CC BY
63
УДК: 553.981/982(551.72/551.73)
РАНЖИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ ПО ТИПАМ ФЛЮИДА И ПЛОТНОСТЯМ РЕСУРСОВ УВ
Сергей Александрович Моисеев
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией геологии нефти и газа Сибирской платформы, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Алевтина Олеговна Гордеева
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Лариса Николаевна Константинова
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Елена Николаевна Кузнецова
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Максим Юрьевич Скузоватов
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, младший научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Валентина Алексеевна Топешко
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Андрей Михайлович Фомин
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Накопленная добыча, запасы и перспективные ресурсы приняты по Государственным балансам запасов (на 01.01.2009 г.). Прогнозные ресурсы экспертно скорректированы. Эти оценки положены в основу районирования территории по типам углеводородных флюидов и плотности ресурсов для рифейского, непского, тирско-нижне-среднеданиловского, верхнеданиловского и нижнекембрийского комплексов.
Ключевые слова: Сибирская платформа, ранжирование, венд, нижний кембрий.
RANKING OF THE AREA OF THE LENA-TUHGUSKA PETROLEUM PROVINCE BY FLUID TYPES AND DENSITY OF THE RESOURCES
Sergey A. Moiseev
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, Koptyug Prospect, 3, Ph. D., Head of the Laboratory of Geology oil and gas of the Siberian platform, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Alevtina J. Gordeeva
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph. D., Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Larisa N. Konstantinova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph. D., Senior Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Elena N. Kuznetsova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Maksim Yu. Skuzovatov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospe, Junior Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Valentina A. Topeshko
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph. D., Senior Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Andrey M. Fomin
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph.D., Senior Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Cumulative production, reserves prospective resources are obtained from the Government's balance sheet of reserves as of 01.01.2009, and inferred resources are corrected by expertise by the value of change in balance reserves and prospective resources. These estimates form the basis of zoning of the territory by types of hydrocarbon fluids and density resources for Riphean, Nepa, Tira, Lower-Middle Danilovo, Upper Danilovo and Lower Cambrian complexes.
Key words: Siberian platform, ranking, Vendian, Lower Cambrian.
С начала 2000-х гг. на территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (ЛТ НГП) значительно активизировались геологоразведочные работы. За последние 10-12 лет было открыто 42 месторождения. Эти работы привели к существенному изменению в состоянии ресурсной базы. Задачей настоящей работы является проведение оперативного анализа изменения ресурсной базы углеводородов (УВ) ЛТ НГП, что имеет важное значение при планировании геологоразведочных работ. Схемы начальных геологических ресурсов УВ были построены на основании анализа изменения ресурсной базы УВ на 01.01.2009 г. Были пересмотрены ресурсы УВ по всем лицензионным участкам и участкам нераспределённого фонда недр. В разрезе осадочного чехла ЛТ НГП выделяются рифейский, непский, тирско-нижне-среднеданиловский, верхнеданиловский и среднеусольский нефтегазоперспективные комплексы. Наибольшим изменениям по состоянию ресурсов нефти и газа подвергся верхнеданиловский ком-
плекс в связи с открытиями месторождений нефти и газа в усть-кутском поисковом горизонте.
Рифейский комплекс. На территории Сибирской платформы отложения рифея отсутствуют на большей части территории Непско-Ботуобинской ан-теклизы (НБА) и Ангаро-Ленской ступени (АЛС). Нефтегазоносность ри-фейских отложений доказана в центральной части Байкитской антеклизы. Зоны стратиграфического выклинивания рифейских отложений, имеющие значительные перспективы нефтегазоносности, выявлены на северном склоне Байкитской антеклизы и сочленения Присаяно-Енисейской синеклизы и АЛС. Выполненные построения показывают, что на Байкитской антеклизе доля газа значительно ниже доли нефти от начальных геологических ресурсов УУВ, на остальных выделенных объектах ресурсы газа превышают ресурсы нефти.
