Западно-Сибирская НГП. Малореченское месторождение нефти


ТОМСКНЕФТЬ / Публикации в СМИ

Титульная   /   Пресс-центр   /   Публикации в СМИ

Промысел с характером. Как маленькое месторождение делает большую газовую программу

газета Томские новости, от 28.04.2011

На Западно-Полуденном месторождении ОАО «Томскнефть» ВНК умные часы мобильных телефонов сами «отскакивают» на час назад. В географическом плане это уже Тюменская область и новый часовой пояс. Но производственная жизнь здесь организована по томскому времени.

Западно-Полуденное - одно из старейших в структуре ОАО «Томскнефть» ВНК. Но хотя его «золотые годы» уже позади - месторождение находится на третьей стадии разработки - оно играет не последнюю роль в жизни компании. В первую очередь - за счет активного участия в программе по утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Как говорят в «Томскнефти», «это элемент невидимой цепочки, из которой складывается каркас энергетической целостности компании».

&Промыслы с характером

Включенное в состав цеха добычи нефти и газа № 4, куда также входят Чкаловское и Малореченское месторождения, Западно-Полуденное остается мозговым центром промысла. Здесь несет вахту инженерно-технический состав ЦДНГ-4. Здесь же расположились четыре общежития вахтовиков по 40 мест каждое.

По объемам добычи цех не самый передовой в структуре компании: в сутки здесь добывают 1,6 тыс. тонн нефти. Но и фонд невелик - всего 138 скважин, производительность которых колеблется от 2 до 70-80 тонн нефти в сутки. К тому же, каждое месторождение имеют свою специфику работы.

- На Чкаловском месторождении мы эксплуатрируем преимущественно палеозой, -рассказывает начальник ЦДНГ-4 Дмитрий Чувакин. - Нефть, добытая с этого пласта, содержит много парафинов: сама ярко-желтого цвета, а по консистенции похожа на домашнее сливочное масло. Еще одна особенность месторождения - на нем мы рабоатем фонтанным методом добычи - не используем насосов.

Малореченское месторождение - одно из самых старых в структуре «Томскнефти», было введено в строй сразу после Советского и Вахского. Чуть позже запустили Западно-Полуденное:

- Нефть там залегает на небольшой глубине - есть скважины глубиной всего 1,6 тыс. м. Для сравнения: на Чкаловском приходилось бурить до 3,5 тыс. м...

Чтобы поддержать добычу на должном уровне, в ЦДНГ-4 используются системы заводнения для поддержания пластового давления.

- Проводится комплекс мероприятий по очистке призабойной зоны пластов, - объясняет Дмитрий Чувакин, - внедряется новое оборудование, на проблемных скважинах устанавливаются каррозионно-стойкие насосы и НКТ

&Перспективное бурение

Дмитрий - один из самых молодых начальников цеха в управленческом коллективе ОАО «Томскнефть» ВНК. На производство пришел сразу после окончания университета - в 2003 году устроился мастером в ЦДНГ-7, что на Васюгане. Повышение получил в 2009-м - в его подчинении оказался коллектив цеха добычи № 4, такой же молодой, как и сам управленец - до 90% коллектива составляет молодежь.

- Конечно, не очень приятно, что по показателям добычи наш цех находится на последнем месте, - честно признается Дмитрий Чувакин. - Но увеличить добычу, выйти с последних мест - это в наших руках. Если руководство примет решение продолжить разбуривать наши месторождениям, будем добывать больше нефти. И, надеюсь, больше всех.

Буровые работы на Чкаловском месторождении закончились в этом году:

- Пробурили 10 скважин. Пока эффективность 50%, но работы по освоению еще ведуться. И сегодня главная задача, которую ставит перед нами руководство - аккуратно подойти к процессу и наращивать темпы добычи. На Чкаловском запасов хватит лет на 100-200!

Есть перспективы и у Западно-Полуденного месторождения - в планы по бурению включена находящаяся рядом с ним Былинская площаль.

- Проекты по развитию нашей территории подготовил институт ТомскНИПИнефть, и это хорошие проекты, - замечает Дмитрий Чувакин. - Сейчас необходима лишь воля высшего руководства, чтобы начать претворять их в жизнь. А вообще, в перспективности цеха нет сомнений.

&Непрерывный процесс

Нефть, добытая в ЦДНГ-4, после доведения ее до товарной кондиции отправляется на нефтеперекачивающую станцию «Медведево». Здесь с «черным золотом» обходятся весьма галантно. В 2004 году старую порезервуарную систему сдачи углеводородов в магистраль заменили новой - поточной. Если раньше нефть накапливалась в резервуарах и только потом направлялась в нефтепровод, то сегодня процесс перекачки непрерывен.

- В сутки через нас проходит порядка 1,5 тыс. тонн нефти, - говорит начальник центра подготовки и перекачки нефти № 7 Евгений Дериглазов. - В месяц - порядка 40 тыс. тонн.

В состав коммерческого узла учета нефти входит блок контроля качества. Здесь определяют плотность, вязкость нефти, ее обводненность. Если сырье не соответствует параметрам, то откачка останавливается - до выяснения причин поступления некондиции. Только в случае, если все показтели в норме, нефть устремляется в систему магистральных нефтепроводов, которая принадлежит «Транснефти».

&Энергия экологии

Еще одна особенность Западно-Полуденного месторождения - газотурбинная электростанция, запущенная в 2007-м. Она обеспечивает бесперебойную подачу энергии для промысловых нужд. Но это далеко не основная ее задача. ГТЭС - объект экологического значения, созданный, прежде всего, для переработки попутного нефтяного газа. Ее эксплуатацию осуществляет специально созданная компания «Энергосервис».

- Несмотря на довольно высокую стоимость строительства подобных объектов, экономическая эффективность работы ГТЭС неоспорима, ведь подготовка ПНГ до параметров природного газа обойдется гораздо дороже, - рассказывает главный инженер ЗАО «Энергосервис» Олег Михайлов. - Сегодня электростанция утилизирует порядка 7 млн куб. м попутного газа, вырабатывает около 17 млн кВт/ч электроэнергии, но загружена лишь на половину мощностей. Этого вполне достаточно, чтобы утилизировать объем ПНГ по цеху.

Работать в половину сил ГТЭС на Западно-Полуденном осталось недолого. Объектом уже заинтересовались нефтедобывающие компании, например, ТНК-BP, которые ведут разработку поблизости от месторождения.

- Согласно приказу правительства, все недропользователи столкнулись с необходимостью довести утилизацию ПНГ до 95% к 2012 году,- поясняет Михайлов. - Сегодня соседи прокладывают в нашу сторону газопровод. Летом, когда к нам начнет поступать попутный газ от них, ГТЭС будет работать на полную.

Ксения САЛЮКОВА

 

Для справки:

Начинка электростанции - конверсионные авиационные двигатели. Турбины ГТЭС раньше поднимали в воздух самолеты АН-12 и Ан-32. Среди работников ГТЭС также немало ветеранов авиации. За процессом получения электроэнергии следят люди с авиационно-техническим образованием: бывшие пилоты и бортмеханники. Весь коллектив - 23 человека. Объект высокоавтоматизированный и большого обслуживающего персонала не требует.

- На электростанцию я пришел в 2003 году, когда она только начала строиться, - вспоминает машинист газотурбинной установки Александр Глушко. - До этого 30 лет проработал пилотом вертолета Ми-8. А когда ушел на пенсию - мои знания пригодились здесь, на земле. В небе, конечно, было сложнее: решения приходилось принимать мгновенно, я как пилот отвечал не только за свою жизнь, но и за жизни пассажиров. Здесь тоже на мне лежит высокая ответсвенность. Но все процессы автоматизированы - управлять ими проще, чем бортом вертолета.

 

Все новости



www.tomskneft.ru

Литологические особенности пород продуктивного горизонта Ю1 Малореченского нефтяного месторождения (Томская область) | Beshleev

Braduchan Ju.V., Gurari F.G., Zakharov V.A. et al. 1986. Bazhenovskiy gorizont Zapadnoy Sibiri (stratigrafiya, paleogeografiya, ekosistema, neftenosnost). [Bazhenovskiy horizon of Western Siberia (stratigraphy, paleogeography, ecosystem, oil content)]. Novosibirsk, Nauka, p. 217. (in Russian)

Garaev A.R. 2014. Modeli osadkonakopleniya neokomskogo kompleksa Zapadno-Sibirskogo megabasseyna [Depositional model of the Neocomian complex of West Siberian Megabasin]. Neftyanoe khozyaystvo. 2:97–99. (in Russian)

Gutman I.S., Sultanshina T.R., Khalyapin S.V. 2013. Osobennosti stroeniya zalezhey nefti v gorizonte YuC1 Gribnogo mestorozhdeniya [Structural features of oil reservoirs in horizon YuC1 Gribnoe field]. Neftyanoe khozyaystvo. 5:60–64. (in Russian)

Ezhova A.V. 2008. Litologiya. Praktikum dlya vypolneniya uchebno-nauchnykh rabot studentami napravleniya “Prikladnaya geologiya”. [Lithology. Notes for implementation of practical training of students scientific works on the course "Applied Geology"]. Tomsk, JSC Publishing house "Red flag", p. 72. (in Russian)

Kalamkarov L.V. 2003. Neftegazonosnye provintsii i oblasti Rossii i sopredelnykh stran [Oil and gas provinces and region of Russia and adjacent countries]. Moskva, Neft i gaz, p. 558. (in Russian)

Nedolivko N.M., Ezhova A.V. 2010. Petrograficheskie issledovaniya porod-kollektorov [Petrographic studies of reservoir rocks] Tomsk, Publ. House TPU, p. 158. (in Russian)

Surkov V.S., Zhero O.G. 1981. Fundament i razvitie platformennogo chekhla Zapadno-Sibirskoy plity. [Basement and development of the platform mantle of the West Siberian Plate]. Moskva, Nedra, p. 143. (in Russian)

Shmyrina V.A., Morozov V.P., Bakhtin A.I. 2014. Sedimentologicheskie i litogeneticheskie faktory, opredelyayushchie kollektorskie svoystva terrigennykh porod [Sedimentological and lithogenetic factors determining reservoir properties of terrigenous rocks]. Neftyanoe khozyaystvo, 10:18–20. (in Russian)

Hoek E., Brown E.T. 1980. Empical strength criterion for rock masses. J. Geotechn. Engin. Div. (ASCE). 106:1013–1035.

Kaufman J., Jamenson J. 2002. Sequence stratigraphy, facies, and reservoir quality of lower Devonian carbonates in Roman Trebsa field, Timan-Pechora basin, C.I.S. In Paleozoic Carbonates of the Commonwealth of Independent States (CIS). W.G. Zempolich and H.E. Cook Eds. 74:43-68. doi: 10.2110/pec.02.74.0043

geology-vestnik.psu.ru

РосГеоПортал - Томская область

 

Нефтегазоносность Томской области

Согласно схеме нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции территория  Томской области входит в состав Среднеобской, Каймысовской, Васюганской, Пайдугинской и Предъенесейской нефтегазоносных областей (НГО) (рис. 1).

В осадочном чехле Томской области выделяется шесть нефтегазоносных комплексов (НГК): нефтегазоносный горизонт зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений (НГГЗК), геттанг–раннетоарский, позднетоар-ааленский, байос-батский, келловей–волжский и неокомский. Келловей–волжский НГК является основным комплексом для всей Томской области. Большая часть залежей УВ приурочена к продуктивному горизонту Ю1. Источником УВ для нефтегазоносных комплексов преимущественно является баженовская свита (Конторович и др., 1975). К нефтепроизводящим отложениям относятся также карбонатные породы палеозоя, содержащие аквагенное органическое вещество, и алеврито-глинистая тогурская свита, с преимущественно террагенным органическим веществом в ее составе (Конторович и др., 1999).

Среднеобская НГО в пределах Томской области представлена незначительной частью - юго-востоком Нижневартовского нефтегазоносного района. Здесь открыт ряд месторождений, самым крупным из которых является Советское нефтяное месторождение.

Советское месторождение расположено в 60 км западнее поселка Александровское, ближайшие к нему месторождения Стрежевское и Малореченское. Месторождение приурочено к трем локальным структурам: Советской, Соснинской и Медведевской, осложняющим Соснинский вал в пределах северо-восточной части Нижневартовского свода.

Месторождение многопластовое, около 20 продуктивных пластов. Промышленная нефтеносность связана с отложениями коры выветривания, юрского и мелового возрастов. Первая залежь нефти была открыта в 1962 году в пласте Б10. За время эксплуатации месторождения на нем было пробурено более 1,7 тыс. скважин. Сегодня активно эксплуатируются 896.

