Уникальные и крупные месторождения России

Лекция 16

Уникальные и крупные месторождения России

Восточно-Сибирская платформа

Баренцево море

Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 г. По величине запасов газа Штокмановское газоконденсатное месторождение относится к категории уникальных. Расположено оно в центральной глубоководной части Баренцева моря в 650 км к северо-востоку от г. Мурманска. Расстояние до берега (п. Териберка) – 550 км. Глубина моря в пределах площади месторождения изменяется от 307 до 351 м.

Штокмановское поднятие представляет собой крупную куполовидную брахиантиклинальную складку размером 45х35 км, осложненную несколькими малоамплитудными тектоническими разломами.

На месторождении пробурено 7 разведочных скважин, в пяти из которых получены промышленные притоки газа.

Газоносность месторождения связана с отложениями средней юры, в пределах которых выделены продуктивные пласты Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3 .

Залежи пластов Ю0, Ю1 и Ю2 являются пластовыми сводовыми, залежь Ю3 пласта – водоплавающая. ГВК определен для залежи Ю0 пласта на отметке – 1955,6 м, Ю1 пласта – 2306 м, Ю2 и Ю3 пластов – 2326 м.

Начальное пластовое давление в залежах соответствует гидростатическому и составляет 20,0 МПа (пласт Ю0), 23,7 МПа (пласт Ю1) и 23,9 МПа (пласты Ю2 и Ю3) Начальная пластовая температура изменяется от 48°С (пласт Ю0) до 60°С (пласты Ю2 и Ю3).

Средняя газонасыщенность пластов по данным ГИС изменяется от 83,5% (пласт Ю0) до 77,6% (пласт Ю1). Средние газонасыщенные толщины отдельных пластов составляют 45,6 м (Ю0), 47,5 м (Ю1), 17,2 м (Ю2) , 12,4 м (Ю3) при средней общей толщине соответственно 64,5 м, 60,7 м, 20,7 м, 43,4 м.

Средние значения коэффициентов песчанистости пластов Ю0 и Ю1 характеризуются относительно высокими значениями – 0,88 и 0,77. Коэффициент расчлененности в отдельных пластах изменяется от 1 до 3,2.

По результатам исследований керна пласт Ю0 характеризуется высокой проницаемостью – 620 мкм2. Среднее значение проницаемости пласта Ю1 – 56 мкм2, Ю2 и Ю3 пластов – 160 мкм2.

Запасы газа и газового конденсата Штокмановского месторождения утверждены ГКЗ РФ по состоянию изученности от 01.01.95 г. по категориям С1 и С2 . На долю двух залежей пластов Ю0 и Ю1 приходится до 91,5% общих запасов газа месторождения. Объем доказанных запасов газа – 3,2 трлн.м3 .

Тимано-Печорская НГП

Шельф Каспийского моря

По состоянию на 01.01.2004 г. Государственным балансом запасов полезных ископаемых учтены запасы нефти и газа на семи месторождениях, в том числе на пяти нефтегазоконденсатных (Инчхе – море, 170 км, Хвалынское, Им. Ю.Корчагина, Самарское), одно газоконденсатное (Ракушечное), одно нефтяное (Избербаш, подводная часть).

Им. Ю. Корчагина (море) нефтегазоконденсатное месторождение открыто в северной части Каспийского моря в 2000 г. поисковой скважиной, пробуренной в своде структуры Широтная. Поднятие осложнено двумя куполами – Западным и Восточным. Промышленная нефтегазоносность установлена в широком возрастном диапазоне – от палеогена до батского века средней юры. Верхние горизонты (палеоген-апт) преимущественно газоносны, неоком-волжские пласты – газоконденсатонефтяные залежи. Максимум продуктивности приходится на отложения неокома. По запасам извлекаемой нефти и газа месторождение относится категории крупных; учтены также извлекаемые запасы растворенного газа и конденсата.

Залежь газа в палеогеновых отложениях залегает на глубинах 700-730 м, площадь газонасыщения - 28262 тыс. м2, газонасыщенная мощность эффективная - 11,6 м, пористость открытая – 33%, коэффициент газонасыщения - 0,73. Пластовое давление 7,52 мПа.

Залежь газа в альбских отложениях залегает на глубинах 1274-1320 м, площадь газонасыщения - 23025 тыс. м2, газонасыщенная мощность эффективная – 5,2 м, пористость открытая – 27%, коэффициент газонасыщения - 0,62. Пластовое давление 13,5 мПа.

