Геология Ковыктинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Лицензия на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр на Ковыктинском газоконденсатном месторождении, в соответствии с решением Федерального агентства по недропользованию, переоформлена на ОАО "Газпром" , говорится в сообщении российского газового холдинга.

В марте 2011 г. ОАО "Газпром" купил на аукционе имущество "РУСИА Петролеум", прежнего владельца лицензии на Ковыкту, находящегося в процессе банкротства, за 25,8 млрд рублей. Это дало компании право на получение лицензии на Ковыктинское газоконденсатное месторождение. Так, Ковыктинское месторождение расположено в Иркутской области, в 400 км к северо-востоку от г. Иркутска. Месторождение территориально почти полностью входит в северо-восточную часть Жигаловского района (административный центр п. Жигалово), частично в Казачинско-Ленский район (административный центр п. Казачинск). Впервые месторождение было выявлено в результате сейсморазведочных работ в 1975-1976 гг. Официальной датой открытия месторождения является 1987 г.

Запасы месторождения составляют около 2 трлн кубометров газа и более 83 млн т газового конденсата. Разведанный потенциал Ковыктинского месторождения может обеспечить добычу более 30 млрд кубических метров газа в год для потребления на местном рынке и экспорта на срок более 30 лет. геологический нефтегазоносность литологический осадочный

Владельцем лицензии на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр Ковыктинского газоконденсатного месторождения (КГКМ), и оператором его освоения являлась ОАО Компания "РУСИА Петролеум". Право пользования недрами КГКМ было предоставлено компании в 1992 г. 19 октября 2010 г. ОАО "РУСИА Петролеум" была признана банкротом.

1. Геология Ковыктинского месторождения

1.1 Общие сведения

Ковыктинское газоконденсатное месторождение расположено на юге Сибирской платформы в пределах Ангаро-Ленской ступени (рис. 1). Согласно нефтегеологическому районированию данная территория относится к Ангаро-Ленской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). В настоящее время в пределах Ангаро-Ленской НГО, которая характеризуется как область преимущественного газонакопления, известно несколько месторождений УВ, и, по крайней мере, одно из них (Ковыктинское) относятся к категории уникальных по запасам газа.

Ангаро-Ленская ступень (прогиб) представляет собой моноклиналь, ограниченную на востоке и северо-востоке озером Байкал и Байкальской складчатой областью, на севере - Катангской седловиной, на западе и северо-западе - Непско-Ботуобинской антеклизой. Площадь прогиба составляет 500 тыс. км².

В строении кристаллического фундамента прогиба принимают участие метаморфизованные породы архей-протерозойского возраста. По многочисленным разломам фундамент разбит на тектонические блоки, которые полого погружаются от обрамления прогиба в сторону его центральной части, образуя так называемый амфитеатр (другое название Ангаро-Ленской ступени - Иркутский амфитеатр). Кроме того, строение фундамента осложнено структурными элементами II порядка - разнообразными поднятиями и выступами. С одним из таких выступов, Братским, связано газоконденсатное месторождение Братское.

Ангаро-Ленская ступень - область широкого развития терригенно-карбонатных, а также соляных пород позднедокембрийского и раннепалеозойского возраста. Разрез осадочных отложений имеет платформенный характер и представлен породами рифея, венда, кембрия и ордовика. Особенностью осадочного разреза Ангаро-Ленской ступени является наличие мощной (600-800 м) соленосной толщи нижнего кембрия. Мощность рифейских отложений составляет 0,3-5,4 км, вендских - 0,4-0,5 км, палеозойских - 2,5 км. Максимальная мощность всего осадочного чехла не превышает 4 км.

В разрезе осадочного чехла выделяется три нефтегазоносных комплекса: рифейский карбонатный, вендский терригенный и нижнекембрийский карбонатный. Они вмещают 12 продуктивных горизонтов мощностью от 10 до 100 м. Главным продуктивным горизонтом, к которому приурочены основные залежи УВ, является парфеновский горизонт венда. Пространственное размещение залежей УВ в вендском и кембрийском комплексах контролируется литологическими особенностями пород (фациальными замещениями и, как следствие, изменением коллекторских свойств), что значительно осложняет процесс поиска новых залежей УВ.

По структурно-литологическим особенностям в строении осадочного разреза Ковыктинской площади выделяется три формационных комплекса: подсолевой, соленосный и надсолевой.

