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 .