, хорошо отсортированные, пористость которых достигает 14 - 16%, проницаемость до 700 мД, мощность коллектора от 0 до 8 м при мощности пласта до 18 м. Притоки из скважин достигали: нефти до 128 м3/сутки, газа до 258 тыс. м3/сутки при депрессии до 11.2 МПа. Пластовое давление 15.2 МПа.
Границами залежи служат: линия выклинивания коллектора на востоке, юге и западе, ВНК на абсолютной отметке -1283 м на северо-западе и разрывное нарушение на северо-востоке.
Залежь Преображенского (Бп) горизонта - нефтяная, пластовая, структурно-литологическая, высотой до 90 м в центральном блоке, и до 30 м в северо-западном и северо-восточном блоках. На юге, западе и частично на севере залежь ограничена линией замещения коллектора плотными породами, в северо-восточном блоке положением ВНК на абсолютной -отметке - 1256 м, в северо-западном блоке гипсометрическим уровнем ВНК на абсолютной отметке - 1208 м. На востоке центрального блока граница залежи пока не установлена. Вмещающими породами являются доломиты серые, органогенного, обломочного и хемогенного происхождения, глинистые в кровле и подошве, частично засолоненные. Мощность горизонта изменяется от 15.5 до 22 м, мощность коллектора до 17 м. Пористость коллектора на залежи составляет 6.5-17 %, проницаемость 0.18 - 22 мД. Скважина 900 выявила газовую шапку, приуроченную к небольшому по площади структурному осложнению, подошва которой ограничена изогипсой -1210 м, где и проводится ГНК. Высота газовой шапки -2 м. Дебиты в скважинах достигали: газа до 18.6 тыс.м /сутки, нефти 23 м /сутки при депрессии до 8.8 МПа. Пластовое давление в газовой части 15.1 МПа, в нефтяной 15.3 МПа. Притоки получены в основном в результате воздействия на пласт соляной кислотой.
Залежь осинского (Bj) горизонта - газовая, пластовая, литологически экранированная со всех сторон непроницаемыми породами. Представлен горизонт известняками и доломитами водорослевыми, органогенными, прослоями засолоненными. Мощность его изменяется от 41 до 54 м, уменьшаясь с юго-востока на северо-запад. Эффективная мощность колеблется от 0 до 21 м, а в залежи от 6 до 17 м. Открытая пористость 6-16 %, проницаемость достигает 160 мД. Тип коллектора трещинно-поровый. Максимальный дебит газа достигает 125.2 тыс. м3/сутки после кислотной Запасы нефти, как отмечалось выше, сконцентрированы на Верхнечонском, Даниловском, Вакунайском, Талаканском, Тымпучиканском месторождениях; газоконденсатными в свете современной изученности является Чаяндинское. Ниже дается краткое освещение строения и освоенности этих объектов.
Верхнечонское газоконденсатнонефтяное месторождение открыто в 1978 году в Катангском районе Иркутской области на одноименной антиклинальной структуре, находящейся в центральной части Непского свода.
Впервые антиклинальная структура была выявлена в 1975 году сейсморазведочными работами МОВ и МОГТ, а в 1976 году подготовлена к глубокому бурению. В дальнейшем, ее строение уточнялось вышеназванными методами с учетом данных бурения и в 1983 году по отражающему горизонту Мг она представляла собой брахиантиклиналь с амплитудой до 80 м, размером 50 х 40 км, площадью 1960 км2 по изогипсе -1275 м.
Глубоким бурением структура, в основном, подтверждается. В ряде точек отмечается частичное несовпадение абсолютных отметок по бурению и данных сейсморазведки до 15 метров, в единичных случаях до 50 метров. Детализационными сейсморазведочными работами установлены разрывные нарушения, в отдельных случаях определяющие контуры залежи.
Основной разлом, Могинско-Ленский, субширотного простирания, пересекает всё месторождение и сопровождается незначительными по протяженности оперяющими разломами. В пределах месторождения выделяются три блока - центральный (южный), северо-западный и северовосточный
Параметрическое бурение начато в 1974 году, поисковое - в 1979 году, разведочное - в 1983 году. Всего в пределах месторождения пробурено около 100 скважин, из них: 3 параметрические, 8 поисковые, остальные разведочные.
Залежи нефти и газа обнаружены в нижне- (Ви) и верхнечонском ((Вю), Преображенском (Бі2)и осинском ((Бі) горизонтах. Суммарные запасы УВ составляют: категории С\ - нефти 159484 тыс.т , (балансовые 493380 тыс.т), газа 11703 млн.м , конденсата 413 тыс.т (извлекаемые); категории С2 - нефти 42136 тыс.т (балансовые 273310 тыс.т), газа 83818 млн. м3, конденсата 2953 тыс.т (извлекаемые).
Залежь пласта Віз - нефтяная, в северо-западном блоке - газонефтяная (незначительная по площади), пластовая, структурно-литологическая, высотой от 22 м, м в центральном блоке 65 м, в том числе газовой части - 12 м. С юга, запада и востока залежь ограничена линией замещения коллектора непроницаемыми песчаниками или их выклинивания. В северо-восточном блоке ВНК находится на абсолютной отметке -1251 м, а в северо-западном блоке на абс.отм. -1283 м. Приток нефти достигает 125.3 м3/сутки, газа 270 тыс. м /сутки при депрессии на пласт 4.9 МПа. Пластовое давление 15.4 МПа. Пластовая температура 16 С.
Песчаники - кварцевые, кварцполевошпатовые, разнозернистые, до гравелитистых в подошве, разной сортировки, пористостью до 18 - 20%, проницаемостью до 300 - 4000 мД. Эффективная мощность изменяется от 0 до 11.2 м.