 На 01.01.2011 г. геологические запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 31,8 млн т. С начала разработки месторождения было добыто 110,9 млн т нефти. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Советское месторождение принадлежит ОАО «Томскнефть ВНК».

В 40 км на юго-восток от Совесткого месторождения расположено Малореченское нефтяное месторждение. В тектоническом отношении Малореченская структура осложняет северную часть Ларь-Еганского вала, приуроченного к юго-восточному борту Нижневартовского свода. В разведку глубоким бурением Малореченская структура была введена в 1965 году, когда первой поисковой скважиной №117 была открыта залежь нефти в отложениях васюганской свиты.  Месторождение было введено в разработку в 1985 году. Промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях горизонта Ю1 (пласты Ю11 и Ю12) васюганской свиты верхнеюрских отложений. Залежь нефти в пласте Ю11 пластовая сводовая, литологически экранированная. Залежь в пласте Ю12 пластовая сводовая.

На 01.01. 2009 г.  геологические запасы нефти кат. А+В+С1 составляли 23,1 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Малореченское месторождение принадлежит ОАО «Томскнефть ВНК».

Хвойное месторождение расположено на территории Александровского района Томской области, в 45 км к северо-востоку от пос. Александровский. В тектоническом отношении Хвойное месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, осложняющему восточный борт Колтогорского мегапрогиба. Хвойное месторождение открыто в 1983 г. скважиной № 1, в которой при испытании пласта Ю11 в открытом стволе получен приток безводной нефти дебитом 22,1 м3/сут. Промышленная нефтеносность связана с терригенными отложениями пласта Ю11 васюганской свиты верхней юры. Месторождение введено в разработку в 2004 году. В пласте Ю11 открыта одна залежь нефти. Залежь пластовая, сводовая, размеры 10*3,5, высота 32 м. Коллекторами служат песчаники, пористостью от 11,6 до 21,2%. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,32 до 1. По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении было пробурено 4 поисково-разведочных скважины и 15 — эксплуатационных. 

На 01.01. 2011 г.  геологические запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 5,2 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Хвойное месторождение принадлежит ООО «Хвойное».

Каймысовская НГО на территории Томской области представлена тремя нефтегазоносными районами: Колтогорским, Каймысовским и Нюрольским. Большинство открытых месторождений в данной НГО нефтяные. Самыми крупными месторождениями являются: Первомайское, Крапивинское, Игольско-Таловое.

Первомайское нефтяное месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области на расстоянии 100 км юго-западнее поселка Средний Васюган. Месторождение приурочено к трем куполовидным поднятиям: Еганскому, Первомайскому и Весеннему. Месторождение открыто в 1969 г. скважиной 260 в верхнеюрских отложениях. Залежь пласта Ю1 приурочена к отложениям васюганской свиты и вскрыта на глубинах 2340-2460 м. Пласт представлен песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Водонефтяной контакт проводится на отметке -2420 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная. Высота залежи — 74 м. Нефть метановая, плотностью 0,83 г/см3, малосернистая.

 На 01.01.2011 г. запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 22,081 млн т. С начала разработки месторождения было добыто 37,24 млн т нефти.  Лицензией на право разведки и добычи УВ сырья на месторождении обладает ОАО «Томскнефть ВНК».

Крапивинское нефтяное месторождение расположено в Томской и Омской областях на расстоянии 60 км к северо-востоку от поселка Новый Васюган. Месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в пределах Моисеевского куполовидного поднятия, осложняющего юго-восточную часть Каймысовского свода.

Месторождение открыто в 1969 г. скважиной №195Р, в которой при совместном опробовании пластов Ю12 и Ю13 в верхнеюрских отложениях был получен приток нефти дебитом 12,8 м3/сут с 3,2% воды. Месторождение введено в разработку в 1999 году. Месторождение имеет блоковое строение, промышленная нефтегазоносность установлена в терригенных отложениях верхней юры (пласты Ю12, Ю13 васюганской свиты). Всего в пределах блоков по данным ГИС и испытаний выявлено 13 локальных залежей нефти. Нефть нафтеново-метановая, с плотностью 0,857 г/см2, с содержанием парафина от 0,33 до 1,39 % и серы от 0,66 до 0,71 %. По состоянию на 01.01.2010 г. на Крапивинском месторждении пробурено 305 скважин, из них 40 поисково-разведочных, 254 эксплуатационных и 11 водозаборных. 

На 01.01.2011 г. запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 33,969 млн т. С начала разработки на месторождение было добыто 11,44 млн т нефти. Крапивинское месторождение расположено на двух лицензионных участках, принадлежащих недропользователям: в пределах Томской области - ОАО «Томскнефть ВНК», на территории Омской области — ОАО «Газпром нефть».

Игольско-Таловое нефтяное месторождение находится в Каргасокском районе, в юго-западной части Томской области. В тектоническом отношении месторждение приурочено к одноименному валообразному поднятию, расположенному в пределах Нюрольской впадины. Наиболее крупными локальными поднятиями, осложняющими данный тектонический элемент являются Игольское, Таловое и Карайское. Месторождение нефти открыто в 1977 г, в 1991 г. введено в промышленную эксплуатацию. Нефтегазоносность Игольско-Талового месторождения связана с коллекторами надугольной толщи васюганской свиты (пластами Ю11 и  Ю12 горизонта Ю1). Всего на месторждении выявлено 5 залежей - 3 в пласте Ю12 (1- на Игольской площади и 2 - на Таловой), 2 в пласте Ю1-му на Игольской площади. Нефть залежей метано-нафтеновая с удельным весом 0,840- 0,856 г/см3, с содержанием парафина 2,1-3,3% и серы 0,18-0,63%. По состоянию на 01.01.2009 на месторждении пробурено 633 скважины.

На 01.01.2011 г. запасы нефти кат. А+В+С1 составляют практически 15 млн т. С начала разработки на месторождение было добыто 24 млн т нефти. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Игольско-Таловое месторождение принадлежит «Томскнефть ВНК».

Васюганская НГО расположена в центральной части Томской области. Она включает шесть нефтегазоносных районов: Александровский, Средневасюганский, Усть-Тымский, Парабельский, Пудинский и Казанский. Для северной части НГО характерны нефтяные месторождения, для южной - нефтяные и  нефтегазоконденсатные. В Васюганской НГО расположены основные месторождения газа и конденсата Томской области — Мыльджинское, Лугинецкое и Останкинское. Кроме того, в данной НГО открыт ряд месторождений с залежами УВ в палеозойских карбонатных породах, например: Арчинское, Чкаловское, Селимхановское, Герасимовское, Урманское, Калиновое, Широтное  и др.

Мыльджинское газоконденсатное месторождение - это первое газоконденсатное месторождение, которое было введено в эксплуатацию в Томской области.

Месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области в 140 км к юго-западу от районного центра пос. Каргасок. Месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, осложняющей северо-восточную периклиналь Мыльджинского вала, входящего в состав Средне-Васюганского мегавала. Первая на Мыльджинской площади поисковая скважина №1 начата бурением в июне 1964 года. В сентябре-октябре этого же года получен фонтан из юрских отложений. Месторождение имеет сложное блочное строение.

Промышленная газоносность месторождения связана с отложениями верхней и средней юры, а также с отложениями нижнего мела. Основные запасы газа сосредоточены в пласте Ю1. Залежь пласта Ю1 залегает на глубине 2340-2434 м. Пласт представлен серыми и светло-серыми мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Покрышкой залежи служат глинистые породы георгиевской, баженовской и куломзинской свит общей мощностью 70-100 м, а на участках отсутствия песчаников ачимовской толщи — до 160-200 м. Газоконденсатная залежь пласта Ю1 имеет нефтяную оторочку. Высота залежи газоконденсата равна 85 м, общая высота залежи с нефтяной оторочкой — 94 м. Залежь пластовая, среднедебитная, с коллекторами порового типа.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы свободного газа кат. А+В+С1 составляют 54,05 млрд м3,  конденсата - 2,837 млн т. С начала разработки месторождения было добыто 31,9 млрд м3 газа и 2,7 млн т конденсата. Месторождение введено в разработку в 1999 г. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Мыльджинское газоконденсатное месторождение принадлежит ОАО «Томскгазпром».

Лугинецкое месторождение расположено в Парабельском и Каргасокском районах Томской области в 60 км юго-восточнее Мыльджинского месторождения. Месторождение приурочено к центральной части одноименного куполовидного поднятия, осложняющего северо-западную часть Пудинского мегавала. Месторождение было открыто в 1967 году. Месторождение многопластовое, нефтегазоконденсатное. Промышленная нефтегазоносность Лугинецкого месторождения связана с отложениями  пластов Ю1 и Ю2 (верхняя юра).   

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 27,6 млн т, свободного газа — 49,59 млрд м3, конденсата - 6,14  млн т. С начала разработки месторождения было добыто 17,4 млн т нефти, 14,6 млрд м3 газа и почти 2 млн т конденсата. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Лугинецкое месторождение принадлежит ОАО «Томскнефть» ВНК.

Останинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Парабельском районе Томской области в 75 км к юго-западу от пос. Каргасок и в 10 км к западу от Мирного месторождения. Месторождение приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей западную часть Останинского вала, расположенного в пределах южной крыльевой зоны Пудинского мегавала. В 1970 г. первой  поисковой скважиной № 420 были открыты залежи пласта Ю3 тюменской свиты и пласта Ю1 васюганской свиты. Нефтеносность месторождения связана с отложениями  палеозоя и юры (песчаными пластами Ю3, Ю4 и Ю1). Основная залежь приурочена к горизонту Ю1 васюганской свиты.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 14,44 млн т, газа — 24,8 млрд м3. Начальные геологические запасы конденсата на Останинском месторождении оцениваются в 3,095 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Останинское нефтегазоконденсатное месторождение принадлежит ОАО «Томскгазпром». Планы развития компании предусматривают введение Останинского месторождения в пробную эксплуатацию в 2012-2013 гг.

Арчинское нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено в Парабельском районе на юге Томской области. Месторождение открыто в 1985 году поисковой скважиной № 40Р, при опробовании которой был получен промышленный приток нефти из коры выветривания палеозойских отложений (пласт М1). В тектоническом отношении Арчинская структура находится в юго-восточной части Нюрольской впадины, в зоне сочленения с Лавровским наклонным валом.  Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с отложениями трех стратиграфических комплексов - среднего девона, нижней-средней юры и верхней юры. В разрезе первого промышленно нефтегазоносным признан пласт М1, в разрезе второго - пласты Ю15, Ю14, в разрезе третьего-пласт Ю11. Основные запасы (81%) приурочены к пласту М1. Всего на месторождении выявлено 9 залежей: 2 нефтегазоконденсатные и 1 газовая в пласте М1, по две нефтяных в пластах Ю15,Ю14 и Ю11. Залежи пласта М1 массивные, тектонически экранированные, пласта Ю15 - тектонически экранированная и литологически экранированная, пласта Ю14 — тектонически экранированные, пласта Ю11 - пластовая сводовая водоплавающая и пластовая сводовая тектонически экранированная. По состоянию на 01.01. 2009 г. на месторждении пробурено 11 поисково-разведочных и 4 эксплуатационных скважин.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 18,22 млн т, газа — 0,49 млрд м3, конденсата — около 1 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Арчинское  месторождение принадлежит ООО «Арчинское».

Чкаловское нефтегазоконденсатное месторождение находится в южной части Александровского района Томской области в юго-восточном направлении от с. Александровское. Согласно нефтегазоносному районированию месторождение находится в юго-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Васюганской нефтегазоносной области в Усть-Тымском нефтегазоносном районе. По отражающему горизонту IIa (подошва баженовской свиты) Чкаловское месторождение приурочено к одноимённому поднятию, осложняющему северную часть Межозёрного вала – структуры II порядка. Межозёрный вал, в свою очередь, расположен в зоне сочленения трёх крупных тектонических элементов I порядка: Александровского свода, Средневасюганского мегавала и Усть-Тымской мегавпадины. Месторждение открыто в 1977 году. В разработку введено в 1986 году. Промышленно нефтеносным является горизонт Ю1 васюганской свиты и газоконденсатонефтяным – пласт М1, выделяемый в зоне контакта мезозойских и палеозойских отложений. В последнем выявлено две нефтяных с газовой шапкой, две нефтяных и одна газоконденсатная залежи, приуроченные к самостоятельным блокам и связанные с карбонатными трещиноватыми и брекчированными коллекторами.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 9,4 млн т, газа — 0,17 млрд м3. Лицензией на право разведки и добычи УВ сырья на месторождении обладает ОАО «Томскнефть» ВНК.

