В ИНГГ СО РАН продолжают масштабные исследования Ереминско-Чонского газоконденсатнонефтяного месторождения (ЕЧМ). Оно расположенно в Катангском районе Иркутской области и на сопредельной территории Республики Саха (Якутия). Площадь ЕЧМ составляет 26,5 тыс. км2, и в его пределах выявлены сходные благоприятные тектонические, литолого-фациальные и геохимические условия для образования залежей нефти и газа.

О некоторых результатах своей многолетней работы рассказал Георгий Георгиевич Шемин – главный научный сотрудник лаборатории геологии нефти и газа арктических регионов Сибири ИНГГ СО РАН, д.г.-м.н.

– Георгий Георгиевич, Вы много лет исследуете Ереминско-Чонское месторождение (ЕЧМ). Какова степень его изученности геофизическими работами и глубоким бурением?

– В контуре ЕЧМ проведены значительные объемы геологоразведочных работ. Вся его территория покрыта гравиметрической съемкой, большая часть работами ЗСБ. Сейсморазведкой МОВ вначале однократного, а начиная с середины 1970 года многократного МОГТ профилирования исследована почти вся территория ЕЧМ. Глубокое бурение началось в 1970 годы. В настоящее время на его территории пробурено около 200 глубоких скважин, в пределах 17 площадей бурения суммарной проходкой 321 тыс. м. Изученность глубоким бурение месторождения составляет 12,1 м/км2. Наиболее изучена бурением и сейсморазведочными работами восточная половина месторождения.

Отмечу, что основной объем выполненных геологоразведочных работ на территории ЕЧМ был направлен на поиски и разведку залежей нефти и газа в вендском терригенном комплексе. Вышезалегающие вендско-нижнекембрийские карбонатные отложения, характеризующиеся более сложным строением, но более высокими перспективами нефтегазоносности, обычно исследовались попутно. При бурении и испытании скважин использовались традиционные методы, а бурение горизонтальных стволов и их испытание с применением гидроразрыва практически не проводилось.

– К каким результатам привели эти геологоразведочные работы?

– В результате проведения геологоразведочных работ на территории месторождения выявлены 33 залежи, из них крупных по запасам УВ – 11 залежей, средних – 18 и мелких – 4. Извлекаемые запасы углеводородов (УВ) по данным на начало 2016 года по категориям А+Б+С1+С2 составляют 1285,6 млн т условных углеводородов (УУВ), из них нефти – 851,7 млн т, газа – 428,1 млрд м3 и конденсата – 5,8 млн т.

В настоящее время вся территория ЕЧМ лицензирована. В его пределах выделены 17 лицензированных участков, принадлежащих восьми недропользователям. Основными из них являются ПАО «НК Роснефть», ПАО «Газпром нефть Ангара», ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «Восток-Энерджи».


 


 


 

В своих работах я детально охарактеризовал тектонические, литолого-фациальные и геохимические условия образования ЕЧМ. Вместе с коллегами мы доказали, что все выделенные карбонатные и песчаные пласты вендско-нижнекембрийского комплекса (Б1, Б3-4, Б5, Б12-13, В10, В13) имели благоприятные условия для формирования залежей нефти и газа. Эти условия обеспечили только в пределах этого месторождения южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции их промышленную нефтегазоносность.

– Могли бы Вы кратко охарактеризовать условия образования этого месторождения?

– Конечно. Давайте начнем с тектонических условий образования ЕЧМ. Ереминско-Чонское месторождение расположено в центральной наиболее приподнятой части Непско-Ботуобинской антеклизы, где включает северо-западную часть Непского свода, осложненную Верхнечонским структурным мысом. По кровле всех вышеотмеченных продуктивных пластов месторождение выражено однообразно в виде полуокруглой моноклинали с наклоном пород к северу, северо-западу от наиболее приподнятого Верхнечонского структурного мыса. Дизъюнктивная тектоника на территории месторождения проявилась достаточно интенсивно. Она контрастно выражена семью микрограбенами и четырьмя основными разломами, которые четко выражены на структурных планах всех продуктивных пластов.

Структурные планы Непско-Ботуобинской антеклизы ЕЧМ в вендско-раннепалеозойский период существенно отличались от современных. Северо-западная половина антеклизы в указанный интервал времени была наиболее приподнятым участком. Она составляла юго-восточную сводовую часть крупнейшей положительной структуры – Катангской палеоантеклизы. В отмеченный период почти вся территория ЕЧМ располагалась в сводовой части Катангской палеоантеклизы.

Структурный план рассматриваемой территории в среднем палеозое продолжил унаследованное развитие.

Позднепалеозойско-мезозойский период на Сибирской платформе характеризуется высокой тектонической активностью. На границе перми и триаса проявилась плюм-тектоника, выраженная рифтогенезом и формированием крупных прогибов, синеклиз, антеклиз и излиянием огромных объемов сибирских траппов. В результате активно формируется северо-западный склон Непско-Ботуобинской антеклизы, т.е. начали формироваться северо-западные структурные планы ЕЧМ. В послетриасовое время завершилось формирование современного структурного плана Непско-Ботуобинской антеклизы и ЕЧМ. Следовательно, тектонические условия образования Ереминско-Чонского месторождения нефти, газа и конденсата были весьма благоприятными, поскольку его территория на протяжении позднего докембрия и фанерозоя являлась наиболее приподнятой частью Непско-Ботуобинской антеклизы, куда в течение всего этого периода практически непрерывно могли поступать углеводороды из смежных зон нефтегазообразования. Интенсивно проявленная разрывная тектоника способствовала перетоку углеводородов из наиболее погруженных терригенных продуктивных пластов в вышезалегающие карбонатные пласты.