Залежь пласта В]0 - структурно-литологическая, пластовая, газонефтяная в центральном блоке, нефтяная в северо-западном блоке и газоконденсатная в северо-восточном блоке. В центральном блоке залежь разделена непроницаемыми песчаниками (вытянутыми в меридиа-нальном направлении) на две части - западную и восточную, в каждой из которых расположена газовая шапка. ГНК находится на абсолютной отметке -1243 м в западной части -1215 м в восточной части центрального блока. ВНК установлен на абс. отм. -1283 м (северо-западный блок). Высота залежи составляет: 56 м, в том числе 21 м газовой части (на западе), 26 м, в том числе 9 м газовой части (на востоке) в центральном блоке; 40 м в северовосточном блоке, 29 м в северо-западном, в том числе 12 м газовой части. Вмещающими породами являются песчаники кварцевые, хорошо отсортированные, пористость которых достигает 14 - 16%, проницаемость до 700 мД, мощность коллектора от 0 до 8 м при мощности пласта до 18 м. Притоки из скважин достигали: нефти до 128 м3/сутки, газа до 258 тыс. м3/сутки при депрессии до 11.2 МПа. Пластовое давление 15.2 МПа.
Границами залежи служат: линия выклинивания коллектора на востоке, юге и западе, ВНК на абсолютной отметке -1283 м на северо-западе и разрывное нарушение на северо-востоке. обработки пласта при депрессии 0.9 МПа. Пластовое давление 15.3 МПа,
Роль перспективных ресурсов категории с3 в оптимизации программ лицензирования
Восточной Сибири также представляется необходимой для оценки активных геологических запасов и ресурсов для обоснования проектов поставки нефти и газа с Восточной Сибири на рынок стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР).
В последние годы к нефтегазовому потенциалу Восточной Сибири обращено внимание во многих программных документах Правительства Российской Федерации [76, 84]. В частности, Федеральной целевой программой «Экология и природные ресурсы России на 2002-2010 гг.» предусмотрено усиление нефтегазопоисковых работ в Восточной Сибири в целях наращивания запасов углеводородов [103].
Энергетической стратегией России до 2020 года предусматривалось создание новых центров добычи углеводородов в Восточно-Сибирском регионе [105].
Конкретные, практические задачи ставит Распоряжение Правительства РФ «О подготовке к строительству нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан с пропускной способностью до 80 млн. т в год» [87]. В материалах Распоряжения на второй очереди эксплуатации трубопровода предусматривается вовлекать в освоение месторождения Восточной Сибири для подачи нефти в транспортную систему порядка 56 млн. т.
Между тем, ситуация по обеспечению запасами и перспективными ресурсами углеводородов для планирования центров добычи нефти в Восточной Сибири, магистралей транспортировки выглядит далеко не лучшим образом. Подготовленные для освоения запасы нефти категории Сі в центральной части Непско-Ботуобинской антиклизы позволяют ориентироваться на добычу порядка 10-15 млн. т в год, с введением запасов категории Сг - до 25 млн. т. В очень небольшом объеме оценены перспективные ресурсы категории Сз, которые получены в результате геофизических работ, выполненных до 1994 года. По Иркутской области количественное их значение по нефти составляет 197,7 млн. т (извлекаемые). Сосредоточены они на Вакунайской, Восточно-Сугдинской, Давачинской, Куландинской, Умоткинской, Чангильской (АТЗ), Кочемской,
Малоереминской, Нижнеереминской, Нижнепилюдинской, Хамакарской площадях, подготовленных к глубокому бурению.
Причиной небольшого количества учтенных в Государственном балансе перспективных ресурсов и ограниченное их использование на практике в определенной мере является само их определение нормативными документами. Такие ресурсы выделяются на подготовленных для глубокого бурения ловушках нефти, газа или газоконденсатных смесей, расположенных в единой структурно-фациальной зоне нефтегазоносного района и оконтуренных методами геологических и геофизических исследований [24].
Особенности движения перспективных ресурсов в динамике ресурсной базы серьезно не рассматривались, имеются ряд исследователей, которые отметили ограниченную применимость этих ресурсов [20, 33, 46]. Ресурсы Сз изначально определялись только для выбора объектов глубокого бурения и прогноза дальнейших исследований.
С переходом на рыночную экономику ситуация с подготовкой ресурсов С3 изменилась к худшему. Государство отошло от подготовки объектов для глубокого бурения. В современных условиях целью финансирования геологоразведочных работ за счет средств федерального бюджета является подготовка локализованных участков с прогнозными ресурсами категории
Діл. Дальнейшее изучение таких участков для получения на них промышленных запасов и перспективных ресурсов предусматривается за счет средств недропользователей, получившими лицензии на право пользования локализованными участками недр. В итоге, все это привело к тому, что количественная характеристика перспективных ресурсов остается на уровне 1994 года.
Основными причинами создавшего положения являются следующие обстоятельства. Первые (недропользователи), в программах геологического изучения не предусматривают получение перспективных ресурсов Сз. Связано это с тем, что такие ресурсы не используются при подготовке
проектной документации на разработку месторождений. В итоге в условия лицензии не включаются обязательства по подготовке перспективных ресурсов как при предоставлении недр на геологическое изучение, так и при выдаче сквозной лицензии на условиях риска. То есть, для практического использования перспективные ресурсы на сегодняшний день не находят применения.
Государственные органы власти также не планируют прирост перспективных ресурсов категории Сз, ограничиваясь прогнозными локализованными ресурсами категории Діл. Связано это с необходимостью выполнения работ с повышенной плотностью исследований, которая потребует больших затрат финансовых средств на их проведение. Органами управления государственным фондом недр при планировании работ за счет федерального бюджета такая задача и не предусматривается, так как изначально принимается, что работы поискового этапа должны выполняться недропользователем на собственные средства.