Подсолевой комплекс сложен терригенными породами венда и карбонатными породами нижнего кембрия. Данные отложения с размывом и угловым несогласием залегают на выветрелой поверхности метаморфизованных пород фундамента Ангаро-Ленской ступени, а также рифейских отложениях. Отложения подсолевого комплекса являются основной газосодержащей толщей региона. В составе чорской свиты венда выделяется парфеновский горизонт, с которым связаны основные запасы газа региона. Парфеновский горизонт имеет региональное распространение. Он сложен разнозернистыми кварц-полевошпатовыми и кварцевыми косослоистыми песчаниками дельтовых и аллювиальных фаций. Мощность парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении составляет от 40-80 м. Пористость пород горизонта достигает 20%, проницаемость 2000 млд.

Породы солевого комплекса представлены переслаиванием каменной соли с доломитами, известняками и ангидритами. В кровельной части нередки прослои мергелей, песчаников и доломитов. Общая мощность комплекса может достигать 1800 м.

Надсолевой комплекс сложен терригенно-карбонатными породами среднего и верхнего кембрия, а также терригенными породами ордовика.

Выше локально залегают плиоцен-четвертичные отложения аллювиальных комплексов: пески, песчаники, конгломераты, аргиллиты, алевролиты.

Ковыктинское месторождение было выявлено сейсморазведочными работами еще в конце 70-х годов прошлого века. Однако официальной датой открытия месторождения является 1987 г., когда была подтверждена его промышленная газоносность. В географическом отношении оно располагается в Жигаловском районе Иркутской области, приблизительно в 400 км к северо-востоку от столицы области г. Иркутска. Площадь Ковыктинского месторождения составляет около 7,5 тыс. м².

Месторождение приурочено к северо-восточной оконечности Жигаловского поднятия. Тип ловушки - антиклинальный. Залежь - литологически экранированная. Глубина залегания залежи Ковыктинского месторождения составляет 2838-3388 м. Высота залежи - 155 м. Продуктивными являются пласты П2 и П1 парфеновского горизонта с мощностью 14-33 и 38-54 м соответственно.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение является одним из крупнейших в мире и самым крупным в Восточной Сибири. По данным на 2007 г. запасы газа по категории С₁+С₂ составляют приблизительно 2 трлн. м³, причем извлекаемые запасы газа по категории С₁ - почти 70 млн. тонн, а по категории С₂ - 15,5 млн. тонн. Однако по предварительным оценкам доразведка северной части месторождения может обеспечить прирост запасов до 3 трлн. м³.

Газ метановый, содержит в небольшом количестве примесь этана, пропана и бутана, а также гелия. Запасы гелия составляют 2,3 млрд. м³.

1.2 Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Ангаро-Ленской ступени

Ангаро-Ленская ступень в настоящее время рассматривается в качестве одной из наиболее крупных зон преимущественно газонакопления на Сибирской платформе. На её территории открыт ряд крупных месторождений, таких как крупнейшее по запасам газоконденсата Ковыктинское, а также Ангаро-Ленское, Хандинское, Чиканское, Левобережное, Братское, Атовское, Чиканское и др. Притоки газа были получены на Парфёновской, Коркинской, Христофорской, Балыхтинской и многих других площадях. Многочисленные газопроявления были отмечены практически на всей территории в пределах всего венд-кембрийского разреза. Все это, а также близость планируемых к строительству магистральных газопроводов создает все предпосылки для формирования на этой территории крупнейшего газодобывающего центра Восточной Сибири. Геолого-геофизические работы, проведенные на изученной территории, показали высокую степень литофациальной неоднородности отложений, прежде всего наиболее перспективного в нефтегазоносном отношении парфеновского горизонта, коллекторские свойства которого в пределах Ангаро-Ленского и Ковыктинского месторождений существенно дифференцированы. В качестве критерия поиска улучшенных коллекторов горизонта в пределах исследуемой территории использовались амплитуды отраженных волн, связь которых с фильтрационно-емкостными свойствами отложений установлена ранее при разведке Ковыктинского ГКМ, однако результаты дальнейших геологоразведочных работ были признаны малоудовлетворительными, на что указывают, прежде всего, отрицательные результаты испытания скважины Правобережной площади, в которой притоков углеводородов не получено ни в одном из перспективных горизонтов терригенного комплекса.