Залежь газа в аптских отложениях залегает на глубинах 1359-1397 м, площадь газонасыщения - 13197 тыс. м2, газонасыщенная мощность эффективная – 12,6м, пористость открытая – 27%, коэффициент газонасыщения - 0,62. Пластовые температура - 65,5 0С, давление 15,48 мПа. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,670, содержание ТУВ - 8,28%, азота – 1,92%, углекислого газа – 0,28%.

Залежи газа и нефти в неокомских отложениях характеризуются следующими параметрами:

Залежь газа – площадь газонасыщения - 44449 тыс. м2, газонасыщенная толщина - 29,7 м, пористость открытая - 24-26%, коэффициент газонасыщения - 0,74-0,79%, пластовая температура - 730С. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,666, содержание ТУВ - 7, 52%, азота – 1,41%, углекислого газа – 0,32%.

Залежь нефти – интервал глубин залегания – 1462-1501 м, площадь нефтенасыщения – 11474 тыс. м2, нефтенасыщенная толщина эффективная – 10,9 м, пористость открытая - 24-25%, проницаемость 0,432 мкм2, коэффициент нефтенасыщения - 0,65-0,79%, пластовая температура - 730С. Характеристика нефти: ρ=0,807 г/см3, содержание серы 0,08%, парафина 9%.

Газ растворенный в нефтях неокома идентифицируется следующими данными: пластовая температура – 710С. Характеристика газа: ρ=0,761 г/см3, содержание ТУВ - 6%, азота - 0,71%, углекислого газа – 0,39%.

Нефтяные и газовые залежи в волжских карбонатных отложениях верхней юры выделены в пределах Западного и Восточного куполов месторождения Им. Ю. Корчагина

Западный купол. Залежь нефти выявлена в интервале глубин 1544-1585 м, площадь нефтенасыщения – 8775 тыс. м2, нефтенасыщенная толщина эффективная – 9,5 м, пористость открытая - 19-22%, проницаемость 1,550 мкм2, коэффициент нефтенасыщения - 0,7-0,87%, пластовая температура - 780С. Характеристика нефти: ρ=0,819 г/см3, содержание серы - 0,07%, парафина - 6,8%.

Залежь газа Западного купола характеризуется следующими данными: площадь газонасыщения – 3325 тыс. м2 , газонасыщенная толщина – 7,1 м, пористость открытая - 19%, коэффициент газонасыщения - 0,87%, пластовые температура – 77,60С, давление -16,88 мПа. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,670, содержание азота – 1,34%, углекислого газа – 0,3%.

Восточный купол. Залежь нефти установлена на глубине 1550 м, площадь нефтенасыщения –1425 тыс. м2, нефтенасыщенная толщина эффективная – 6 м, пористость открытая - 19%, коэффициент нефтенасыщения - 0,7-0,87%. Плотность нефти - 0,819 г/см3.

Залежь газа Восточного купола установлена в интервале глубин 1588-1585 м, площадь газонасыщения –8662 тыс. м2 , газонасыщенная толщина – 17,8 м, пористость открытая - 21%, коэффициент газонасыщения - 0,81%, пластовые температура – 910С, давление – 20,1 мПа. Характеристика газа: плотность по воздуху – 0,694, содержание ТУВ – 10,69%, азота – 1,65%, углекислого газа – 0,77% .

Северо-Кавказкая НГП

Индоло-Кубанская нефтегазоносная область

Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение расположено в 125 км к западу от г. Краснодара. Нефтегазоносность установлена в 1953 г. на Анастасиевском, а позднее на Троицком участке. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения от олигоценовых до четвертичных. На Троицком участке по сравнению с Анастасиевским мощности отдельных стратиграфических подразделений увеличиваются ввиду погружения всего поднятия в юго-восточном направлении. Так, мощность четвертичных отложений меняется от 230 до 350 м, куяльницких -от 190 до 270 м, надрудных слоев – от 200 до 280 м, понтического яруса - от 360 до 680 м и так далее.

Анастасиевско-Троицкая брахиантиклинальная складка являющаяся частью Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны, характеризуется северо-западным простиранием и погружается в юго-восточном направлении, её размер 27,5 х 2,5 км и амплитуда около 400 м. Брахиантиклинальная структура осложнена двумя вершинами – Анастасиевской и Троицкой. Углы падения крыльев составляют 10 – 140. В сводовой её части устанавливается узкое ядро нагнетания, сложенное брекчиевидными породами майкопской толщи. Ядро доходит до верхнеплиоценовых отложений. Западная периклиналь структуры также осложнена диапиризмом. Здесь встречено почти изометричное жерло, сложенное брекчиевидными майкопскими породами. Однако над жерлом на образовалось самостоятельного поднятия. Оно оказалось центром, от которого радиально отходят отдельные сбросы, быстро затухающие по мере удаления от диапирового ядра.

