Нижнекиренский участок // Углеводороды

Прогнозные ресурсы по данным ВНИГНИ на основании количественной оценки ресурсов УВС России (по состоянию на 01.01.2009 г.) составляют:

нефть

• категория Д1 — 9,8 млн т,
• категория Д2 — 1,7 млн т;

газ

• категория Д1 — 20,3 млрд куб. м,
• категория Д2 — 2,9 млрд куб. м.

По северо-западному краю Нижнекиренского участка недр протекает р.Лена, а непосредственно по участку ее крупный приток р.Ичикта, с сетью притоков. Реки Лена и Ичикта в летнее время судоходны, есть возможность транспортировать грузы до ближайших портов.

В 20–30 км северо-западнее, вдоль границы Нижнекиренского участка недр проходит нефтепровод ВСТО и в 600 км к югу проходит нефтепровод г.Омск – г.Ангарск. На район расположения Нижнекиренского участка недр составлены геологические карты масштабов 1:200 000 и 1:500 000 с описанием литологического состава, тектоники, вскрытых на земной поверхности стратифицированных подразделений геологического разреза. Приводятся сведения о полезных ископаемых, подземных водах, используемых материалах и др.

В прошлые годы в пределах Нижнекиренского участка недр были проведены геофизические исследования: гравиметрическая съемка 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. В 2006–2010 гг. в данном районе (Криволукская площадь) выполнены геолого-геофизические работы по комплексу: сейсморазведка МОГТ-2D (2000 пог.км); электроразведка методами ДНМЭ (100 ф.н.), ЗСБЗ (2000 ф.н.), ЧЗ-ВП (425 ф.н.); комплексный анализ потенциальных полей на площади (10 140 км2), геохимия (600 пог.км).

В рамках опытных работ, с целью определить оптимальные параметры геофизических наблюдений в районе со сложной геологической обстановкой в Предпатомском прогибе, на этой площади выполнено: высокоточная гравиметрия по профилям (190 пог.км), магнитометрия по профилям (190 пог.км), СВП (7 скважинах 100 м), сейсмика (МОГТ 160 пог.км), ОГТ-ОГП (100 пог.км), электроразведка ЗСБ (320 ф.н.) и МТЗ (160 ф.н.), обработка сейсмических данных по технологии Мультифокусинг (1000 пог.км).

Локализованные прогнозные ресурсы по категории Д1л составили 71 млн т УУВ. Плотность изученности по Криволукской площади неравномерная. Объем выполненных сейсморазведочных работ в пределах участка недр составил 1243 пог.км, плотность сети наблюдений крайне неравномерная и составляет 0,29 пог.км/км2.

В региональном тектоническом плане Нижнекиренский участок находится в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, на юго-восточном переклинальном погружении Непского сводового поднятия, в зоне его сочленения с Предпатомским прогибом В данном районе в строении осадочного чехла четко выделяются три структурных этажа: подсолевой – терригенный в нижней части и карбонатный в верхней части; солевой – галогенно-карбонатный, характеризуется интенсивным проявлений соляной тектоники; надсолевой –терригенно-карбонатный, в верхах – терригенный. Отмечается несоответствие структурных планов подсолевого и солевого этажей. Характер строения верхнего структурного этажа существенно отмечается от строения солевых и подсолевых отложений. В пределах западной части Нижнекиренского участка недр отмечается пологий подъем поверхности фундамента и подсолевых венд-кембрийских отложений в северном направлении с градиентом подъема порядка 3–3,5 м/км.

В восточной части участка положение фундамента и подсолевой толщи может резко отличаться увеличением градиента подъема, возможно разрез окажется раздробленным, осложненным различного рода тектоническими нарушениями (разломы, сбросы, надвиги, и т.д.). В нефтегазоносном отношении Нижнекиренский участок недр расположен в пределах южной части Непско-Ботуобинской НГО. Севернее находятся открытые месторождения углеводородов: Пилюдинское, Дулисьминское, Аянское, Ярактинское и на западе участок граничит с Марковским.

Основным объектом поисков является подсолевой комплекс вендкембрийских отложений, в котором выделено несколько продуктивных горизонтов (биркинский, атовский, христофоровский, балыхтинский, осинский, верхнетирский, марковский (ярактинский), парфеновский, безымянный). Последний продуктивный горизонт залегает на кровле фундамента. Нижнекиренский участок недр бурением изучен слабо, на его площади пробурено 3 глубоких скважины, сосредоточенные в северо-западной части участка: 51-Марковкая, 91-Потаповкая и 220-Усть-Киренская. Марковская скважина № 51: вскрыла породы фундамента на глубине 2677 м.

При бурении балыхтинского горизонта наблюдалось вспенивание бурового раствора, газопоказания доходили до 2000 мА., отмечено появление нефтяной эмульсии, отобраны пробы нефти и газа. Спуск инструмента сопровождался выбросом бурового раствора (8-10 м, 2–3 мин.), через отверстия превентора получен сухой газ дебитом 2–3 тыс. куб. м/сут. Потаповская скважина № 91: породы фундамента не вскрыты, забой в отложениях нижнемотской свиты на глубине 2570 м; при опробовании парфеновского и осинского горизонтов притоков не получено. Скважина Усть-Киренгской 220-ПР вскрыла фундамент на глубине 2806 м.

В процессе бурения: в христофоровском горизонте отмечалось увеличение скорости бурения, провал инструмента, выход газовой пачки с содержанием конденсата и пленок нефти. Для ликвидации аварии проводилась задавка глинистым раствором. При испытании в карбонатном христофоровском горизонте (открытый ствол) получен пульсирующий перелив жидкости с пленкой нефти 150 л/сут и выделение газа дебитом 2 тыс.м3/сут. Ниже по стволу получен приток фильтрата бурового раствора 0,276 м3/сут., нефти дебитом — 0.07 м3 /сут. и газа — 0.3-0.5 тыс. м3 /сут.

Площадь участка — 4165,3 кв. км.