CC BY
146
ОСВОЕНИЕ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ - ВАЖНЕЙШАЯ ЗАДАЧА РОССИИ
Л.Г. Кирюхин, М.Ю. Хакимов
Инженерный факультет Российский университет дружбы народов ул. Орджоникидзе, 3, Москва, Россия, 115923
Рассматриваются особенности строения, состава флюидов месторождений нефти и газа Сибирской платформы и социально-экономическое значение их комплексного освоения.
Разведанные запасы нефти Восточной Сибири превышают 2 млрд т, запасы газа — более 10 трлн м . Это приоритетный район России для развития масштабной нефтегазодобычи и экспорта углеводородов в страны Азиатско-Тихоокеанского региона [1]. Но экстремальные природно-климатические условия при очень слабой заселенности и неразвитой инфраструктуре крайне затрудняют освоение нефтегазовых ресурсов этого богатейшего нефтью и газом региона.
Большую часть Восточной Сибири занимает Лено-Тунгусский нефтегазоносный бассейн (НГБ), в котором продуктивны древнейшие осадочные породы Земли рифейского, вендского и кембрийского возраста. Рифейские отложения образуют нижний структурный ярус осадочного чехла бассейна. Структурная самостоятельность этого комплекса подтверждается наличием регионального несогласия как с породами кристаллического архейско-протерозойского фундамента, так и с вышележащими вендскими отложениями. Сложен рифей преимущественно карбонатными отложениями морского генезиса, их максимальная мощность — 5 км.
В конце рифея территория Сибирской платформы испытала региональное воздымание, верхняя часть рифейских отложений была размыта. Полностью отсутствуют рифейские отложения в пределах Анабарского массива, Непско-Бо-туобинской антеклизы и на ряде поднятий в северо-западной и южной ее частях. Рифейские отложения смяты в крутые складки с углами падения пород до 40—50° и осложнены многочисленными разрывами. На породах рифея и на тех структурах, где он отсутствует, на кристаллическом фундаменте, с резким угловым несогласием залегают терригенные отложения венда.
В раннем венде на юге Сибирской платформы накапливались терригенные пестроцветные отложения. В позднем венде морской бассейн охватил большую часть платформы, а терригенный режим осадконакопления сменился на карбонатный. В раннем кембрии и в начале среднего кембрия на значительной части платформы располагался солеродный бассейн. По его краям формировались сначала сравнительно невысокие разобщенные органогенные постройки, а затем к началу среднего кембрия — краевые рифы значительной высоты и протяженности.
После кратковременного воздымания в среднем кембрии территория Сибирской платформы вновь становится бассейном седиментации, в котором накапливались морские, прибрежно-морские и лагунные терригенно-карбонатные
отложения кембрия, ордовика, силура и девона. В карбоне и перми на большей части этой территории накапливалась континентальная терригенно-угленосная формация и формировалась Тунгусская синеклиза, наложенная на ранее сформированные структуры. По ресурсам угля синеклиза является одним из крупнейших угольных бассейнов мира.
В раннем триасе на большей части Сибирской платформы формируется мощная толща (до 1500 м) траппов. Верхнюю часть траппов слагают базальты, занимающие центральную часть Сибирской платформы и образующие многочисленные покровы. Кроме триаса траппы достаточно широко внедрились в отложения палеозоя.
Осадочный чехол платформы обладает всеми параметрами, которые определяют высокие перспективы его нефтегазоносности. В разрезе широко развиты нефтегазоматеринские толщи (НГМТ). Наиболее распространены они среди ри-фейских пород, где пласты, обогащенные органическим углеродом (5—10% на породу), имеют мощность 100—700 м. Вторым крупным этапом формирования НГМТ был конец раннего — начало среднего кембрия, когда в предрифовых зонах, обрамлявших солеродный бассейн, накапливались битуминозные глины мощностью от 70 до 200 м с содержанием в них органического углерода 18— 22%. Третьим этапом накопления богатых органическим веществом отложений были поздний карбон и пермь, когда в Тунгусской синеклизе накапливались угленосные толщи. В них доминирует гумусовый тип органического вещества, источником которого была высшая наземная растительность.
Итак, главными чертами Лено-Тунгусского нефтегазоносного бассейна являются:
— нефтегазоносность древнейших осадочных образований земли: рифея, венда и кембрия, в которых открыты крупные и уникальные месторождения нефти и газа;
— широкое распространение траппов и интрузий триасового возраста.