Селимхановское нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении  находится в Парабельском районе в 140 км на юго-запад от с. Парабель. Согласно принятому нефтегазоносному районированию, месторождение входит в состав Пудинского нефтегазоносного района. В структурно-тектоническом плане Селимхановское локальное поднятие находится в присводовой восточной части Пудинского мегавала, структуры I порядка, осложняющего юго-восточную часть Западно Сибирской плиты.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 7,77 млн т, газа — 1,2 млрд м3, конденсата — 0,14 млн т. Лицензией на право геологического изучения участка, на котором расположено месторождение обладает ООО «Жиант».

Урманское нефтегазоконденсатное месторждение расположено на территории Парабельского района Томской области в 70 км от г. Кедрового. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному поднятию, расположенному в пределах Табаганской мезоседловины. Месторождение открыто в 1974 году получением промышленного притока нефти в скважине № 1 из карбонатных отложений палеозоя. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями палеозоя (пласт М1 коры выветривания) и нижней юры (пласт Ю14 и Ю15). Всего на месторождении выявлено 3 залежи нефти в пластах Ю14, Ю15 и М1. Коллекторами продуктивных пластов в юрских отложениях являются песчаники пористостью от 11 до 15%. Коллекторами пласта М1 являются породы коры выветривания и карбонатные породы палеозойского комплекса. По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении пробурено 12 разведочных и поисково-разведочных скважин (7 продуктивных) и 20 эксплуатационных.

На 01.01.2010 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 25,255 млн т, газа — около 5 млрд м3, конденсата — 0,2 млн т. Лицензией на право геологического изучения участка, на котором расположено месторождение обладает ООО «Арчинское».

Пайдугинская и Предъенисейская НГО являются слабо изученными территориями Томской области геолого-геофизическими методами и бурением. Большая часть территории относится к нераспределенному фонду недр. Имеется небольшой ряд открытых мелких месторождений УВ сырья, которые находятся в западной части Пайдугинской НГО в непосредственной близости от границы с Васюганской НГО. Примерами месторождений рассматриваемой НГО могут быть Линейное, Киев-Еганское нефтяные и Усть-Сильгинское газоконденсатное месторождения.

Усть-Сильгинское газоконденсатное месторождение расположено в 39 км к югу — юго-востоку от пос. Каргасок и приурочено к одноименному локальному поднятию. Месторождение открыто в 1962 г. поисковой скважиной № 3. На месторждении выявлена одна залежь газоконденсата в пласте Ю1 на глубине 2250-2309 м. Залежь приурочена к верхам наунакской свиты. Пласт представлен песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Покрышкой служат глинистые породы георгиевской, баженовской и куломзинской свит общей мощностью до 170 м. Газоводяной контакт проводится на абсолютной отметке -2221 м. Высота залежи — 59 м. Залежь пластовая с возможными литологическими экранами вниз по  падению пласта, среднедебитная, с коллекторами порового типа.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы газа кат. А+В+С1  составляют 6,8 млрд м3, конденсата — около 0,6 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Усть-Сильгинское  месторождение принадлежит ООО «СН-Газдобыча».

Киев-Еганское месторождение в административном отношении расположено в Александровском районе Томской области на расстоянии 330 км к западу от поселка Александровское и 55 км к юго-востоку от Вартовского нефтяного месторождения. Приурочено оно к одноименному поднятию III порядка осложняющему северо-восточную часть Киев-Еганского вала в пределах восточного борта Усть-Тымской впадины.В 1969 г. первой поисковой скважиной №350 была открыта залежь нефти в верхнеюрских отложениях. Продуктивность на месторождении связана с верхним песчаным пластом горизонта Ю1 наунакской свиты. Основное распространение нефтяной пласт получил в юго-восточной части структуры, где общая и эффективная мощность коллектора достигает 10 м. В северо-западной части поднятия намечается выклинивание пласта и по скважине №251 его эффективная мощность не превышает 0,5 м. Залежь на Киев-Еганской площади по флюиду является нефтяной, по типу — структурно-литологической. Глубина залегания залежи 2607-2626 м, ее высота 24 м. Коэффициент заполнения ловушки 30%. Покрышкой для залежи служат аргиллиты баженовской и куломзинской свит, имеющие мощности в пределах площади от 190 до 230 м. Нефти залежи метановые с плотностью 0,808 г/см3, содержание серы 0,36%, парафина — 5,2%.

На 01.01.2010 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 5,5 млн т, кат. С2 — 26,2 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Киев-Еганское  месторождение принадлежит ООО «Норд Империал».

Линейное нефтяное месторождение расположено в Александровском районе Томской области в 163 км к востоку от поселка Александровское. Приурочено Линейное месторождение к одноименной структуре III порядка, выявленной в южной части Эмторского куполовидного поднятия, осложняющего северный борт Усть-Тымской впадины. Месторождение открыто в 1972 году в результате бурения и испытания скважины №1, пробуренной в восточной части структуры. Промышленная нефтеносность месторждения связана с терригенными отложениями горизонта Ю1 васюганской свиты. Общая мощность пласта в пределах площади составляет 15-20 м. Эффективная мощность изменяется от 14 до 1,5 м, вследствии наличия в объеме пласта аргиллитового прослоя и частичной его глинизации в западной и северной частях структуры. Залежь нефти на Линейном месторождении по типу относится к пластово-сводовым. Глубина залегания залежи 2498-2521 м, ее высота 25 м. Коэффициент заполнения ловушки 31%. Покрышкой для залежи является аргиллитовая пачка баженовской и куломзинской свит мощностью 170 м.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 2 млн т, кат. С2 — 15,3 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Линейное  месторождение принадлежит ООО «Стимул-Т».

www.rosgeoportal.ru

РосГеоПортал - Западно-Сибирская НГП

003-1s.jpg

Обзорная карта участков Томской области

 

Согласно схеме нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции территория Томской области входит в состав Среднеобской, Каймысовской, Васюганской, Пайдугинской и Предъенесейской нефтегазоносных областей.

В осадочном чехле Томской области выделяется шесть нефтегазоносных комплексов (НГК): нефтегазоносный горизонт зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений (НГГЗК), геттанг–раннетоарский, позднетоар-ааленский, байос-батский, келловей–волжский и неокомский. Келловей–волжский НГК является основным комплексом для всей Томской области. Большая часть залежей УВ приурочена к продуктивному горизонту Ю1. Источником УВ для нефтегазоносных комплексов преимущественно является баженовская свита (Конторович и др., 1975). К нефтепроизводящим отложениям относятся также карбонатные породы палеозоя, содержащие аквагенное органическое вещество, и алеврито-глинистая тогурская свита, с преимущественно террагенным органическим веществом в ее составе (Конторович и др., 1999).

Среднеобская НГО

В пределах Томской области представлена незначительной частью - юго-востоком Нижневартовского нефтегазоносного района. Здесь открыт ряд месторождений, самым крупным из которых является Советское нефтяное месторождение.

Советское месторождение расположено в 60 км западнее поселка Александровское, ближайшие к нему месторождения Стрежевское и Малореченское. Месторождение приурочено к трем локальным структурам: Советской, Соснинской и Медведевской, осложняющим Соснинский вал в пределах северо-восточной части Нижневартовского свода.

Месторождение многопластовое, около 20 продуктивных пластов. Промышленная нефтеносность связана с отложениями коры выветривания, юрского и мелового возрастов. Первая залежь нефти была открыта в 1962 году в пласте Б10. За время эксплуатации месторождения на нем было пробурено более 1,7 тыс. скважин. Сегодня активно эксплуатируются 896.

На 01.01.2011 г. геологические запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 31,8 млн т. С начала разработки месторождения было добыто 110,9 млн т нефти. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Советское месторождение принадлежит ОАО «Томскнефть ВНК».

В 40 км на юго-восток от Совесткого месторождения расположено Малореченское нефтяное месторждение. В тектоническом отношении Малореченская структура осложняет северную часть Ларь-Еганского вала, приуроченного к юго-восточному борту Нижневартовского свода. В разведку глубоким бурением Малореченская структура была введена в 1965 году, когда первой поисковой скважиной №117 была открыта залежь нефти в отложениях васюганской свиты.  Месторождение было введено в разработку в 1985 году. Промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях горизонта Ю1 (пласты Ю11 и Ю12) васюганской свиты верхнеюрских отложений. Залежь нефти в пласте Ю11 пластовая сводовая, литологически экранированная. Залежь в пласте Ю12 пластовая сводовая.

На 01.01. 2009 г.  геологические запасы нефти кат. А+В+С1 составляли 23,1 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Малореченское месторождение принадлежит ОАО «Томскнефть ВНК».

Хвойное месторождение расположено на территории Александровского района Томской области, в 45 км к северо-востоку от пос. Александровский. В тектоническом отношении Хвойное месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, осложняющему восточный борт Колтогорского мегапрогиба. Хвойное месторождение открыто в 1983 г. скважиной № 1, в которой при испытании пласта Ю11 в открытом стволе получен приток безводной нефти дебитом 22,1 м3/сут. Промышленная нефтеносность связана с терригенными отложениями пласта Ю11 васюганской свиты верхней юры. Месторождение введено в разработку в 2004 году. В пласте Ю11 открыта одна залежь нефти. Залежь пластовая, сводовая, размеры 10*3,5, высота 32 м. Коллекторами служат песчаники, пористостью от 11,6 до 21,2%. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,32 до 1. По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении было пробурено 4 поисково-разведочных скважины и 15 — эксплуатационных. 

На 01.01. 2011 г.  геологические запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 5,2 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Хвойное месторождение принадлежит ООО «Хвойное».

Каймысовская НГО

На территории Томской области представлена тремя нефтегазоносными районами: Колтогорским, Каймысовским и Нюрольским. Большинство открытых месторождений в данной НГО нефтяные. Самыми крупными месторождениями являются: Первомайское, Крапивинское, Игольско-Таловое.

Первомайское нефтяное месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области на расстоянии 100 км юго-западнее поселка Средний Васюган. Месторождение приурочено к трем куполовидным поднятиям: Еганскому, Первомайскому и Весеннему. Месторождение открыто в 1969 г. скважиной 260 в верхнеюрских отложениях. Залежь пласта Ю1 приурочена к отложениям васюганской свиты и вскрыта на глубинах 2340-2460 м. Пласт представлен песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Водонефтяной контакт проводится на отметке -2420 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная. Высота залежи — 74 м. Нефть метановая, плотностью 0,83 г/см3, малосернистая.

На 01.01.2011 г. запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 22,081 млн т. С начала разработки месторождения было добыто 37,24 млн т нефти.  Лицензией на право разведки и добычи УВ сырья на месторождении обладает ОАО «Томскнефть ВНК».

Крапивинское нефтяное месторождение расположено в Томской и Омской областях на расстоянии 60 км к северо-востоку от поселка Новый Васюган. Месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в пределах Моисеевского куполовидного поднятия, осложняющего юго-восточную часть Каймысовского свода.

Месторождение открыто в 1969 г. скважиной №195Р, в которой при совместном опробовании пластов Ю12 и Ю13 в верхнеюрских отложениях был получен приток нефти дебитом 12,8 м3/сут с 3,2% воды. Месторождение введено в разработку в 1999 году. Месторождение имеет блоковое строение, промышленная нефтегазоносность установлена в терригенных отложениях верхней юры (пласты Ю12, Ю13 васюганской свиты). Всего в пределах блоков по данным ГИС и испытаний выявлено 13 локальных залежей нефти. Нефть нафтеново-метановая, с плотностью 0,857 г/см2, с содержанием парафина от 0,33 до 1,39 % и серы от 0,66 до 0,71 %. По состоянию на 01.01.2010 г. на Крапивинском месторждении пробурено 305 скважин, из них 40 поисково-разведочных, 254 эксплуатационных и 11 водозаборных. 

На 01.01.2011 г. запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 33,969 млн т. С начала разработки на месторождение было добыто 11,44 млн т нефти. Крапивинское месторождение расположено на двух лицензионных участках, принадлежащих недропользователям: в пределах Томской области - ОАО «Томскнефть ВНК», на территории Омской области — ОАО «Газпром нефть».