Детальный анализ кернового материала позволил сделать вывод о том, что парфеновский горизонт на Ковыктинском и Ангаро-Ленском месторождениях представлен отложениями разных фациальных обстановок, что предполагает различный подход к прогнозу коллекторских свойств отложений. В этом плане весьма актуальным представляется анализ и обобщение геолого-геофизических данных по территории Ковыктинского, Ангаро-Ленского и Левобережного месторождений и создание единой сейсмогеологической модели вендских терригенных отложений для оценки перспектив их нефтегазоносности и выявления первоочередных зон для постановки детальных геологоразведочных работ. Осадочный чехол на исследуемой территории представлен в основном рифейскими, вендскими, кембрийскими и в меньшей степени ордовикскими отложениями. Мощность осадочного чехла изменяется от 2,5 до 4 км. Терригенный венд на исследуемой территории представлен чорской свитой, которая в свою очередь подразделяется на нижне- и верхнечорскую подсвиты. В составе первой из них выделены базальный, боханский, в кровельной части - шамановский продуктивные горизонты. Верхнечорская подсвита, согласно официально принятым стратиграфическим схемам, в полном объеме выделяется в качестве парфеновского горизонта.

В настоящей работе в качестве парфеновского горизонта рассматривается песчаный интервал, залегающий в верхней части верхнечорской подсвиты, нижняя граница которого не является изохронной. На территории Ковыктинского месторождения по литологическим признакам и форме каротажных кривых разделяется на пачки П2 и П1 (вверх по разрезу), с нижней пачкой связана газовая залежь. На смежных территориях разделение парфеновского горизонта на пачки П1 и П2 не так ярко выражено, а на некоторых вовсе отсутствует. Кембрийский интервал в основном сложен галогено-карбонатными породами, в верхней части - терригенными отложениями. На рассматриваемой территории выделяется два структурно-тектонических комплекса - венд- нижнекембрийский подсолевой и нижнекембрийский солевой. Такое разделение обосновано существенными различиями структурных планов подсолевых и солевых уровней. Для подсолевых горизонтов (ОГ А - кровля осинского горизонта, ОГ М - кровля чорской свиты, ОГ Ro - кровля рифейской толщи либо кристаллического фундамента) характерно моноклинальное погружение в северо-западном направлении. Такой характер тектонического строения создает предпосылки для поиска залежей неантиклинального типа. Построение набора структурных карт и карт толщин продуктивных горизонтов вендского терригенного комплекса выполнено в интегрированном программном комплексе W-Seis (ИНГГ СО РАН) на основе сейсмических временных разрезов МОГТ 2D общей протяженностью 5075 км, плотность сети профилей в среднем около 0,15 км/км^2.

Построению структурных карт предшествовал анализ результатов глубокого бурения и испытания продуктивных пластов. За этим следовала корреляция основных стратиграфических границ по данным ГИС и уточнение базы данных стратиграфических разбивок. Собственно, структурные построения выполнены в три этапа. На первом этапе осуществлялась корреляция основных отражающих горизонтов (ОГ) и построение сеточных моделей значений наблюденных времен Т. Далее с использованием стратиграфических разбивок были построены карты средних скоростей, после чего путем перемножения карт времен и скоростей были получены структурные карты. В завершении были вычислены карты толщин путем вычитания из поверхностей кровли поверхностей подошвы горизонтов. Структурный план подсолевых горизонтов в целом схож и различается лишь в деталях. Структурный план солевых уровней имеет значительные отличия от подсолевых, что связано главным образом с широким распространением соляной тектоники. Анализ структурных поверхностей позволил сделать вывод о том, что рельеф по подошве вендских отложений характеризуется большей расчлененностью по сравнению с вышележащими горизонтами, что вполне отвечает характеру эрозионной поверхности фундамента. На территории Ангаро-Ленского месторождения рельеф осложнен серией небольших впадин и поднятий. В пределах центральной зоны выделяется ряд замкнутых и антиклинальных структур.

