06 августа 2015
Казаркинский (Восточный) участок // Углеводороды

Расположен в Усть-Кутском, Киренском и Казачинско-Ленском районах Иркутской области. Ближайший крупный населенный пункт г. Усть-Кут (районный центр) находится на р. Лене в 70 км от западной границы участка, до областного центра города Иркутска 610 км. В г. Усть-Кут имеется речной порт, железнодорожная станция, аэропорт. Площадь участка пересечена грунтовыми дорогами, вблизи юго-западной границы проходит участок автодороги Хребтовая-Усть-Кут. Инфраструктура территории развита слабо.; Трасса нефтепровода ВСТО расположена в 35 км северо-западнее участка, а нефтепровод Омск-Ангарск в 440 км южнее.

Прогнозные ресурсы по данным ВНИГНИ на основании количественной оценки ресурсов УВС России (по состоянию на 01.01.2009 г.) составляют: нефти по категории Д1 - 9,6 млн т, по Д2 – 0,1 млн т; газа по категории Д1 – 22,7 млрд куб. м, по Д2 – 0,5 млрд куб. м.

Структурно-поисковое картирование в масштабе 1:50000 на участке проводилось в 1962 г. (в связи с открытием Марковского нефтегазоконденсатного месторождения) партиями треста «Востсибнефтегеология». В том же году в рассматриваемом районе бассейна р. Лены Иркутским геологическим управлением были продолжены работы по составлению государственных геологических карт СССР масштаба 1:200000. Геофизические работы на Казаркинском (Восточном) участке выполнялись ФГУНПГП «Иркутскгеофизика». Площадь участка полностью покрыта гравиметрической съемкой в масштабах 1:1 000 000 и 1:200 000; аэромагнитная съёмка в масштабах 1:1 000 000, 1:500 000, 1:200000; региональные маршрутные и площадные электроразведочные работы масштаба 1:500 000 методами МТЗ, МТП, ТТ, ВЭЗ, ЗСБ и площадные комплексами методов МТЗ-ВЭЗ, ЧЗ-ВП, ДНМЭ, ЗСБЗ масштаба 1:200 000, 1:100 000 и частично 1:50 000; сейсморазведочными методами проведены региональные работы в масштабе 1:500 000 по комплексу ТСЗ-МПВ, МРНП в масштабах 1:200 000 и 1:100 000 методами МОВ и 6, -12, -24 и -48 кратного МОГТ. Объем выполненных сейсморазведочных работ в пределах участка недр составляет 550 пог.км, плотность сети наблюдений не равномерная и составляет 0,37 пог.км/км2. В региональном тектоническом плане Казаркинский (Восточный) участок расположен на юго-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы, с погружением пород кристаллического фундамента в северо-восточном направлении, в сторону Предпатомского прогиба. Непосредственно на участке недр ПГО «Востсибнефтегазгеология» пробурена одна глубокая скважина № 21 – Марковская, вскрывшая отложения кристаллического фундамента на глубине 2645 м. По материалам геологосъёмочных и буровых работ в разрезе Казаркинского (Восточного) участка выделяются разновозрастные гетерогенные образования осадочного чехла толщиной до 2700–3200 м. В геологическом строении осадочного чехла, залегающего с несогласием на породах кристаллического фундамента, принимают участие терригенные, терригенно-сульфатно-карбонатные, карбонатные, галогенно-карбонатные отложения — венда, кембрия, ордовика и рыхлые четвертичные. Перспективы нефтегазоносности участка, могут быть связаны с продуктивными горизонтами кембрийского возраста, проявившими себя в пределах Ангаро-Ленской и Непско-Ботуобинской НГО: карбонатные – келорский и бильчирский (ангарская свита), биркинский (булайская свита), атовский и христофоровский (бельская свита), балыхтинский, осинский (усольская свита), устькутский (верхнемотская подсвита) и терригенные – парфеновский, марковский, безымянный (нижнемотская подсвита). Подошва последнего продуктивного пласта залегает на глубине 2700–3200 м. В 10 километрах севернее участка находится открытое в 1962 году Марковское нефтегазоконденсатное месторождение, связанное с нефтегазононостью отложений парфеновского и осинского горизонтов. Причём для осинского горизонта характерны нефтяные проявления, максимальный свободный дебит которых отмечался в скважинах 1-О и 49-Р (до 1000 м3/сутки). Газоконденсатная залежь парфеновского горизонта пластовая литологически экранированная. К северу, западу и востоку песчаники глинизируются ВНК проводится на отметке — 2243 м. Площадь газоносности 130 км2. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0 до 7,6 м, открытая пористость от 8 до 18%. Пластовое давление 26,8 МПа. Коэффициент газонасыщенности 0,7. Содержание стабильного конденсата 236 г/м3, коэффициент извлечения конденсата 0,6. Нефтяная залежь осинского горизонта контролируется субмеридианальной зоной повышенной трещинной проницаемости связанной с тектоническими нарушениями.

Площадь составляет 1490,2 кв. км.