Игольско-Таловое нефтяное месторождение находится в Каргасокском районе, в юго-западной части Томской области. В тектоническом отношении месторждение приурочено к одноименному валообразному поднятию, расположенному в пределах Нюрольской впадины. Наиболее крупными локальными поднятиями, осложняющими данный тектонический элемент являются Игольское, Таловое и Карайское. Месторождение нефти открыто в 1977 г, в 1991 г. введено в промышленную эксплуатацию. Нефтегазоносность Игольско-Талового месторождения связана с коллекторами надугольной толщи васюганской свиты (пластами Ю11 и  Ю12 горизонта Ю1). Всего на месторождении выявлено 5 залежей - 3 в пласте Ю12 (1- на Игольской площади и 2 - на Таловой), 2 в пласте Ю1-му на Игольской площади. Нефть залежей метано-нафтеновая с удельным весом 0,840- 0,856 г/см3, с содержанием парафина 2,1-3,3% и серы 0,18-0,63%. По состоянию на 01.01.2009 на месторждении пробурено 633 скважины.

На 01.01.2011 г. запасы нефти кат. А+В+С1 составляют практически 15 млн т. С начала разработки на месторождение было добыто 24 млн т нефти. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Игольско-Таловое месторождение принадлежит «Томскнефть ВНК».

Васюганская НГО

Расположена в центральной части Томской области. Она включает шесть нефтегазоносных районов: Александровский, Средневасюганский, Усть-Тымский, Парабельский, Пудинский и Казанский. Для северной части НГО характерны нефтяные месторождения, для южной - нефтяные и  нефтегазоконденсатные. В Васюганской НГО расположены основные месторождения газа и конденсата Томской области — Мыльджинское, Лугинецкое и Останкинское. Кроме того, в данной НГО открыт ряд месторождений с залежами УВ в палеозойских карбонатных породах, например: Арчинское, Чкаловское, Селимхановское, Герасимовское, Урманское, Калиновое, Широтное  и др.

Мыльджинское газоконденсатное месторождение - это первое газоконденсатное месторождение, которое было введено в эксплуатацию в Томской области.

Месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области в 140 км к юго-западу от районного центра пос. Каргасок. Месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, осложняющей северо-восточную периклиналь Мыльджинского вала, входящего в состав Средне-Васюганского мегавала. Первая на Мыльджинской площади поисковая скважина №1 начата бурением в июне 1964 года. В сентябре-октябре этого же года получен фонтан из юрских отложений. Месторождение имеет сложное блочное строение.

Промышленная газоносность месторождения связана с отложениями верхней и средней юры, а также с отложениями нижнего мела. Основные запасы газа сосредоточены в пласте Ю1. Залежь пласта Ю1 залегает на глубине 2340-2434 м. Пласт представлен серыми и светло-серыми мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Покрышкой залежи служат глинистые породы георгиевской, баженовской и куломзинской свит общей мощностью 70-100 м, а на участках отсутствия песчаников ачимовской толщи — до 160-200 м. Газоконденсатная залежь пласта Ю1 имеет нефтяную оторочку. Высота залежи газоконденсата равна 85 м, общая высота залежи с нефтяной оторочкой — 94 м. Залежь пластовая, среднедебитная, с коллекторами порового типа.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы свободного газа кат. А+В+С1 составляют 54,05 млрд м3,  конденсата - 2,837 млн т. С начала разработки месторождения было добыто 31,9 млрд м3 газа и 2,7 млн т конденсата. Месторождение введено в разработку в 1999 г. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Мыльджинское газоконденсатное месторождение принадлежит ОАО «Томскгазпром».

Лугинецкое месторождение расположено в Парабельском и Каргасокском районах Томской области в 60 км юго-восточнее Мыльджинского месторождения. Месторождение приурочено к центральной части одноименного куполовидного поднятия, осложняющего северо-западную часть Пудинского мегавала. Месторождение было открыто в 1967 году. Месторождение многопластовое, нефтегазоконденсатное. Промышленная нефтегазоносность Лугинецкого месторождения связана с отложениями  пластов Ю1 и Ю2 (верхняя юра).   

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 27,6 млн т, свободного газа — 49,59 млрд м3, конденсата - 6,14  млн т. С начала разработки месторождения было добыто 17,4 млн т нефти, 14,6 млрд м3 газа и почти 2 млн т конденсата. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Лугинецкое месторождение принадлежит ОАО «Томскнефть» ВНК.

Останинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Парабельском районе Томской области в 75 км к юго-западу от пос. Каргасок и в 10 км к западу от Мирного месторождения. Месторождение приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей западную часть Останинского вала, расположенного в пределах южной крыльевой зоны Пудинского мегавала. В 1970 г. первой  поисковой скважиной № 420 были открыты залежи пласта Ю3 тюменской свиты и пласта Ю1 васюганской свиты. Нефтеносность месторождения связана с отложениями  палеозоя и юры (песчаными пластами Ю3, Ю4 и Ю1). Основная залежь приурочена к горизонту Ю1 васюганской свиты.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 14,44 млн т, газа — 24,8 млрд м3. Начальные геологические запасы конденсата на Останинском месторождении оцениваются в 3,095 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Останинское нефтегазоконденсатное месторождение принадлежит ОАО «Томскгазпром». Планы развития компании предусматривают введение Останинского месторождения в пробную эксплуатацию в 2012-2013 гг.

Арчинское нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено в Парабельском районе на юге Томской области. Месторождение открыто в 1985 году поисковой скважиной № 40Р, при опробовании которой был получен промышленный приток нефти из коры выветривания палеозойских отложений (пласт М1). В тектоническом отношении Арчинская структура находится в юго-восточной части Нюрольской впадины, в зоне сочленения с Лавровским наклонным валом.  Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с отложениями трех стратиграфических комплексов - среднего девона, нижней-средней юры и верхней юры. В разрезе первого промышленно нефтегазоносным признан пласт М1, в разрезе второго - пласты Ю15, Ю14, в разрезе третьего-пласт Ю11. Основные запасы (81%) приурочены к пласту М1. Всего на месторождении выявлено 9 залежей: 2 нефтегазоконденсатные и 1 газовая в пласте М1, по две нефтяных в пластах Ю15, Ю14 и Ю11. Залежи пласта М1 массивные, тектонически экранированные, пласта Ю15 - тектонически экранированная и литологически экранированная, пласта Ю14 — тектонически экранированные, пласта Ю11 - пластовая сводовая водоплавающая и пластовая сводовая тектонически экранированная. По состоянию на 01.01. 2009 г. на месторждении пробурено 11 поисково-разведочных и 4 эксплуатационных скважин.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 18,22 млн т, газа — 0,49 млрд м3, конденсата — около 1 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Арчинское  месторождение принадлежит ООО «Арчинское».

Чкаловское нефтегазоконденсатное месторождение находится в южной части Александровского района Томской области в юго-восточном направлении от с. Александровское. Согласно нефтегазоносному районированию месторождение находится в юго-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Васюганской нефтегазоносной области в Усть-Тымском нефтегазоносном районе. По отражающему горизонту IIa (подошва баженовской свиты) Чкаловское месторождение приурочено к одноимённому поднятию, осложняющему северную часть Межозёрного вала – структуры II порядка. Межозёрный вал, в свою очередь, расположен в зоне сочленения трёх крупных тектонических элементов I порядка: Александровского свода, Средневасюганского мегавала и Усть-Тымской мегавпадины. Месторждение открыто в 1977 году. В разработку введено в 1986 году. Промышленно нефтеносным является горизонт Ю1 васюганской свиты и газоконденсатонефтяным – пласт М1, выделяемый в зоне контакта мезозойских и палеозойских отложений. В последнем выявлено две нефтяных с газовой шапкой, две нефтяных и одна газоконденсатная залежи, приуроченные к самостоятельным блокам и связанные с карбонатными трещиноватыми и брекчированными коллекторами.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 9,4 млн т, газа — 0,17 млрд м3. Лицензией на право разведки и добычи УВ сырья на месторождении обладает ОАО «Томскнефть» ВНК.

Селимхановское нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении  находится в Парабельском районе в 140 км на юго-запад от с. Парабель. Согласно принятому нефтегазоносному районированию, месторождение входит в состав Пудинского нефтегазоносного района. В структурно-тектоническом плане Селимхановское локальное поднятие находится в присводовой восточной части Пудинского мегавала, структуры I порядка, осложняющего юго-восточную часть Западно Сибирской плиты.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 7,77 млн т, газа — 1,2 млрд м3, конденсата — 0,14 млн т. Лицензией на право геологического изучения участка, на котором расположено месторождение обладает ООО «Жиант».

Урманское нефтегазоконденсатное месторждение расположено на территории Парабельского района Томской области в 70 км от г. Кедрового. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному поднятию, расположенному в пределах Табаганской мезоседловины. Месторождение открыто в 1974 году получением промышленного притока нефти в скважине № 1 из карбонатных отложений палеозоя. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями палеозоя (пласт М1 коры выветривания) и нижней юры (пласт Ю14 и Ю15). Всего на месторождении выявлено 3 залежи нефти в пластах Ю14, Ю15 и М1. Коллекторами продуктивных пластов в юрских отложениях являются песчаники пористостью от 11 до 15%. Коллекторами пласта М1 являются породы коры выветривания и карбонатные пароды палеозойского комплекса. По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении пробурено 12 разведочных и поисково-разведочных скважин (7 продуктивных) и 20 эксплуатационных.

На 01.01.2010 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 25,255 млн т, газа — около 5 млрд м3, конденсата — 0,2 млн т. Лицензией на право геологического изучения участка, на котором расположено месторождение обладает ООО «Арчинское».

Предъенисейская НГО

Слабо изучена геолого-геофизическими методами и бурением. Большая часть территории относится к нераспределенному фонду недр.

Продуктивная на Сибирской платформе эрозионная поверхность рифея, представляющая собой каверно-трещинный коллектор в карбонатных отложениях, и внутририфейская глинисто-карбонатная толща являются, возможно, перспективными и в пределах Предъенисейской ПНГО, но залегают они на больших глубинах. Здесь следует отметить, что отложения венда-рифея, вскрытые скважиной Восток 3,при испытании дали интенсивные притоки воды.

Следующий уровень потенциально перспективных горизонтов приурочен к терригенным отложениям венда. Особый интерес вызывают терригенные или карбонатно-терригенные отложения в нижней части венда. Породами-коллекторами могут являться песчаники, алевролиты, обломочные доломиты и гравелиты. Покрышками могут служить соленосные отложения нижнего кембрия и глинисто-доломитовые толщи верхнего венда – нижнего кембрия.

Следующий потенциально перспективный уровень - нижнекембрийские резервуары, связанные преимущественно с соляной тектоникой в карбонатно-галогенных отложениях. На временных разрезах ОГТ отмечается наличие соляно-купольных структур. Наибольшее их количество установлено в южной части Касской впадины на правобережье реки Большой Касс и в низовьях реки Сым. Одна из наиболее крупных и полно изученных соляно-купольных структур - Иштыкская антиклиналь, в пределах которой пробурена скважина Лемок 1.

Перспективы нефтегазоносности в палеозойско-протерозойских отложениях юго-востока Западной Сибири не определены.

В пределах Томской области оценка прогнозных геологических ресурсов Предъенисейской нефтегазоносной субпровинции по категории D2 (при уровне доверительной вероятности 0,95) составила 0,2-2,5 млрд. т УУВ. В том числе: нефти 0,1-1,6 млрд. т, растворенного в нефти газа – 0,02-0,24 трлн. м3, свободного газа –0,06-0,62 трлн. м3, конденсата – 0,6-6,3 млн. т. Прогнозные извлекаемые ресурсы категории D2 равны соответственно нефти 0,04-0,40 млрд. т, растворенного в нефти газа – 0,05-0,60 трлн. м3, свободного газа – 0,06-0,62 млрд. м3, конденсата – 4-4,1 млн. т (Конторович В.А., ИНГГ СОРАН, 2008 г.). В ранее пробуренных поисковых скважинах были получены признаки УВ, но не в промышленной значимости, месторождений на территории Томской области в пределах Предъенисейской НГО не открыто.

Пайдугинская НГО

В 2013 году пробурена современная поисково-оценочная скважина для изучения геологического строения мезозойского разреза в зоне сочленения Южно-Варгатской впадины и Пайдугинского мегавала и оценка степени перспективности нефтегазоносных комплексов на глубину 4000 м. На сегодняшний день ведутся исследовательские работы в скважине.

Также имеется небольшой ряд открытых мелких месторождений УВ сырья, которые находятся в западной части Пайдугинской НГО в непосредственной близости от границы с Васюганской НГО. Примерами месторождений рассматриваемой НГО могут быть Линейное, Киев-Еганское нефтяные и Усть-Сильгинское газоконденсатное месторождения.