Траппы оказали существенное влияние на нефтегазоносность. Оно выразилось в ускоренном прогибании структур под влиянием огромной массы внедрившейся магмы, в значительном усложнении структурного плана, в формировании новых путей миграции углеводородов, а также в термическом воздействии на вмещающие породы. Это привело с одной стороны к резкому ухудшению свойств поровых коллекторов, с другой стороны обеспечило повышенную степень катагенеза органического вещества НГМТ.
В Лено-Тунгусском НГБ открыто более 40 месторождений нефти, газа и газоконденсата. Базовыми для организации широкомасштабной добычи являются Юрубчено-Тохомское в Красноярском крае, Ковыктинское и Верхнечонское в Иркутской области, Талаканское, Среднеботуобинское, Чаяндинское в Республике Саха (Якутия).
Уникальное Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в пределах Байкитской антеклизы на западе Ленно-Тунгусского НГБ. Извлекаемые запасы нефти месторождения — около 600 млн т, газа — 900 млрд м . Нефтегазоносна самая верхняя часть рифейского комплекса, подвергшаяся длительному предвендскому размыву и денудации. В разрезе дислоцированных ри-
фейских толщ, представленных известняками и доломитами с прослоями аргиллитов, в связи с частичным растворением и выщелачиванием карбонатов в зоне выветривания образовались вторичная пористость, каверны и даже карстовые пустоты. Суммарный эффект от вторичной пористости, кавернозности и трещиноватости способствовал формированию достаточно высоких фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Рифейский резервуар очень неоднороден. Залежи нефти — пластовые сводовые тектонически и литологически экранированные. Глубина их залегания 2150—2320 м. Коллектор — карбонатный трещинно-кавер-нозно-порового типа с преобладанием вертикальных и субвертикальных трещин. Трещиноватость пород существенно меняется в пределах месторождения. Поэтому, несмотря на большое количество поисковых и разведочных скважин (более 70), детали строения залежей неясны. Начальные дебиты нефти 40—60 т/сут, в отдельных скважинах до 250—500 т/сут.
В терригенных отложениях венда на месторождении содержится пластовая сводовая залежь свободного газа. Коллекторы сложены кварцевыми и кварцевополевошпатовыми песчаниками с открытой пористостью 14—17%, газонасыщенная толщина 2,6—1,5 м.
На месторождении высока доля запасов категории С2, поэтому требуются значительные объемы разведочного бурения для их перевода в более высокую категорию.
На юге Восточной Сибири в нескольких сотнях километров к западу от озера Байкал расположено крупнейшее в Восточной Сибири уникальное Ковыктинское газоконденсатное месторождение с запасами газа свыше 2 трлн м3. Залежи пластовые литологически и тектонически ограниченные. Продуктивный горизонт нижнего кембрия сложен разнозернистыми песчаниками мощностью 20—40 м. Эффективная газонасыщенная толщина 5—16 м. Открытая пористость 11—13%,
2 3
проницаемость до 1 мкм . Дебиты газа — до 300 тыс. м /сут.
Вблизи Ковыктинского месторождения разведываются крупное Ангаро-Ленское газоконденсатное месторождение и несколько высокоперспективных ловушек, поэтому есть все основания полагать, что запасы газа Прибайкальского региона будут значительно увеличены. Здесь может быть создан крупнейший газодобывающий центр мирового значения.
Крупные запасы нефти, газа и конденсата разведаны в юго-восточной части Лено-Тунгусского НГБ в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы. Здесь открыто 25 месторождений, в том числе такие крупные как Верхнечонское, Сред-неботуобинское, Талаканское и уникальное Чаяндинское.
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к сложно построенной брахиантиклинальной складке размерами 65 х 45 км. Разрез сложен отложениями венда, кембрия и юры общей толщиной до 1700 м. Встречаются интрузии траппов. Площадь сильно осложнена разрывными нарушениями, что привело к формированию нескольких продуктивных блоков. Месторождение многозалежное, нефть и газ выявлены в карбонатных пластах нижнего кембрия и терригенных отложениях венда. Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные.
Наибольшие по запасам газоконденсатнонефтяные залежи связаны с верхнечонском горизонте венда, сложенном кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Коллектор трещинно-поровый с пористостью 2—14%, проницаемостью до 0,3—0,4 мкм . Эффективная толщина пластов 2—26 м, глубина залегания 1615—1640 м. Дебиты нефти до 150 т/сут, газа — до 380 тыс. м3/сут.
Запасы нефти месторождения — 200 млн т, газа — 100 млрд м3.
Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Размеры структуры, нарушенной многочисленными разрывами, 65 х 40 км, амплитуда 150 м. Продуктивны два пласта: хамакинский горизонт венда и осинский горизонт нижнего кембрия. Залежи пластовые, реже пластовые сводовые с литологическими и тектоническими ограничениями.
Пласты-коллекторы хамакинского горизонта представлены разнозернистыми песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов. Открытая пористость 11—13%. Залежь газоконденсатная с нефтяной оторочкой. Начальные дебиты газа до 200 тыс. м3/сут.
Осинский горизонт сложен обломочными известняками. Основные по промышленной значимости залежи — нефтегазоконденсатные, структурно-литологического типа, глубина залегания 1100 м. Высота газовой части 100 м, нефтяной оторочки — 60 м. Коллекторы порово-кавернозные и трещинные. Пористость до 24%. Начальные дебиты нефти 80—95 т/сут, газа до 550 тыс. м3/сут.
Запасы нефти месторождения 120 млн т, газа 55 млрд м .
К северо-западу от Талаканского расположено уникальное Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, запасы газа которого составляют 1,3 трлн м3, нефти — 50 млн т.
Таким образом, месторождения Восточной Сибири многопластовые, разбитые разломами на отдельные блоки. Среди залежей преобладают литологически и тектонически экранированные.
Продуктивные горизонты отличаются неоднородностью литологического состава и частым замещением проницаемых пластов слабопроницаемыми или непроницаемыми как по вертикали, так и по латерали. Важная роль в формировании фильтрационно-емкостных свойств принадлежит трещиноватости и вторичным процессам выщелачивания.
Нефти месторождений — легкие, малосернистые, маловязкие, с высоким выходом светлых фракций. Они суммарно содержат около 200 млрд м3 попутных нефтяных газов — важнейшего сырья для газохимической промышленности.
Газ месторождений содержит конденсат, суммарные запасы которого составляют около 10% российских запасов.
Свободный газ и газ газовых шапок характеризуются уникальным составом. Кроме метана он содержит этан, пропан, бутан. Их запасы составляют около 14% запасов России. Газ также содержит повышенные концентрации гелия. На долю Восточной Сибири приходится 90% от запасов гелия России и 27% его мировых запасов. По своему стратегическому ресурсу гелия Ковыктинское и Чаяндинское уникальные месторождения конкурируют с крупнейшими месторождениями
США — главного мирового производителя гелия. Эксперты считают, что США после 2020 г. из экспортера гелия могут превратиться в импортера. В мире возникнет острая необходимость в создании новых центров по производству гелия, одним из которых может стать Восточная Сибирь.
Изложенное со всей очевидностью показывает, что освоение нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири действительно представляет собой важнейшую социально-экономическую задачу России на ближайшую перспективу.
Для развития добычи нефти в Восточной Сибири реализуется крупнейший инфраструктурный проект по сооружению нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий Океан (ВСТО), протяженностью почти 6,5 тыс. км. В настоящее время построена его западная часть от Тайшета до месторождения Талакан, протяженностью около 1,2 тыс. км. К концу 2009 г. первая очередь магистрального нефтепровода ВСТО мощностью 30 млн т нефти в год от Тайшета до станции Ско-вородино в Амурской области будет достроена. Заполнить первую очередь планируется за счет ускоренной разработки Талаканского, Верхнечонского и других месторождений, расположенных на юго-востоке Восточной Сибири.
В перспективе будут построены и другие нефте- и газопроводы. Широкомасштабная добыча нефти, газа, конденсата и гелия в Восточной Сибири позволила бы освоить этот в основном безлюдный регион — построить новые города, поселки, железные и автомобильные дороги, нефтеперерабатывающие и нефтегазохимические комплексы, создать десятки тысяч новых рабочих мест, привлечь специалистов из других регионов России и стран СНГ, и, что не менее важно, экспортировать нефть и газ на стремительно развивающиеся рынки Юго-Восточной Азии и Дальнего Востока.
ЛИТЕРАТУРА
[1] Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Перспективы поставок природного газа из России в страны Азиатско-Тихоокеанского региона // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2008. — № 1. — С. 5—8.
DEVELOPMENT OF HYDROCARBON RECOURCES IN EAST SIBERIA - THE MOST IMPORTANT PROBLEM OF RUSSIA
L.G. Kiryukhin, M.Yu. Khakimov
Engineering Faculty Peoples’ Friendship Russian University
Ordzhonikidze str., Moscow, Russia, 115923
In article are considered particularities of structure, composition fluids of Siberia platform’s Oil and Gas Fields and social-economic importance their complex development.