Непский комплекс распространен на большей части территории центральных и южных районов Сибирской платформы за исключением центральной части НБА и характеризуется преимущественно терригенным составом. Продуктивные горизонты этого комплекса отложений формировались в различных палеогеографических условиях, что нашло отражение в распределении плотностей ресурсов УВ. Выделяются три зоны с повышенными плотностями ресурсов: сводовая часть Мирнинского выступа, Непский свод и Байкитская ан-теклиза. Распределение плотности газа в целом соответствует распределению плотности нефти. На территории НБА ресурсы нефти превышают ресурсы газа, в то время как на АЛС и Присаяно-Енисейской синеклизе ресурсы нефти ничтожно малы по сравнению с ресурсами газа.
Тирский и нижне-среднеданиловский комплексы развиты на всей рассматриваемой территории. На АЛС и западном склоне Байкитской антеклизы тир-ский горизонт представлен терригенными, а на остальной территории сульфатно-карбонатными и карбонатными породами. Нижне-среднеданиловский комплекс имеет преимущественно карбонатный состав. Выполненные построения показали, что распределение УВ по плотностям и особенно по их составу имеют весьма пестрый характер. Если на западе платформы можно ожидать распространение преимущественно газовых залежей, то в центральной части ресурсы нефти будут превалировать над ресурсами газа.
Верхнеданиловский комплекс также имеет повсеместное распространение. На большей части платформы в верхнеданиловское время происходило накопление карбонатов, в южной части - с примесью сульфатов и галита. Принимая во внимание отсутствие критериев прогноза нефтегазоносности проницаемых горизонтов, карта распространения начальных геологических ресурсов нефти и газа строилась для большей части территории на основании экспертных оценок, только в центральной части НБА - на фактических данных. Для центральной части платформы ресурсы нефти преобладают над ресурсами газа. Для западных районов ресурсы газа выше.
Среднеусольский резервуар стратиграфически соответствует осинскому горизонту, представленному преимущественно карбонатами. Локально распространённые зоны больших толщин осинского горизонта, его органогенный со-
став позволяют отнести его к рифоподобным структурам. Экран резервуара представлен переслаиванием пластов каменной соли и карбонатных пород верхнеусольской подсвиты. Наибольшие плотности ресурсов приурочены к Не-пскому своду. Остальная территория оценивается относительно невысокими плотностями УВ. В целом по территории провинции плотности газа выше, чем плотности нефти.
По совокупности резервуаров в распределении начальных ресурсов нефти отчётливо выделяется три зоны с повышенными плотностями ресурсов: сводовая часть Мирнинского выступа, Непский свод и Байкитская антеклиза. На юге платформы вероятность обнаружения залежей нефти относительно невелика (рис. 1).
Рис. 1. Карта распределения начальных геологических ресурсов нефти на территории центральных и южных районов Лено-Тунгусской НГП:
1 - лицензионные участки недр; 2 - граница Сибирской платформы; 3 - границы субъектов РФ; 4 - населенные пункты; 5 - гидросеть; 6 -нефтепроводы: а - действующие, б - строящиеся; 7 - дороги: а - ЖД, б - автомобильные
Для ресурсов газа характерно иное распределение плотности по территории Лено-Тунгусской НГП (рис. 2). Наибольшие плотности отмечены на западе Сибирской платформы, на АЛС и на юго-восточном склоне НБА.
По суммарным ресурсам УВ отчётливо выделяются четыре участка с плотностью геологических ресурсов 100 и более тыс. т/км2 УУВ: Ковыктин-ский, Юрубченский, Непский и Мирнинский (рис. 3).
Рис. 2. Карта распределения начальных геологических ресурсов газа на территории центральных и южных районов Лено-Тунгусской НГП. Условные обозначения см. на рис. 1
Рис. 3. Карта распределения начальных геологических ресурсов УУВ на территории центральных и южных районов Лено-Тунгусской НГП. Условные обозначения см. на рис. 1
© С. А. Моисеев, А. О. Гордеева, Л. Н. Константинова, Е. Н. Кузнецова, М. Ю. Скузоватов, В. А. Топешко, А. М. Фомин, 2015