Усть-Сильгинское газоконденсатное месторождение расположено в 39 км к югу — юго-востоку от пос. Каргасок и приурочено к одноименному локальному поднятию. Месторождение открыто в 1962 г. поисковой скважиной № 3. На месторждении выявлена одна залежь газоконденсата в пласте Ю1 на глубине 2250-2309 м. Залежь приурочена к верхам наунакской свиты. Пласт представлен песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Покрышкой служат глинистые породы георгиевской, баженовской и куломзинской свит общей мощностью до 170 м. Газоводяной контакт проводится на абсолютной отметке -2221 м. Высота залежи — 59 м. Залежь пластовая с возможными литологическими экранами вниз по  падению пласта, среднедебитная, с коллекторами порового типа.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы газа кат. А+В+С1  составляют 6,8 млрд м3, конденсата — около 0,6 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Усть-Сильгинское  месторождение принадлежит ООО «СН-Газдобыча».

Киев-Еганское месторождение в административном отношении расположено в Александровском районе Томской области на расстоянии 330 км к западу от поселка Александровское и 55 км к юго-востоку от Вартовского нефтяного месторождения. Приурочено оно к одноименному поднятию III порядка осложняющему северо-восточную часть Киев-Еганского вала в пределах восточного борта Усть-Тымской впадины. В 1969 г. первой поисковой скважиной №350 была открыта залежь нефти в верхнеюрских отложениях. Продуктивность на месторождении связана с верхним песчаным пластом горизонта Ю1 наунакской свиты. Основное распространение нефтяной пласт получил в юго-восточной части структуры, где общая и эффективная мощность коллектора достигает 10 м. В северо-западной части поднятия намечается выклинивание пласта и по скважине №251 его эффективная мощность не превышает 0,5 м. Залежь на Киев-Еганской площади по флюиду является нефтяной, по типу — структурно-литологической. Глубина залегания залежи 2607-2626 м, ее высота 24 м. Коэффициент заполнения ловушки 30%. Покрышкой для залежи служат аргиллиты баженовской и куломзинской свит, имеющие мощности в пределах площади от 190 до 230 м. Нефти залежи метановые с плотностью 0,808 г/см3, содержание серы 0,36%, парафина — 5,2%.

На 01.01.2010 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 5,5 млн т, кат. С2 — 26,2 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Киев-Еганское  месторождение принадлежит ООО «Норд Империал».

Линейное нефтяное месторождение расположено в Александровском районе Томской области в 163 км к востоку от поселка Александровское. Приурочено Линейное месторождение к одноименной структуре III порядка, выявленной в южной части Эмторского куполовидного поднятия, осложняющего северный борт Усть-Тымской впадины. Месторождение открыто в 1972 году в результате бурения и испытания скважины №1, пробуренной в восточной части структуры. Промышленная нефтеносность месторждения связана с терригенными отложениями горизонта Ю1 васюганской свиты. Общая мощность пласта в пределах площади составляет 15-20 м. Эффективная мощность изменяется от 14 до 1,5 м, вследствии наличия в объеме пласта аргиллитового прослоя и частичной его глинизации в западной и северной частях структуры. Залежь нефти на Линейном месторождении по типу относится к пластово-сводовым. Глубина залегания залежи 2498-2521 м, ее высота 25 м. Коэффициент заполнения ловушки 31%. Покрышкой для залежи является аргиллитовая пачка баженовской и куломзинской свит мощностью 170 м.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 2 млн т, кат. С2 — 15,3 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Линейное  месторождение принадлежит ООО «Стимул-Т».

www.rosgeoportal.ru

РосГеоПортал - Томская область

​1 2​ ​3 ​4 ​ 5 ​ ​ ​ ​6 ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ 7​ ​ 8​ ​9 ​ ​ 10​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ 11​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ 12​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​ ​13 ​ 14​ ​ 15​ ​ ​16 ​17 18​ 19​ ​ ​ ​ ​ 20​ 21​ 22​ ​23 ​ ​ 24​ 25​ ​26 27​ 28​ 29​ ​ ​ ​30 31​ ​32 ​33 ​34 35​ ​ 36​ ​37 38​ 39​ ​40
ЗАО "Соболиное" ​Соболиное месторождение ​ТОМ 00640 НЭ ​11.12.2001-28.01.2014
​ЗАО "Томко" Трубачевский  участок​ ТОМ 00919 НП​ 26.10.2005-30.10.2013​ Продление срока действия лицензии до 30.10.2013 г.​
ЗАО "Томская нефть" Южно-Мыльджинский  участок ТОМ 11175 НЭ 15.05.2002-10.11.2019 ​
​Месторождения:
1. Верхнесалатское
2. Речное
​3. Ю-Мыльджинское
ОАО "Востокгазпром" Рыбальный участок​ ТОМ 13094 НР​ 31.03.2005-31.12.2029​
Карандашовский участок ТОМ 01250 НР 21.02.2008-25.01.2033 ​
ОАО «Восточная транснациональная компания» Средне-Нюрольский участок​ ТОМ 12012 НЭ​​ 17.12.2003-18.07.2019​
месторождения:
1. Ключевское
2. Сред.-Нюрольское​
3. Пуглалымское​​​
 ОАО «Нефтяная компания «Роснефть» Куль-Еганский участок ТОМ 01183 НР 28.08.2007-01.12.2026 Переоформленная лицензия ТОМ 11088 НР ​
Месторождения:
1. Кульеганское

2. Полуденное

Северо-Пудинский участок ТОМ 01184 НР​ 20.08.2007-01.12.2026​ Переоформленная лицензия ТОМ 11089 НР​
Месторождения:​
1. Калиновое
2. Нижнетабаганское
3. Северо-Калиновое
​ОАО "СВЕПКО" Южно-Киев-Еганский-2 участок ТОМ 13592 НП 10.05.2006-20.04.2011​
​Тымский-2 участок ТОМ 01002 НР 28.07.2006-15.07.2031
​ОАО «Сургутнефтегаз» Нововасюганский участок ТОМ 00967 НР 25.04.2006-20.04.2031 ​Продление срока действия лицензии до 31.12.2014 г.
​ОАО «Томская нефтегазовая компания» ​Усть-Пуглалымский участок ​ТОМ 10915 НП ​29.08.2000-31.12.2005 ​Продление срока действия лицензии до 31.12.2014 г.
​Западно-Ключевское месторождение ​ТОМ 12338 НЭ ​29.04.2004-01.03.2024
Глухариное месторождение​ ТОМ 01564 НЭ​ 28.10.2010-15.10.2030​
​ОАО «Томскгазпром» Северо-Васюганское месторождение​ ТОМ 00093 НЭ​ ​04.09.1998-14.04.2023
Мыльджинское месторождение​ ТОМ 00094 НЭ​ ​04.09.1998-28.12.2019
Останинский уч-к​ ​ТОМ 00095 НЭ 04.09.1998-29.12.2021​
Месторождения:​
1. Сев.-Останинское​
2. Пинджинское​
3. Останинское​
4. Мирное​
​Казанский участок ​ТОМ 00097 НЭ ​25.08.2000-01.01.2025
​1. Казанское м-ние
​Чкаловский участок ​ТОМ 00098 НЭ ​29.09.2000-01.01.2025
​Сомовский участок ​ТОМ 01456 НР ​04.12.2009-30.11.2034
​ОАО «Томскнефть» ВНК ​Катыльгинский участок ​ТОМ 00040 НЭ ​17.09.1998-16.09.2021
​Карайско-Моисеевский уч-к ​ТОМ00046 НЭ ​17.09.1998-16.09.2021
​Месторождения:
​1. Карайское
​2. Тагайское
​3. Зап.-Карайское
​4. Зап.-Моисеевское
​5. Моисеевское
​6. Зап.-Карасевское
​7. Павловское
​8. Сев.-Карасевское
​9. Карасевское
​10. Двуреченское
​11. Лесмуровское
​Кондаковский уч-к ​ТОМ 00048 НЭ ​18.09.1998-17.09.2021
​Месторождения:
​1. Кондаковское
​2. Проточное
​3. Приграничное
​4. Григорьевское
​Поньжевый участок ​ТОМ 00049 НЭ ​18.09.1998-17.09.2021
​Месторождения:
​1. Поньжевое
​2. Налимье
​3. Глуховское
​Южно-Тамбаевский уч-к ​ТОМ 00051 НЭ ​18.09.1998-17.09.2021
​Mесторождения:
​1. Юж.-Тамбаевское
​2. Широтное
​Аленкинский уч-к ​ТОМ 00052 НЭ ​18.09.1998-17.09.2021
​1. Аленкинское месторождение
​Советское месторождение ​ТОМ 00075 НЭ ​29.10.1998-13.12.2013
​Стрежевское месторождение ​ТОМ 00076 НЭ ​29.10.1998-13.12.2013
​Северное месторождение ​ТОМ 00077 НЭ ​29.10.1998-13.12.2013 ​Продление срока действия лицензии до 13.12.2038 г.
​Малореченское месторождение ​ТОМ 00078 НЭ ​29.10.1998-25.03.2014 ​Продление срока действия лицензии до 01.01.2039 г.
​Ломовое месторождение ​ТОМ 00079 НЭ ​29.10.1998-31.07.2014 ​Продление срока действия лицензии до 30.06.2039 г.
​Катыльгинское месторождение ​ТОМ 00080 НЭ ​29.10.1998-31.07.2014 ​Продление срока действия лицензии до 30.06.2039 г.
​Западно-Останинское месторождение ​ТОМ 00081 НЭ ​29.10.1998-25.03.2014
​Герасимовское месторождение ​ТОМ 00082 НЭ ​25.03.1998-25.03.2014 ​Продление срока действия лицензии до 01.01.2028 г.
​Лугинецкое месторождение ​ТОМ 00083 НЭ ​29.10.1998-25.03.2014
​Первомайское месторождение ​ТОМ 00084 НЭ ​08.04.1999-13.12.2013 ​Продление срока действия лицензии до 13.12.2038 г.
​Оленье месторождение ​ТОМ 00085 НЭ ​08.04.1999-24.01.2014 ​Продление срока действия лицензии до 24.01.2038 г.
​Игольско-Таловое месторождение ​ТОМ 00086 НЭ ​08.04.1999-24.01.2014 ​Продление срока действия лицензии до 24.01.2039 г.
​Чкаловское  месторождение ​ТОМ 00087 НЭ ​09.04.1999-25.03.2014 ​Продление срока действия лицензии до 25.03.2030 г.
​Западно-Катыльгинское месторождение ​ТОМ 00088 НЭ ​09.04.1999-31.07.2014 ​Продление срока действия лицензии до 30.02.2039 г.
​Озерное месторождение ​ТОМ 00089 НЭ ​09.04.1999-28.12.2014 ​Приостановлено право пользования до 28.12.2012 г
​Крапивинское месторождение ​ТОМ 00090 НЭ ​09.04.1999-09.08.2019 ​Продление срока действия лицензии до 09.08.2044 г.
​Лонтыньяхское месторождение ​ТОМ 00091 НЭ ​09.04.1999-09.08.2019
​Проточный-1 участок ​ТОМ 01005 НР ​09.08.2006-15.07.2031
​Южно-Черемшанское месторождение ​ТОМ 14838 НЭ ​31.12.2009-29.12.2018 ​Продление срока действия лицензии до 29.12.2038 г.
​Колотушное месторождение ​ТОМ 14839 НЭ ​31.12.2009-29.12.2013 ​Продление срока действия лицензии до 29.12.2038 г.
​ООО «Альянснефтегаз» ​Участок Южно-Фестивальный-1 ​ТОМ 11399 НП ​29.01.2003-31.12.2007 ​Продление срока действия лицензии до 31.12.2012 г.
​Участок Верхне-Нюрольский-1 ​ТОМ 11403 НП ​29.01.2003-31.12.2007 ​Продление срока действия лицензии до 31.12.2012
​Участок Верхне-Нюрольский-2 ​ТОМ 11404 НП ​29.01.2003-31.12.2007 ​Продление срока действия лицензи до 31.12.2012 г.
​Участок Южно-Урманский ​ТОМ 11405 НП ​29.01.2003-31.12.2007 ​Продление срока действия лицензии до 31.12.2012 г.
​Участок Южно-Фестивальный-2 ​ТОМ 11406 НП ​29.01.2003-31.12.2007 ​Продление срока действия лицензии до 31.12.2012 г.
​Участок Южно-Фестивальный-3 ​ТОМ 11407 НП ​29.01.2003-31.12.2007 ​Продление срока действия лицензии до 31.12.2012 г.
​Майское месторождение ​ТОМ 13971 НЭ ​28.02.2007-01.03.2027
​Среднеглуховское   месторождение ​ТОМ 14802 НЭ ​26.11.2009-01.08.2029
​Водораздельное месторождение ​ТОМ 01535 НЭ ​25.06.2010-20.06.2030
​Южно-Майское месторождение ​ТОМ 15008 НЭ ​28.09.2010-15.10.2030
​Тамратское месторождение ​ТОМ 15009 НЭ ​28.09.2010-15.10.2030
​ООО «Арчинское» ​Арчинское месторождение ​ТОМ 14870 НЭ ​19.02.2010-01.03.2039 ​Переоформленная лицензия ТОМ 00638 НЭ
​Урманское месторождение ​ТОМ 14871 НЭ ​19.02.2010-01.03.2014 ​Переоформленная лицензия              ТОМ 00639 НЭПродление срока действия лицензии до 01.03.2039 г.
​ООО «Бакчарнефтегаз» ​Верхне-Кенгский-1 участок ​ТОМ 14611 НР ​16.12.2008-25.01.2033 ​Переоформленная лицензия ТОМ 01225 НР
​Еллей-Игайский участок ​ТОМ 01559 НР ​07.10.2010-30.09.2035
​ООО «Газпромнефть-Восток» ​Шингинское месторождение ​ТОМ 14911 НЭ ​15.05.2010-28.01.2014 ​Переоформленная лицензия ТОМ 00594 НЭ
​Западно-Лугинецкий участок ​ТОМ 14989 НР ​03.08.2010-15.04.2030 ​Переоформленная лицензия ТОМ 13124 НР
​ООО «Голд групп» ​Парбигский-1 участок ​ТОМ 13580 НП ​19.04.2006-20.09.2011
​ООО «Грушевое» ​Грушевое месторождение ​ТОМ 12388 НЭ ​25.05.2004-28.01.2014 ​Переоформленная лицензия ТОМ 00061 НЭ
​ООО «Дуклинское» ​Дуклинское месторождение ​ТОМ 12382 НЭ ​25.05.2004-28.01.2014 ​Переоформленная лицензия ТОМ 00070 НЭ
​ООО «Жиант» ​Селимхановский участок ​ТОМ 11319 НП ​12.11.2002-01.11.2007 ​Продление срока действия лицензии до 01.11.2013 г.
​Парабельский участок ​ТОМ 11320 НП ​12.11.2002-01.11.2007 ​Продление срока действия лицензии до 01.11.2012 г.
​Селимхановское месторождение ​ТОМ 01049 НЭ ​02.11.2006-20.04.2031 ​Переоформленная лицензия ТОМ 00966 НЭ
​Ондатровое месторождение ​ТОМ 01470 НЭ ​25.02.2010-01.02.2030
​Верхнекомбарское месторождение ​ТОМ 15026 НЭ ​29.10.2010-01.11.2030
​ООО «Киев-Еганское» ​Южно-Киев-Еганский-1 участок ​ТОМ 13814 НП ​01.11.2006-20.04.2011 ​Переоформленная лицензия ТОМ 13591 НП
​ООО «Линейное» ​Ледовый участок ​ТОМ 01468 НР ​27.01.2010-15.01.2035
​ООО «Матюшкинская вертикаль» ​Матюшкинский участок ​ТОМ 13185 НР ​10.06.2005-31.12.2029 ​Продление периода геол. изучения до 01.05.2015 г.
​ООО «Норд Империал» ​Киев-Еганский участок ​ТОМ 00963 НР ​20.04.2006-20.04.2031
​Снежный участок ​ТОМ 12945 НР ​25.01.2005-31.12.2029
​Фестивальный участок ​ТОМ 12946 НР ​25.01.2005-31.12.2029
​ООО «ПетроГранд Эксплорейшн энд Продакшн» ​Нижнепанинский участок ​ТОМ 01576 НР ​17.12.2010-15.12.2035
​ООО «Поселковое» ​Поселковое месторождение ​ТОМ 12385 НЭ ​25.05.2004-28.01.2014 ​Переоформленная лицензия ТОМ 00069 НЭ
​ООО «Сибинтернефть» ​​Головное месторождение ​ТОМ 14530 НЭ ​18.07.2008-10.07.2028
​ООО «Сибнефтегаз-инновация 21 век» ​Каргасокский-1 участок ​ТОМ 01465 НР ​20.01.2010-15.01.2035
​ООО «Сибнефтегаз-инновация» ​Чачанский участок ​ТОМ 01226 НР 31.01.2008-25.01.2033
​ООО «СН-Газдобыча» ​Усть-Сильгинский участок ​ТОМ 14646 НЭ ​23.03.2009-20.01.2028 ​Переоформленная лицензия ТОМ 01224 НП
​Усть-Сильгинский участок (без ограничения по глубине) ​ТОМ 01410 НП ​28.04.2008-01.04.2013 ​Переоформленная лицензия ТОМ 01278 НП
​Каргасокский-2 участок ​ТОМ 01435 НР ​09.07.2009-01.07.2034
​ООО «Средне-Васюганское» ​Средне-Васюганское месторождение ​ТОМ 12381 НЭ ​25.05.2004-28.01.2014
​ООО «Стимул-Т» ​Тунгольский участок ​ТОМ 13135 НР ​04.05.2005-15.04.2030
​ООО «Столбовое» ​Столбовое месторождение ​ТОМ 12386 НЭ ​25.05.2004-28.01.2014 ​Продление срока действия лицензии до 31.12.2039 г.
​ООО «Терра» ​Участок Верхне-Кёнгский-3 ​ТОМ 11666 НП ​01.09.2003-01.08.2008 ​Продление срока действия лицензии до 01.08.2011 г.
​ООО «ТНК-Уват» ​Ягыл-Яхский участок ​ТОМ 00985 НР ​30.06.2006-20.04.2031
​Чворовый участок ​ТОМ 13556 НР ​29.03.2006-14.03.2031
​ООО «Томскгеонефтегаз» ​Конторовичское месторождение ​ТОМ 15066 НР ​29.12.2010-15.05.2031 ​Переоформленная лицензия ТОМ 13621 НР
​Проточный-2 участок ​ТОМ 15067 НР ​28.07.2006-15.07.2031 ​Переоформленная лицензия ТОМ 01003 НР
​ООО «Федюшкинское» ​ТОМ 12387 НЭ ​25.05.2004-01.03.2014 ​Переоформленная лицензия ТОМ 00074 НЭ
​ООО «Хвойное» ​Хвойное месторождение ​ТОМ 12383 НЭ 25.05.2004-18.03.2014 ​Переоформленная лицензия ТОМ 00062 НЭ
​ООО «Энергетический Альянс» ​Тымский-1 участок ​ТОМ 01001 НР ​27.07.2006-15.07.2031
​ООО «Южно-Охтеурское» ​Южно-Охтеурское месторождение ​ТОМ 12384 НЭ ​25.05.2004-18.03.2014 ​Переоформленная лицензия ТОМ 00065 НЭ
​ООО «Сибирь Петролеум» ​Прохоркинский участок ​​ТОМ 01709 НР ​15.05.2012-15.05.2037