По мэотическим (миоцен-N1m) и понтическим (плиоцен – N2p) отложениям в связи с резкими колебаниями в мощностях песчаных горизонтов значительно изменяется как число, так и местоположение отдельных вершин Анастасиевско-Троицкой складки. По самым верхам плиоцена сохраняется замкнутая складка со сводовой частью в районе Анастасиевского участка. Сейсморазведка не установила наличия здесь складки по мезозойским отложениям, но дала более сложную картину. На глубинах 5500 – 6500 м было установлено нарушение, разделяющее два блока: северный опущенный с более пологим залеганием пород и южный приподнятый с более сложными условиями залегания. Эти данные свидетельствуют о значительной дисгармонии в строении над- и подмайкопских комплексов.

На месторождении выявлено девять продуктивных горизонтов, из которых Ia, I, II и Ш газовые, IV и V – нефтегазовые и VI, VIa и VII – нефтяные. Первые четыре горизонта связаны с отложениями киммерийского и понтического ярусов, остальные – с мэотическими осадками.

Горизонт Ia содержит небольшую газовую залежь только в восточной части Троицкого участка. Основные запасы газа сосредоточены в газовой шапке IV горизонта. IV продуктивный горизонт является общим для обоих участков. Наибольшего значения (122 м) мощность горизонта достигает в северо-западной части Анастасиевской площади, постепенно уменьшаясь в юго-восточном направлении до 53 м. Горизонт залегает на глубинах 1350 – 1540 м и сложен в нижней части мощной пачков песков и песчаников мощностью 30 – 100 м и в верхней – песчаниками мощностью до 23 м. Величина эффективной мощности горизонта имеет среднее значение 10,2 м в верхней части и 41,7 м в основной песчаной части. Общая пористость колеблется от 8 до 43%, а эффективная составляет 29 – 32%. Проницаемость горизонта в газовой части меняется от 57 до 580 µD, а в нефтяной части достигает 1 D и более. Залежь IV горизонта характеризуется размерами 21 х 2,3 км. Особенность её строения – наличие огромной газовой шапки с этажом газоносности более 150 м при небольшом этаже нефтеносности. Газонасыщенность основной песчаной части 0,9, верхней песчано-глинистой части – 0,77, ГНК является единым и определен на глубине -1502 м. Газ – метановый, плотность его увеличивается с глубиной залегания горизонтов от 0,565 до 0,710. Содержание метана в в верхних горизонтах – от 95 до 99% и уменьшается до 81 – 95% в нижележащих IV и V горизонтах. В газовой шапке IV горизонта содержание конденсата 15,6 г/м3.

На Анастасиевском участке залежь протыкается двумя выступами диапирового ядра и нарушена сбросами, не влияющими на положение ВНК и ГНК. ВНК отбивается на отметке -1521 м на Анастасиевском и на отметке -1532 м на Троицком участках.

Западно-Сибирская НГП

Содержание геологического отчета по разведочной скважине

Как правило, бурение, оборудование и испытание проектируемой скважины позволить решить целую серию промысловых и геологических задач, основными среди которых являются:

· изучение геологического строения перспективной структуры;

· выделение в разрезе продуктивных горизонтов песчаников (известняков);

· определение фракционного состава углеводородов и качественных характеристик нефти, газа, конденсата

· изучение коллекторских свойств (гидрогеологических, сейсмологических характеристик) разреза, и т.д.

· количественная оценка ресурсов категории С3 (на стадии поисков), подсчет запасов категорий С1 и С2 (первая стадия разведки), В+С1 (стадия подготовки к освоению).

· получение исходных данных для составления проекта пробной эксплуатации нефтяной залежи и предварительной геолого-экономической оценки месторождения.

Целесообразность финансирования любого проекта непосредственно определяется перечнем и конкретностью ожидаемых результатов работ. Наиболее убедительными аргументами являются количественные показатели эффективности. Для поисковых и разведочных стадий таким показателем является удельный приростзапасов в расчете на 1 метр бурения и на 1 рубль затрат.

В том случае, когда проектом предусматривается строительство эксплуатационной (добычной, нагнетательной, контрольной) скважины в условиях разрабатываемого месторождения,методика работ рассматривается по схеме, принятой в производственных организациях.

1. Целевое назначение скважины

2. Проектный геологический разрез

3. Нефтегазоносность

4. Гидрогеологические и геокриологические условия

5. Ожидаемые геологические осложнения

6. Параметры бурового раствора

7. Отбор керна и шлама

8. Промыслово-геофизические исследования

9. Лабораторные исследования

Лекция 16

Уникальные и крупные месторождения России

Наши рекомендации