Структурный план кровли чорской свиты в целом подобен структурному плану подошвы вендских отложений на изученной территории. Центральная часть территории (район Ангаро-Ленского месторождения), представляет собой моноклинальный склон, слабо осложненный мелкими структурами. Анализ геолого-геофизических материалов по Ковыктинскому месторождению позволяет сделать вывод о том, что перспективы нефтегазоносности на нем связаны с развитием нижнего пласта парфеновского горизонта П2, формировавшегося в условиях дельты. Верхний пласт П1 сложен более мелкозернистыми разностями, на его формирование большое влияние оказывали приливно-отливные течения. В пределах Правобережной и Левобережной площадей, вероятно, получил развитие только верхний пласт П1, что существенно уменьшает перспективы газоносности парфеновского горизонта на этих территориях. В ходе выполненных исследований установлено, что низкоскоростные прослои, подобные таковым в разрезе парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ, отмечаются в разрезах скважин и других площадей - Ангаро- Ленской, Грузновской, Подволочной и Чорской.

Все эти площади тяготеют к областям развития увеличенных толщин песчаников парфеновского горизонта. В разрезе скважин Левобережной, Знаменской, Правобережной площадей такие прослои отсутствуют, промышленных притоков газа здесь не получено. Строение боханского горизонта в пределах изученной территории также существенно различно. Наименьшие толщины боханского горизонта отмечены на Левобережной площади, где он представлен одним песчаным пластом. На других площадях зачастую горизонт разделен глинистыми перемычками на два (Правобережная, Знаменская) и даже три (Чиканская) пласта. При анализе толщин боханского продуктивного горизонта была отмечена тенденция их увеличения в южном направлении. Данная особенность в совокупности со структурным фактором позволяет сделать вывод о том, что сосредоточить дальнейшие работы следует в районе Правобережной, Знаменской и Чиканской площадей, где уже получены притоки газа, от слабых до промышленных, и наиболее вероятно открытие новых залежей. Строение базального горизонта гораздо сложнее вышележащих горизонтов, так как он получил свое развитие в зонах эрозионных врезов и впадин поверхности кристаллического фундамента. Различия его состава и фильтрационно-емкостных свойств, вероятно, во многом определяются источником осадков. Перспективы нефтегазоносности базального горизонта, вероятно, следует связывать с территорией Левобережного месторождения, где следует продолжить геологоразведочные работы. Метод прогноза продуктивности на основе карт мощностей оказался неприменим для данного горизонта. Одной из причин этого может быть то, что горизонт вскрыт гораздо меньшим числом скважин по сравнению с вышележащими парфеновским и боханским горизонтами.

Ангаро-Ленская ступень (прогиб) представляет собой моноклиналь, ограниченную на востоке и северо-востоке озером Байкал и Байкальской складчатой областью, на севере - Катангской седловиной, на западе и северо-западе - Непско-Ботуобинской антеклизой. Площадь прогиба составляет 500 тыс. км2. В строении кристаллического фундамента прогиба принимают участие метаморфизованные породы архей-протерозойского возраста. По многочисленным разломам фундамент разбит на тектонические блоки, которые полого погружаются от обрамления прогиба в сторону его центральной части, образуя так называемый амфитеатр (другое название Ангаро-Ленской ступени - Иркутский амфитеатр). Кроме того, строение фундамента осложнено структурными элементами II порядка - разнообразными поднятиями и выступами. С одним из таких выступов, Братским, связано газоконденсатное месторождение Братское. Ангаро-Ленская ступень - область широкого развития терригенно-карбонатных, а также соляных пород позднедокембрийского и раннепалеозойского возраста. Разрез осадочных отложений имеет платформенный характер и представлен породами рифея, венда, кембрия и ордовика. Особенностью осадочного разреза Ангаро-Ленской ступени является наличие мощной (600-800 м) соленосной толщи нижнего кембрия. Мощность рифейских отложений составляет 0,3-5,4 км, вендских - 0,4-0,5 км, палеозойских - 2,5 км. Максимальная мощность всего осадочного чехла не превышает 4 км. В разрезе осадочного чехла выделяется три нефтегазоносных комплекса: рифейский карбонатный, вендский терригенный и нижнекембрийский карбонатный. Они вмещают 12 продуктивных горизонтов мощностью от 10 до 100 м. Главным продуктивным горизонтом, к которому приурочены основные залежи УВ, является парфеновский горизонт венда. Пространственное размещение залежей УВ в вендском и кембрийском комплексах контролируется литологическими особенностями пород (фациальными замещениями и, как следствие, изменением коллекторских свойств), что значительно осложняет процесс поиска новых залежей УВ. По структурно-литологическим особенностям в строении осадочного разреза Ковыктинской площади выделяется три формационных комплекса: подсолевой, соленосный и надсолевой.