www.rosgeoportal.ru

Промысел с характерОМ :: Томские Новости +

Как маленькое месторождение делает большую газовую программу  

На Западно-Полуденном месторождении ОАО «Томск­нефть» ВНК умные часы мобильных телефонов сами «отскакивают» на час назад. В географическом плане это уже Тюменская область и новый часовой пояс. Но производственная жизнь здесь организована по томскому времени.

Западно-Полуденное – одно из старейших в структуре ОАО «Томск­нефть» ВНК. Но хотя его золотые годы уже позади (месторождение находится на третьей стадии разработки), оно играет не последнюю роль в жизни компании. В первую очередь – за счет активного участия в программе по утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Как говорят в «Томскнефти», «это элемент невидимой цепочки, из которой складывается каркас энергетической целостности компании».

Промыслы с характером

Включенное в состав цеха добычи нефти и газа № 4, куда также входят Чкаловское и Малореченское месторождения, Западно-Полуденное остается мозговым центром промысла. Здесь несет вахту инженерно-технический состав ЦДНГ-4. Здесь же расположились четыре общежития вахтовиков по 40 мест каждое.

По объемам добычи цех не самый передовой в структуре компании: в сутки здесь добывают 1,6 тыс. тонн нефти. Но и фонд невелик – всего 138 скважин, производительность которых колеблется от 2 до 70–80 тонн нефти в сутки. К тому же каждое месторождение имеет свою специфику работы.

– На Чкаловском месторождении мы эксплуатируем преимущественно палеозой, – рассказывает начальник ЦДНГ-4 Дмитрий Чувакин. – Нефть, добытая с этого пласта, содержит много парафинов – она ярко-желтого цвета, а по консистенции похожа на домашнее сливочное масло. Еще одна особенность месторождения – на нем мы работаем фонтанным методом добычи – не используем насосов.

Малореченское месторождение – одно из самых старых в структуре «Томскнефти» – было введено в строй сразу после Советского и Вахского. Чуть позже запустили Западно-Полуденное.

– Нефть там залегает на небольшой глубине – есть скважины глубиной всего 1,6 тыс. м. Для сравнения: на Чкаловском приходилось бурить до 3,5 тыс. м…

Чтобы поддержать добычу на должном уровне, в ЦДНГ-4 используются системы заводнения для поддержания пластового давления.

– Проводится комплекс мероприятий по очистке призабойной зоны пластов, – объясняет Дмитрий Чувакин, – внедряется новое оборудование, на проблемных скважинах устанавливаются коррозионно-стойкие насосы и НКТ.

Перспективное бурение

Дмитрий – один из самых молодых начальников цеха в управленческом коллективе ОАО «Томск­нефть» ВНК. На производство пришел сразу после окончания университета – в 2003 году устроился мастером в ЦДНГ-7, что на Васюгане. Повышение получил в 2009-м – в его подчинении оказался коллектив цеха добычи № 4, такой же молодой, как и сам управленец, – до 90% сотрудников составляет молодежь.

– Конечно, не очень приятно, что по показателям добычи наш цех находится на последнем месте, – честно признается Дмитрий Чувакин. – Но увеличить добычу, выйти с последних мест – это в наших руках. Если руководство примет решение продолжить разбуривать наши месторождения, будем добывать больше нефти. И, надеюсь, больше всех.

Буровые работы на Чкаловском месторождении закончились в этом году.

– Пробурили 10 скважин. Пока эффективность 50%, но работы по освоению еще ведутся. И сегодня главная задача, которую ставит перед нами руководство – аккуратно подойти к процессу и наращивать темпы добычи. На Чкаловском запасов хватит лет на 100–200!

Есть перспективы и у Западно-Полуденного месторождения – в планы по бурению включена находящаяся рядом с ним Былинская площадь.

– Проекты по развитию нашей территории подготовил институт ТомскНИПИнефть, и это хорошие проекты, – замечает Дмитрий Чувакин. – Сейчас необходима лишь воля высшего руководства, чтобы начать претворять их в жизнь. А вообще, в перспективности цеха нет сомнений.

Непрерывный процесс

Нефть, добытая в ЦДНГ-4, после доведения ее до товарной кондиции отправляется на нефтеперекачивающую станцию «Медведево». Здесь с черным золотом обходятся весьма галантно. В 2004 году старую порезервуарную систему сдачи углеводородов в магистраль заменили новой – поточной. Если раньше нефть накапливалась в резервуарах и только потом направлялась в нефтепровод, то сегодня процесс перекачки непрерывен.

– В сутки через нас проходит порядка 1,5 тыс. тонн нефти, – говорит начальник центра подготовки и перекачки нефти № 7 Евгений Дериглазов. – В месяц – порядка 40 тыс. тонн.

В состав коммерческого узла учета нефти входит блок контроля качества. Здесь определяют плотность, вязкость нефти, ее обводненность. Если сырье не соответствует параметрам, то откачка останавливается – до выяснения причин поступления некондиции. Только в случае если все показатели в норме, нефть устремляется в систему магистральных нефтепроводов, которая принадлежит «Транснефти».

Энергия экологии

Еще одна особенность Западно-Полуденного месторождения – газотурбинная электростанция, запущенная в 2007-м. Она обеспечивает бесперебойную подачу энергии для промысловых нужд. Но это далеко не основная ее задача. ГТЭС – объект экологического значения, созданный прежде всего для переработки попутного нефтяного газа. Ее эксплуатацию осуществляет специально созданная компания «Энергосервис».

– Несмотря на довольно высокую стоимость строительства подобных объектов, экономическая эффективность работы ГТЭС неоспорима, ведь подготовка ПНГ до параметров природного газа обойдется гораздо дороже, – рассказывает главный инженер ЗАО «Энергосервис» Олег Михайлов. – Сегодня электростанция утилизирует порядка 7 млн куб. м попутного газа, вырабатывает около 17 млн кВт/ч электроэнергии, но загружена лишь на 50 % мощностей. Этого вполне достаточно, чтобы утилизировать объем ПНГ по цеху.

