Байкитская нефтегазоносная область
Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождениеявляется первым месторождением, где была доказана промышленная нефтегазоносность рифейских отложений не только в Восточной Сибири, но и в мире.
На Куюмбинской разведочной площади пробурено 16 скважин, но промышленные притоки получены лишь в двух из них (в скв. 1 - газа и в скв. 2 - нефти). Залежь приурочена к структурному выступу северо-восточного простирания, осложненному серией продольных тектонических нарушений. Она связана с одним из центральных, более приподнятых его блоков. По соотношению продуктивных и непродуктивных скважин это месторождение можно рассматривать, как не имеющее промышленного значения. Но его разведанная площадь по своей геологической характеристике сходна с отдельными участками в восточной половине Юрубчено-Тохомского месторождения. А основная более продуктивная часть месторождения может быть расположена на территории между скважинами 4 и 102. В скважине 4 отложения рифея отсутствуют и отложения ванаварской свиты залегают непосредственно на породах фундамента. По аналогии со скважинами 1, 67 Юрубчено-Тохомского месторождения здесь также можно предположить наличие шовного сочленения по южному крылу выступа фундамента с карбонатными отложениями рифея, имеющими более благоприятные коллекторные свойства. Рассчитывать на полную аналогию с Юрубчено-Тохомским месторождением, особенно по величине залежи, не представляется возможным, но все же этот участок заслуживает пристального внимания и дополнительного опоискования.
Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождениерасположено в юго-западной части Байкитской антеклизы. Пробурено 80 поисковых и разведочных скважин, из которых лишь пять (№№ 1, 6, 9, 67, 112) вскрыли породы фундамента. Остальные скважины были остановлены в рифейских отложениях.
Месторождение приурочено к южному склону крупного палеоподнятия, в пределах которого рифейские отложения отсутствуют, а отложения венда залегают непосредственно на породах фундамента. Соотношение выступа фундамента с продуктивной частью месторождения явно шовное, очень резкое и высокоамплитудное. Это подтверждает промышленный приток газа, полученный из пород фундамента (скв. 67). Хотя рифейские отложения здесь отсутствуют, раздробленные тектоническими движениями породы фундамента сами являются достаточно хорошим коллектором для газа.
В структуре месторождения отчетливо выделяются две ортогональные системы тектонических нарушений - северо-восточного и северо-западного простираний. И те и другие разделяют относительно поднятые и опущенные блоки. Западная часть месторождения имеет субширотное простирание и здесь нарушения северо-восточного направления являются продольными, а северо-западного - поперечными. Восточная часть месторождения – северо-западного простирания и продольными здесь оказываются уже нарушения северо-западной ориентировки. В том и другом случае продольные нарушения являются основными структурообразующими элементами.
Общая геологическая структура месторождения достаточно проста. Это массивная залежь, приуроченная к рифейским карбонатным отложениям, перекрытая поверхностью вендского несогласия. В ряде скважин промышленно нефтегазоносны и перекрывающие рифей карбонатные отложения оскобинской свиты венда. Но существенные различия уровней
ВНК и ГНК в разных скважинах, неравномерное распределение продуктивности по площади, изменчивость в соотношении уровней распределения флюидов (газ, нефть, вода) по разрезу свидетельствуют об исключительной сложности внутренней структуры залежи. Она может быть объяснена литологической неоднородностью горизонтов рифея, подходящих под поверхность несогласия в различных частях площади, избирательностью гипергенных процессов, протекавших на длительном во времени этапе довендского перерыва в осадконакоплении и обусловивших неравномерное формирование вторичной пористости и кавернозности в различных по составу карбонатных породах рифея, а также блоковым характером строения всей разведочной площади в целом.
Рифейские отложения представлены доломитами, в основном, тонкозернистыми. Встречаются слои опесчаненных разностей, отдельные прослои песчаников и аргиллитов. Породы неравномерно перекристаллизованы и трещиноваты.
Карбонатные породы рифея – типичный каверно-порово-трещинный коллектор, в котором промышленные притоки в скважинах обеспечиваются широко развитой их трещиноватостью.
Плотность бурения на месторождении различна - его западная половина оказалась более изученной. Отсюда вполне понятно, почему она охарактеризована более плотной сеткой тектонических нарушений. При сгущении сети глубоких скважин в восточной части месторождения могут появиться новые, более мелкие блоки, а структура может претерпеть существенные изменения.
По степени промышленной значимости и в соответствии своему внутреннему геологическому строению месторождение четко делится на две части - западную и восточную. Западная, наиболее продуктивная часть месторождения и представляет собой собственно Юрубчено-Тохомское месторождение. Повышение продуктивности этой части определяется здесь следующим:
- под поверхностью пострифейского несогласия залегают более чистые, лишенные терригенной примеси карбонатные породы средней части рифейского разреза, что повышает их емкостную характеристику;
- структура осложнена густой сеткой тектонических разрывов северо-восточного простирания, что создает повышенную трещиноватость пород и тем самым увеличивает их проницаемость. Характерны более высокие дебиты нефти и газа в скважинах и повышенный этаж промышленной нефтеносности, который постепенно сокращается в восточном направлении.
В восточной части месторождения промышленные притоки нефти и газа получены лишь в одиночных скважинах, значительно разбросанных по площади. Они связаны со стратиграфически более высокими частями рифейского разреза, где коллекторские свойства ухудшены за счет появления в карбонатах большой примеси глинистого материала. По-видимому, в этой части месторождения только на участках повышенной тектонической трещиноватости и могут существовать условия для получения промышленных притоков флюида.
Контуры промышленной нефтегазоносности восточной части при существующей плотности бурения установить не возможно. Поэтому здесь выделены участки с неустановленной промышленной нефтегазоносностью. По этой же причине к таким участкам отнесено и Усть-Камовское месторождение, где оценка ресурсов осуществлена лишь по одной скважине.
При возможности детального опоискования восточной части Юрубчено-Тохомского месторождения к заложению скважин необходимо подходить с крайней осторожностью, не увеличивая излишне шаг их заложения от пробуренных ранее продуктивных скважин. Здесь каждая новая скважина может дать совершенно иную геологическую и промышленную характеристики. Опыт проведенных на Сибирской платформе поисково-разведочных работ на нефть и газ показывает, что в условиях развития неблагоприятных коллекторов неизбежна повышенная мозаичность в распределении продуктивных и непродуктивных зон.
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