Подсолевой комплекс сложен терригенными породами венда и карбонатными породами нижнего кембрия. Данные отложения с размывом и угловым несогласием залегают на выветрелой поверхности метаморфизованных пород фундамента Ангаро-Ленской ступени, а также рифейских отложениях. Отложения подсолевого комплекса являются основной газосодержащей толщей региона. В составе чорской свиты венда выделяется парфеновский горизонт, с которым связаны основные запасы газа региона. Парфеновский горизонт имеет региональное распространение (рис. 2). Он сложен разнозернистыми кварц-полевошпатовыми и кварцевыми косослоистыми песчаниками дельтовых и аллювиальных фаций. Мощность парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении составляет от 40-80 м. Пористость пород горизонта достигает 20%, проницаемость 2000 млд. Породы солевого комплекса представлены переслаиванием каменной соли с доломитами, известняками и ангидритами. В кровельной части нередки прослои мергелей, песчаников и доломитов. Общая мощность комплекса может достигать 1800 м. Надсолевой комплекс сложен терригенно-карбонатными породами среднего и верхнего кембрия, а также терригенными породами ордовика. Выше локально залегают плиоцен-четвертичные отложения аллювиальных комплексов: пески, песчаники, конгломераты, аргиллиты, алевролиты.

Ковыктинское месторождение было выявлено сейсморазведочными работами еще в конце 70-х годов прошлого века. Однако официальной датой открытия месторождения является 1987 г., когда была подтверждена его промышленная газоносность. В географическом отношении оно располагается в Жигаловском районе Иркутской области, приблизительно в 400 км к северо-востоку от столицы области г. Иркутска. Площадь Ковыктинского месторождения составляет около 7,5 тыс. м2. Месторождение приурочено к северо-восточной оконечности Жигаловского поднятия. Тип ловушки - антиклинальный. Залежь - литологически экранированная. Глубина залегания залежи Ковыктинского месторождения составляет 2838-3388 м. Высота залежи - 155 м. Продуктивными являются пласты П2 и П1 парфеновского горизонта с мощностью 14-33 и 38-54 м соответственно. Ковыктинское газоконденсатное месторождение является одним из крупнейших в мире и самым крупным в Восточной Сибири. По данным на 2007 г. запасы газа по категории С1+С2 составляют приблизительно 2 трлн. м3, причем извлекаемые запасы газа по категории С1 - почти 70 млн. тонн, а по категории С2 - 15,5 млн. тонн. Однако по предварительным оценкам доразведка северной части месторождения может обеспечить прирост запасов до 3 трлн. м3.

1.3 Основные характеристики месторождения

Ковыктинское ГКМ приурочено к югу Сибирской платформы Ангаро-Ленской ступени. В соответствии с нефтегеологическим районированием территория месторождения принадлежит к Ангаро-Ленской НГО Лено-Тунгусской НГП. Ангаро-Ленский прогиб -- моноклиналь, ограниченная с востока и северо-востока посредством озера Байкал, а также территорией Байкальской складчатой области. С севера прогиб имеет окаймление Катангской седловиной, а западная и северо-западная части ограничены Непско-Ботуобинской антеклизой. Весь участок прогиба занимает площадь 500 тыс. квадратных метров. Кристаллический фундамент прогиба состоит из метаморфизованных пород, относящихся к архей-протерозойскому возрасту. Многочисленными разломами фундамент раздроблен на несколько тектонических блоков, погружаемых от обрамления в центральную часть. В результате такой особенности образуется Ангаро-Ленская ступень, или Иркутский амфитеатр. Месторождение характеризуется антиклинальным типом ловушки и литологически экранированной залежью с глубиной залегания 2,84-3,39 км и высотой 0,15 км. В результате сейсморазведочных работ более тридцати лет назад было выявлено Ковыктинское ГКМ. Официальное открытие месторождения состоялось после подтверждения промышленной газоносности в 1987 году.

Площадь месторождения немного превышает 7,5 тыс. квадратных метров. На основании протокола ЦК Министерства природных ресурсов РФ, утверждены следующие объёмы запасов Ковыктинского месторождения: газ категории С1 -- 1 128 867 млн кубометров; газ категории С2 -- 467 782 млн кубометров; извлекаемый газовый конденсат категории С1 -- 31 796 тыс. тонн; извлекаемый газовый конденсат категории С2 -- 21 939 тыс. тонн.

Размещено на Allbest.ru