Работать в половину сил ГТЭС на Западно-Полуденном осталось недолго. Объектом уже заинтересовались нефтедобывающие компании, например ТНК-BP, которые ведут разработку поблизости от месторождения.

– Согласно приказу правительства все недропользователи должны довести утилизацию ПНГ до 95% к 2012 году, – поясняет Михайлов. – Сегодня соседи прокладывают в нашу сторону газопровод. Летом, когда к нам начнет поступать попутный газ от них, ГТЭС будет работать в полную силу.

 

С небес на землю

Начинка электростанции – конверсионные авиационные двигатели. Турбины ГТЭС раньше поднимали в воздух самолеты Ан-12 и Ан-32. Среди работников ГТЭС также немало ветеранов авиации. За процессом получения электроэнергии следят люди с авиационно-техническим образованием: бывшие пилоты и бортмеханики. Весь коллектив – 23 человека. Объект высокоавтоматизированный и большого обслуживающего персонала не требует.

– На электростанцию я пришел в 2003 году, когда она только начала строиться, – вспоминает машинист газотурбинной установки Александр Гудко. – До этого 30 лет проработал пилотом вертолета Ми-8. А когда ушел на пенсию, мои знания пригодились здесь, на земле. В небе, конечно, было сложнее: решения приходилось принимать мгновенно, я, как пилот, отвечал не только за свою жизнь, но и за жизни пассажиров. Здесь тоже на мне лежит высокая ответственность. Но все процессы автоматизированы – управлять ими проще, чем бортом вертолета.

 

Оценка давления на трубопроводе на нефтеперекачивающей станции «Медведево» – отсюда нефть поступает в магистраль

 

Газотурбинная электростанция на Западно-Полуденном месторождении обеспечивает бесперебойную подачу энергии для промысловых нужд

 

В прошлом Александр Гудко работал бортмехаником вертолета Ми-8 в стрежевском аэропорту. Теперь он машинист газотурбинной установки ГТЭС на Западно-Полуденном месторождении

 

tomsk-novosti.ru

Домашняя - Западно-Сибирская НГП

003-1s.jpg

Обзорная карта участков Томской области

 

Согласно схеме нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции территория Томской области входит в состав Среднеобской, Каймысовской, Васюганской, Пайдугинской и Предъенесейской нефтегазоносных областей.

В осадочном чехле Томской области выделяется шесть нефтегазоносных комплексов (НГК): нефтегазоносный горизонт зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений (НГГЗК), геттанг–раннетоарский, позднетоар-ааленский, байос-батский, келловей–волжский и неокомский. Келловей–волжский НГК является основным комплексом для всей Томской области. Большая часть залежей УВ приурочена к продуктивному горизонту Ю1. Источником УВ для нефтегазоносных комплексов преимущественно является баженовская свита (Конторович и др., 1975). К нефтепроизводящим отложениям относятся также карбонатные породы палеозоя, содержащие аквагенное органическое вещество, и алеврито-глинистая тогурская свита, с преимущественно террагенным органическим веществом в ее составе (Конторович и др., 1999).

Среднеобская НГО

В пределах Томской области представлена незначительной частью - юго-востоком Нижневартовского нефтегазоносного района. Здесь открыт ряд месторождений, самым крупным из которых является Советское нефтяное месторождение.

Советское месторождение расположено в 60 км западнее поселка Александровское, ближайшие к нему месторождения Стрежевское и Малореченское. Месторождение приурочено к трем локальным структурам: Советской, Соснинской и Медведевской, осложняющим Соснинский вал в пределах северо-восточной части Нижневартовского свода.

Месторождение многопластовое, около 20 продуктивных пластов. Промышленная нефтеносность связана с отложениями коры выветривания, юрского и мелового возрастов. Первая залежь нефти была открыта в 1962 году в пласте Б10. За время эксплуатации месторождения на нем было пробурено более 1,7 тыс. скважин. Сегодня активно эксплуатируются 896.

На 01.01.2011 г. геологические запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 31,8 млн т. С начала разработки месторождения было добыто 110,9 млн т нефти. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Советское месторождение принадлежит ОАО «Томскнефть ВНК».

В 40 км на юго-восток от Совесткого месторождения расположено Малореченское нефтяное месторждение. В тектоническом отношении Малореченская структура осложняет северную часть Ларь-Еганского вала, приуроченного к юго-восточному борту Нижневартовского свода. В разведку глубоким бурением Малореченская структура была введена в 1965 году, когда первой поисковой скважиной №117 была открыта залежь нефти в отложениях васюганской свиты.  Месторождение было введено в разработку в 1985 году. Промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях горизонта Ю1 (пласты Ю11 и Ю12) васюганской свиты верхнеюрских отложений. Залежь нефти в пласте Ю11 пластовая сводовая, литологически экранированная. Залежь в пласте Ю12 пластовая сводовая.

На 01.01. 2009 г.  геологические запасы нефти кат. А+В+С1 составляли 23,1 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Малореченское месторождение принадлежит ОАО «Томскнефть ВНК».

Хвойное месторождение расположено на территории Александровского района Томской области, в 45 км к северо-востоку от пос. Александровский. В тектоническом отношении Хвойное месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, осложняющему восточный борт Колтогорского мегапрогиба. Хвойное месторождение открыто в 1983 г. скважиной № 1, в которой при испытании пласта Ю11 в открытом стволе получен приток безводной нефти дебитом 22,1 м3/сут. Промышленная нефтеносность связана с терригенными отложениями пласта Ю11 васюганской свиты верхней юры. Месторождение введено в разработку в 2004 году. В пласте Ю11 открыта одна залежь нефти. Залежь пластовая, сводовая, размеры 10*3,5, высота 32 м. Коллекторами служат песчаники, пористостью от 11,6 до 21,2%. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,32 до 1. По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении было пробурено 4 поисково-разведочных скважины и 15 — эксплуатационных. 

На 01.01. 2011 г.  геологические запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 5,2 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Хвойное месторождение принадлежит ООО «Хвойное».

Каймысовская НГО

На территории Томской области представлена тремя нефтегазоносными районами: Колтогорским, Каймысовским и Нюрольским. Большинство открытых месторождений в данной НГО нефтяные. Самыми крупными месторождениями являются: Первомайское, Крапивинское, Игольско-Таловое.

Первомайское нефтяное месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области на расстоянии 100 км юго-западнее поселка Средний Васюган. Месторождение приурочено к трем куполовидным поднятиям: Еганскому, Первомайскому и Весеннему. Месторождение открыто в 1969 г. скважиной 260 в верхнеюрских отложениях. Залежь пласта Ю1 приурочена к отложениям васюганской свиты и вскрыта на глубинах 2340-2460 м. Пласт представлен песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Водонефтяной контакт проводится на отметке -2420 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная. Высота залежи — 74 м. Нефть метановая, плотностью 0,83 г/см3, малосернистая.

На 01.01.2011 г. запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 22,081 млн т. С начала разработки месторождения было добыто 37,24 млн т нефти.  Лицензией на право разведки и добычи УВ сырья на месторождении обладает ОАО «Томскнефть ВНК».

Крапивинское нефтяное месторождение расположено в Томской и Омской областях на расстоянии 60 км к северо-востоку от поселка Новый Васюган. Месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в пределах Моисеевского куполовидного поднятия, осложняющего юго-восточную часть Каймысовского свода.

Месторождение открыто в 1969 г. скважиной №195Р, в которой при совместном опробовании пластов Ю12 и Ю13 в верхнеюрских отложениях был получен приток нефти дебитом 12,8 м3/сут с 3,2% воды. Месторождение введено в разработку в 1999 году. Месторождение имеет блоковое строение, промышленная нефтегазоносность установлена в терригенных отложениях верхней юры (пласты Ю12, Ю13 васюганской свиты). Всего в пределах блоков по данным ГИС и испытаний выявлено 13 локальных залежей нефти. Нефть нафтеново-метановая, с плотностью 0,857 г/см2, с содержанием парафина от 0,33 до 1,39 % и серы от 0,66 до 0,71 %. По состоянию на 01.01.2010 г. на Крапивинском месторждении пробурено 305 скважин, из них 40 поисково-разведочных, 254 эксплуатационных и 11 водозаборных. 

На 01.01.2011 г. запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 33,969 млн т. С начала разработки на месторождение было добыто 11,44 млн т нефти. Крапивинское месторождение расположено на двух лицензионных участках, принадлежащих недропользователям: в пределах Томской области - ОАО «Томскнефть ВНК», на территории Омской области — ОАО «Газпром нефть».

Игольско-Таловое нефтяное месторождение находится в Каргасокском районе, в юго-западной части Томской области. В тектоническом отношении месторждение приурочено к одноименному валообразному поднятию, расположенному в пределах Нюрольской впадины. Наиболее крупными локальными поднятиями, осложняющими данный тектонический элемент являются Игольское, Таловое и Карайское. Месторождение нефти открыто в 1977 г, в 1991 г. введено в промышленную эксплуатацию. Нефтегазоносность Игольско-Талового месторождения связана с коллекторами надугольной толщи васюганской свиты (пластами Ю11 и  Ю12 горизонта Ю1). Всего на месторождении выявлено 5 залежей - 3 в пласте Ю12 (1- на Игольской площади и 2 - на Таловой), 2 в пласте Ю1-му на Игольской площади. Нефть залежей метано-нафтеновая с удельным весом 0,840- 0,856 г/см3, с содержанием парафина 2,1-3,3% и серы 0,18-0,63%. По состоянию на 01.01.2009 на месторждении пробурено 633 скважины.

На 01.01.2011 г. запасы нефти кат. А+В+С1 составляют практически 15 млн т. С начала разработки на месторождение было добыто 24 млн т нефти. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Игольско-Таловое месторождение принадлежит «Томскнефть ВНК».

Васюганская НГО

Расположена в центральной части Томской области. Она включает шесть нефтегазоносных районов: Александровский, Средневасюганский, Усть-Тымский, Парабельский, Пудинский и Казанский. Для северной части НГО характерны нефтяные месторождения, для южной - нефтяные и  нефтегазоконденсатные. В Васюганской НГО расположены основные месторождения газа и конденсата Томской области — Мыльджинское, Лугинецкое и Останкинское. Кроме того, в данной НГО открыт ряд месторождений с залежами УВ в палеозойских карбонатных породах, например: Арчинское, Чкаловское, Селимхановское, Герасимовское, Урманское, Калиновое, Широтное  и др.

Мыльджинское газоконденсатное месторождение - это первое газоконденсатное месторождение, которое было введено в эксплуатацию в Томской области.

Месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области в 140 км к юго-западу от районного центра пос. Каргасок. Месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, осложняющей северо-восточную периклиналь Мыльджинского вала, входящего в состав Средне-Васюганского мегавала. Первая на Мыльджинской площади поисковая скважина №1 начата бурением в июне 1964 года. В сентябре-октябре этого же года получен фонтан из юрских отложений. Месторождение имеет сложное блочное строение.

Промышленная газоносность месторождения связана с отложениями верхней и средней юры, а также с отложениями нижнего мела. Основные запасы газа сосредоточены в пласте Ю1. Залежь пласта Ю1 залегает на глубине 2340-2434 м. Пласт представлен серыми и светло-серыми мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Покрышкой залежи служат глинистые породы георгиевской, баженовской и куломзинской свит общей мощностью 70-100 м, а на участках отсутствия песчаников ачимовской толщи — до 160-200 м. Газоконденсатная залежь пласта Ю1 имеет нефтяную оторочку. Высота залежи газоконденсата равна 85 м, общая высота залежи с нефтяной оторочкой — 94 м. Залежь пластовая, среднедебитная, с коллекторами порового типа.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы свободного газа кат. А+В+С1 составляют 54,05 млрд м3,  конденсата - 2,837 млн т. С начала разработки месторождения было добыто 31,9 млрд м3 газа и 2,7 млн т конденсата. Месторождение введено в разработку в 1999 г. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Мыльджинское газоконденсатное месторождение принадлежит ОАО «Томскгазпром».

Лугинецкое месторождение расположено в Парабельском и Каргасокском районах Томской области в 60 км юго-восточнее Мыльджинского месторождения. Месторождение приурочено к центральной части одноименного куполовидного поднятия, осложняющего северо-западную часть Пудинского мегавала. Месторождение было открыто в 1967 году. Месторождение многопластовое, нефтегазоконденсатное. Промышленная нефтегазоносность Лугинецкого месторождения связана с отложениями  пластов Ю1 и Ю2 (верхняя юра).   