– Были ли литолого-фациальные условия образования ЕЧМ столь же благоприятными?

– С уверенностью могу сказать – да. Во-первых, карбонатные продуктивные пласты, являющиеся основным вместилищем залежей нефти и газа, образованы в близких фациальных условиях – внутришельфовой отмели, органогенных банок – и представлены в основном органогенными разностями. Они преобразованы преимущественно процессами перекристаллизации, доломитизации и выщелачивания, за счет проявления которых сформировались вторичные коллекторы. Во-вторых, отсутствие тирского флюидоуора, перекрывающего терригенные продуктивные пласты, обеспечило переток УВ из них в вышезалегающие коллектора карбонатных пластов. В-третьих, сохранность залежей углеводородов всего вендско-нижнекембрийского нфтегазоносного комплекса ЕЧМ обусловлена вышезалегающим верхнеусольским флюидоупором высокого качества.

В частности, мы построили седиментационную и фильтрационную модели преображенского карбонатного пласта Б12 и экранирующую модель перекрывающего его тирского флюидоупора. Этот пласт является базовым для ЕЧМ. По его емкостной модели были определены контуры рассматриваемого месторождения по изопахите коллекторов равной 5 м.

– А какими были геохимические условия образования ЕЧМ?

– Они также были весьма благоприятными. Мы сделали комплексную оценку геохимических условий образований Непско-Ботуобинской антеклизы и расположенного на ее территории рассматриваемого месторождения. На протяжении всего фанерозойского периода осуществлялась лотеральная и вертикальная миграция углеводородов из Предпатомского прогиба и смежной территории Непско-Ботуобинской антеклизы.

Учитывая, что флюидоупоры между продуктивными пластами имели низкое качество, создались благоприятные условия для формирования в них залежей углеводородов. Их сохранность обеспечил верхнеусольский высокого качества флюидоупор, повсеместно перекрывающий весь вендско-нижнекембрийский подсолевой терригенно-карбонатный комплекс, в котором выявлены все залежи углеводородов на территории ЕЧМ.

– Какую методику Вы и Ваши коллеги использовали для количественной оценки нефтегазоносности продуктивных пластов ЕЧМ?

– При выполнении количественной оценки перспектив нефтегазоносности продуктивных пластов ЕЧМ (Б1, Б3-4, Б5, Б12-13, В10, В13), учитывая их разную степень выявленной нефтегазоносности, использовались два метода: объемный и геологический способ по удельным плотностям запасов углеводородов на единицу площади. Поскольку пласты Б12-13 в пределах месторождения характеризуются практически повсеместным распространением нефтегазоносных коллекторов, поэтому оценка их ресурсов углеводородов осуществлена первым методом. Остальные продуктивные пласты месторождения характеризуются очаговом распространением нефтегазоносных коллекторов. В них прогнозируются очаговые по площади ловушки. Ресурсы углеводородов этих продуктивных пластов оценены вторым методом.

– Что показали результаты количественной оценки запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата ЕЧМ?

– Начальные суммарные ресурсы углеводородов (НСР) вендско-нижнекембрийского подсолевого комплекса ЕЧМ оцениваются в 12890,1 млн т условных углеводородов (УУВ), что соответствует 49,5% последней (2009 г.) официальной оценки ресурсов УУВ всей территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области. Из них ресурсы нефти оцениваются в 11406,0 млн т (88,5%), газа – 1462,9 млрд м3 (11,3%) и конденсата – 20,7 млн т (0,2%). Извлекаемые ресурсы нефти, газа и конденсата соответственно равны: 1806,5 млн т (55,0%); 1462,9 млрд м3 (44,5%) и 15,7 млн т (0,5%).

Среди продуктивных пластов наибольшими НСР УВ обладают пласты Б12-13 – 8023,8 млн т (62,3%), существенно меньшими – пласты Б3-4, Б5 и Б1 соответственно – 1615,5; 1094,1 и 996,5 млн т (12,6; 8,5; 7,7% и минимальные ресурсы УВ прогнозируются в пластах В13 и В10, соответственно 677,1 и 482,6 млн т (5,2; 3,7%).

Накопленная добыча и ресурсы УВ по категориям А+В+С1, С2, С21 и D1 скопления соответственно равны: 45,8 (0,1%), 798,3 (6,3%), 3632,7 (28,3%), 5961,0 (46,3%) и 2452,3 (19,0%) млн т УУВ, т. е. степень разведанности его ресурсов УВ составляет 34,7%.

Также мы с коллегами подготовили целый ряд геологических карт, где показано распределение суммарных запасов и ресурсов углеводородов по площади ЕЧМ преображенского (пласты Б12-13), усть-кутского (пласт Б5; пласты Б3-4), осинского (пласт Б1) и верхнечонского (пласт В13, пласт В10) продуктивных горизонтов. Отмечу, что на карте прогноза плотностей извлекаемых ресурсов углеводородов преображенского резервуара (пласты Б12-13) ЕЧМ) приведены плотности извлекаемых ресурсов углеводородов, а на остальных картах – плотности геологических (неизвлекаемых) ресурсов углеводородов.

Справка

Г.Г. Шемин опубликовал 11 научных работ, в которых приведены различные аспекты строения, условий образования и оценки запасов нефти, газа и конденсата Ереминско-Чонского месторождения. В числе публикаций – 2 монографии (2007 и 2011 гг.) и 9 научных статей (1991–2019 гг.), 4 из которых – в соавторстве. Ознакомиться с ними Вы можете на персональной странице​ Г.Г. Шемина на официальном сайте ИНГГ СО РАН.

 

Беседовал Павел Красин

Иллюстрации предоставлены Г.Г. Шеминым