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 27,6 млн т, свободного газа — 49,59 млрд м3, конденсата - 6,14  млн т. С начала разработки месторождения было добыто 17,4 млн т нефти, 14,6 млрд м3 газа и почти 2 млн т конденсата. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Лугинецкое месторождение принадлежит ОАО «Томскнефть» ВНК.

Останинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Парабельском районе Томской области в 75 км к юго-западу от пос. Каргасок и в 10 км к западу от Мирного месторождения. Месторождение приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей западную часть Останинского вала, расположенного в пределах южной крыльевой зоны Пудинского мегавала. В 1970 г. первой  поисковой скважиной № 420 были открыты залежи пласта Ю3 тюменской свиты и пласта Ю1 васюганской свиты. Нефтеносность месторождения связана с отложениями  палеозоя и юры (песчаными пластами Ю3, Ю4 и Ю1). Основная залежь приурочена к горизонту Ю1 васюганской свиты.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 14,44 млн т, газа — 24,8 млрд м3. Начальные геологические запасы конденсата на Останинском месторождении оцениваются в 3,095 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Останинское нефтегазоконденсатное месторождение принадлежит ОАО «Томскгазпром». Планы развития компании предусматривают введение Останинского месторождения в пробную эксплуатацию в 2012-2013 гг.

Арчинское нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено в Парабельском районе на юге Томской области. Месторождение открыто в 1985 году поисковой скважиной № 40Р, при опробовании которой был получен промышленный приток нефти из коры выветривания палеозойских отложений (пласт М1). В тектоническом отношении Арчинская структура находится в юго-восточной части Нюрольской впадины, в зоне сочленения с Лавровским наклонным валом.  Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с отложениями трех стратиграфических комплексов - среднего девона, нижней-средней юры и верхней юры. В разрезе первого промышленно нефтегазоносным признан пласт М1, в разрезе второго - пласты Ю15, Ю14, в разрезе третьего-пласт Ю11. Основные запасы (81%) приурочены к пласту М1. Всего на месторождении выявлено 9 залежей: 2 нефтегазоконденсатные и 1 газовая в пласте М1, по две нефтяных в пластах Ю15, Ю14 и Ю11. Залежи пласта М1 массивные, тектонически экранированные, пласта Ю15 - тектонически экранированная и литологически экранированная, пласта Ю14 — тектонически экранированные, пласта Ю11 - пластовая сводовая водоплавающая и пластовая сводовая тектонически экранированная. По состоянию на 01.01. 2009 г. на месторждении пробурено 11 поисково-разведочных и 4 эксплуатационных скважин.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 18,22 млн т, газа — 0,49 млрд м3, конденсата — около 1 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Арчинское  месторождение принадлежит ООО «Арчинское».

Чкаловское нефтегазоконденсатное месторождение находится в южной части Александровского района Томской области в юго-восточном направлении от с. Александровское. Согласно нефтегазоносному районированию месторождение находится в юго-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Васюганской нефтегазоносной области в Усть-Тымском нефтегазоносном районе. По отражающему горизонту IIa (подошва баженовской свиты) Чкаловское месторождение приурочено к одноимённому поднятию, осложняющему северную часть Межозёрного вала – структуры II порядка. Межозёрный вал, в свою очередь, расположен в зоне сочленения трёх крупных тектонических элементов I порядка: Александровского свода, Средневасюганского мегавала и Усть-Тымской мегавпадины. Месторждение открыто в 1977 году. В разработку введено в 1986 году. Промышленно нефтеносным является горизонт Ю1 васюганской свиты и газоконденсатонефтяным – пласт М1, выделяемый в зоне контакта мезозойских и палеозойских отложений. В последнем выявлено две нефтяных с газовой шапкой, две нефтяных и одна газоконденсатная залежи, приуроченные к самостоятельным блокам и связанные с карбонатными трещиноватыми и брекчированными коллекторами.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 9,4 млн т, газа — 0,17 млрд м3. Лицензией на право разведки и добычи УВ сырья на месторождении обладает ОАО «Томскнефть» ВНК.

Селимхановское нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении  находится в Парабельском районе в 140 км на юго-запад от с. Парабель. Согласно принятому нефтегазоносному районированию, месторождение входит в состав Пудинского нефтегазоносного района. В структурно-тектоническом плане Селимхановское локальное поднятие находится в присводовой восточной части Пудинского мегавала, структуры I порядка, осложняющего юго-восточную часть Западно Сибирской плиты.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 7,77 млн т, газа — 1,2 млрд м3, конденсата — 0,14 млн т. Лицензией на право геологического изучения участка, на котором расположено месторождение обладает ООО «Жиант».

Урманское нефтегазоконденсатное месторждение расположено на территории Парабельского района Томской области в 70 км от г. Кедрового. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному поднятию, расположенному в пределах Табаганской мезоседловины. Месторождение открыто в 1974 году получением промышленного притока нефти в скважине № 1 из карбонатных отложений палеозоя. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями палеозоя (пласт М1 коры выветривания) и нижней юры (пласт Ю14 и Ю15). Всего на месторождении выявлено 3 залежи нефти в пластах Ю14, Ю15 и М1. Коллекторами продуктивных пластов в юрских отложениях являются песчаники пористостью от 11 до 15%. Коллекторами пласта М1 являются породы коры выветривания и карбонатные пароды палеозойского комплекса. По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении пробурено 12 разведочных и поисково-разведочных скважин (7 продуктивных) и 20 эксплуатационных.

На 01.01.2010 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 25,255 млн т, газа — около 5 млрд м3, конденсата — 0,2 млн т. Лицензией на право геологического изучения участка, на котором расположено месторождение обладает ООО «Арчинское».

Предъенисейская НГО

Слабо изучена геолого-геофизическими методами и бурением. Большая часть территории относится к нераспределенному фонду недр.

Продуктивная на Сибирской платформе эрозионная поверхность рифея, представляющая собой каверно-трещинный коллектор в карбонатных отложениях, и внутририфейская глинисто-карбонатная толща являются, возможно, перспективными и в пределах Предъенисейской ПНГО, но залегают они на больших глубинах. Здесь следует отметить, что отложения венда-рифея, вскрытые скважиной Восток 3,при испытании дали интенсивные притоки воды.

Следующий уровень потенциально перспективных горизонтов приурочен к терригенным отложениям венда. Особый интерес вызывают терригенные или карбонатно-терригенные отложения в нижней части венда. Породами-коллекторами могут являться песчаники, алевролиты, обломочные доломиты и гравелиты. Покрышками могут служить соленосные отложения нижнего кембрия и глинисто-доломитовые толщи верхнего венда – нижнего кембрия.

Следующий потенциально перспективный уровень - нижнекембрийские резервуары, связанные преимущественно с соляной тектоникой в карбонатно-галогенных отложениях. На временных разрезах ОГТ отмечается наличие соляно-купольных структур. Наибольшее их количество установлено в южной части Касской впадины на правобережье реки Большой Касс и в низовьях реки Сым. Одна из наиболее крупных и полно изученных соляно-купольных структур - Иштыкская антиклиналь, в пределах которой пробурена скважина Лемок 1.

Перспективы нефтегазоносности в палеозойско-протерозойских отложениях юго-востока Западной Сибири не определены.

В пределах Томской области оценка прогнозных геологических ресурсов Предъенисейской нефтегазоносной субпровинции по категории D2 (при уровне доверительной вероятности 0,95) составила 0,2-2,5 млрд. т УУВ. В том числе: нефти 0,1-1,6 млрд. т, растворенного в нефти газа – 0,02-0,24 трлн. м3, свободного газа –0,06-0,62 трлн. м3, конденсата – 0,6-6,3 млн. т. Прогнозные извлекаемые ресурсы категории D2 равны соответственно нефти 0,04-0,40 млрд. т, растворенного в нефти газа – 0,05-0,60 трлн. м3, свободного газа – 0,06-0,62 млрд. м3, конденсата – 4-4,1 млн. т (Конторович В.А., ИНГГ СОРАН, 2008 г.). В ранее пробуренных поисковых скважинах были получены признаки УВ, но не в промышленной значимости, месторождений на территории Томской области в пределах Предъенисейской НГО не открыто.

Пайдугинская НГО

В 2013 году пробурена современная поисково-оценочная скважина для изучения геологического строения мезозойского разреза в зоне сочленения Южно-Варгатской впадины и Пайдугинского мегавала и оценка степени перспективности нефтегазоносных комплексов на глубину 4000 м. На сегодняшний день ведутся исследовательские работы в скважине.

Также имеется небольшой ряд открытых мелких месторождений УВ сырья, которые находятся в западной части Пайдугинской НГО в непосредственной близости от границы с Васюганской НГО. Примерами месторождений рассматриваемой НГО могут быть Линейное, Киев-Еганское нефтяные и Усть-Сильгинское газоконденсатное месторождения.

Усть-Сильгинское газоконденсатное месторождение расположено в 39 км к югу — юго-востоку от пос. Каргасок и приурочено к одноименному локальному поднятию. Месторождение открыто в 1962 г. поисковой скважиной № 3. На месторждении выявлена одна залежь газоконденсата в пласте Ю1 на глубине 2250-2309 м. Залежь приурочена к верхам наунакской свиты. Пласт представлен песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Покрышкой служат глинистые породы георгиевской, баженовской и куломзинской свит общей мощностью до 170 м. Газоводяной контакт проводится на абсолютной отметке -2221 м. Высота залежи — 59 м. Залежь пластовая с возможными литологическими экранами вниз по  падению пласта, среднедебитная, с коллекторами порового типа.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы газа кат. А+В+С1  составляют 6,8 млрд м3, конденсата — около 0,6 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Усть-Сильгинское  месторождение принадлежит ООО «СН-Газдобыча».

Киев-Еганское месторождение в административном отношении расположено в Александровском районе Томской области на расстоянии 330 км к западу от поселка Александровское и 55 км к юго-востоку от Вартовского нефтяного месторождения. Приурочено оно к одноименному поднятию III порядка осложняющему северо-восточную часть Киев-Еганского вала в пределах восточного борта Усть-Тымской впадины. В 1969 г. первой поисковой скважиной №350 была открыта залежь нефти в верхнеюрских отложениях. Продуктивность на месторождении связана с верхним песчаным пластом горизонта Ю1 наунакской свиты. Основное распространение нефтяной пласт получил в юго-восточной части структуры, где общая и эффективная мощность коллектора достигает 10 м. В северо-западной части поднятия намечается выклинивание пласта и по скважине №251 его эффективная мощность не превышает 0,5 м. Залежь на Киев-Еганской площади по флюиду является нефтяной, по типу — структурно-литологической. Глубина залегания залежи 2607-2626 м, ее высота 24 м. Коэффициент заполнения ловушки 30%. Покрышкой для залежи служат аргиллиты баженовской и куломзинской свит, имеющие мощности в пределах площади от 190 до 230 м. Нефти залежи метановые с плотностью 0,808 г/см3, содержание серы 0,36%, парафина — 5,2%.

На 01.01.2010 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 5,5 млн т, кат. С2 — 26,2 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Киев-Еганское  месторождение принадлежит ООО «Норд Империал».

Линейное нефтяное месторождение расположено в Александровском районе Томской области в 163 км к востоку от поселка Александровское. Приурочено Линейное месторождение к одноименной структуре III порядка, выявленной в южной части Эмторского куполовидного поднятия, осложняющего северный борт Усть-Тымской впадины. Месторождение открыто в 1972 году в результате бурения и испытания скважины №1, пробуренной в восточной части структуры. Промышленная нефтеносность месторждения связана с терригенными отложениями горизонта Ю1 васюганской свиты. Общая мощность пласта в пределах площади составляет 15-20 м. Эффективная мощность изменяется от 14 до 1,5 м, вследствии наличия в объеме пласта аргиллитового прослоя и частичной его глинизации в западной и северной частях структуры. Залежь нефти на Линейном месторождении по типу относится к пластово-сводовым. Глубина залегания залежи 2498-2521 м, ее высота 25 м. Коэффициент заполнения ловушки 31%. Покрышкой для залежи является аргиллитовая пачка баженовской и куломзинской свит мощностью 170 м.

На 01.01.2011 на  месторождении запасы нефти кат. А+В+С1 составляют 2 млн т, кат. С2 — 15,3 млн т. Лицензия на право пользования участком недр, включающим Линейное  месторождение принадлежит ООО «Стимул-Т».

www.rosgeoportal.ru