Ковыктинское газоконденсатное месторождение — доказательство высокого потенциала нефтегазоносности юга сибирской платформы(2018г)

Ковыктинское газоконденсатное месторождение

Ковыктинское газоконденсатное месторождение — доказательство высокого потенциала нефтегазоносности юга Сибирской платформы

Ковыктинское газоконденсатное месторождение —крупнейшее в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Расположено в Жигаловском районе Иркутской области, в 350 км северо–восточнее г.

Иркутска, между двумя основными железнодорожными магистралями восточной части России Транссибирской и Байкало–Амурской.

Месторождение характеризуется очень сложными горно–геологическими особенностями строения.

Запасы Ковыктинского месторождения

Протоколом Центральной комиссии Министерства природных ресурсов Российской Федерации по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых от 14 марта 2001 г. № 220–2001(м) запасы Ковыктинского месторождения утверждены в следующем объеме:

Газ, млн.м3:

по категории С1 – 1’128’867

по категории С2 – 467’782

Газовый конденсат (извлекаемые) тыс.т:

по категории С1 – 31’796

по категории С2 – 21’939

В рамках Ковыктинского проекта можно выделить два основных направления использования (реализации) газа: газификация прилегающих регионов Российской Федерации (до 10 млрд.куб.м в год) и поставка газа на экспорт (до 30 млрд.куб.м в год).

В отличие от европейских регионов России, где высококачественные виды топлива (газ, мазут) составляют основу топливообеспечения электростанций, электроэнергетика восточных регионов по прежнему остается «угольной». В структуре топливоснабжения электростанций Восточной Сибири и Дальнего Востока газ занимает всего 13% и 10% соответственно, мазут 4% и 15%, а доля угля составляет 80% и 74%.

Внимание!

В результате сформировавшегося топливно–энергетического баланса, во многих городах и промышленных центрах Восточной Сибири и Дальнего Востока сложилась тяжелая экологическая обстановка.

Загрязнение воздушного бассейна в ряде городов превышает допустимые нормы: по пыли – в 4–18 раз, по окислам серы – до 4 раз, окислам азота – до 6–7 раз, концентрация тяжелых металлов в почве – в десятки раз.

При этом основной вклад в загрязнение воздуха (60–70%) дают предприятия тепло– и электроэнергетики.

Таким образом, газификация является одним из стратегических приоритетов развития Восточно–Сибирского региона (Иркутская область, Республика Бурятия, Читинская область) и безусловным социальным благом для жителей газифицируемых территорий.

Первая составляющая придает проекту безусловное социальное значение, но вторая – делает проект выполнимым с экономической точки зрения.

Поскольку даже после удовлетворения спроса в Иркутской и Читинской областях, а также в Республике Бурятии остаются свободные объемы добываемого газа, а также для обеспечения экономической целесообразности всего проекта в целом необходимо изыскать потенциальных покупателей на остающиеся объемы газа. В качестве основных потенциальных покупателей экспортного газа в настоящий момент рассматриваются Китай и Корея. Проект, таким образом, перешел в разряд международных.

Геологические особенности

Ковыктинское газоконденсатное месторождение расположено на юге Сибирской платформы в пределах Ангаро–Ленской ступени.

Согласно нефтегеологическому районированию данная территория относится к Ангаро–Ленской нефтегазоносной области (НГО) Лено–Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП).

В настоящее время в пределах Ангаро–Ленской НГО, которая характеризуется как область преимущественного газонакопления, известно несколько месторождений УВ, и, по крайней мере, одно из них (Ковыктинское) относятся к категории уникальных по запасам газа.

Важно!

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

В строении кристаллического фундамента прогиба принимают участие метаморфизованные породы архей–протерозойского возраста.

По многочисленным разломам фундамент разбит на тектонические блоки, которые полого погружаются от обрамления прогиба в сторону его центральной части, образуя так называемый амфитеатр (другое название Ангаро–Ленской ступени – Иркутский амфитеатр).

Кроме того, строение фундамента осложнено структурными элементами II порядка – разнообразными поднятиями и выступами. С одним из таких выступов, Братским, связано газоконденсатное месторождение Братское.

Ангаро–Ленская ступень – область широкого развития терригенно–карбонатных, а также соляных пород позднедокембрийского и раннепалеозойского возраста. Разрез осадочных отложений имеет платформенный характер и представлен породами рифея, венда, кембрия и ордовика.

Особенностью осадочного разреза Ангаро–Ленской ступени является наличие мощной (600–800 м) соленосной толщи нижнего кембрия. Мощность рифейских отложений составляет 0,3–5,4 км, вендских – 0,4–0,5 км, палеозойских – 2,5 км.

Максимальная мощность всего осадочного чехла не превышает 4 км.

В разрезе осадочного чехла выделяется три нефтегазоносных комплекса: рифейский карбонатный, вендский терригенный и нижнекембрийский карбонатный. Они вмещают 12 продуктивных горизонтов мощностью от 10 до 100 м.

Главным продуктивным горизонтом, к которому приурочены основные залежи УВ, является парфеновский горизонт венда.

Совет!

Пространственное размещение залежей УВ в вендском и кембрийском комплексах контролируется литологическими особенностями пород (фациальными замещениями и, как следствие, изменением коллекторских свойств), что значительно осложняет процесс поиска новых залежей УВ.

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

Подсолевой комплекс сложен терригенными породами венда и карбонатными породами нижнего кембрия.

Данные отложения с размывом и угловым несогласием залегают на выветрелой поверхности метаморфизованных пород фундамента Ангаро–Ленской ступени, а также рифейских отложениях. Отложения подсолевого комплекса являются основной газосодержащей толщей региона.

В составе чорской свиты венда выделяется парфеновский горизонт, с которым связаны основные запасы газа региона. Парфеновский горизонт имеет региональное распространение (рис. 2).

Он сложен разнозернистыми кварц–полевошпатовыми и кварцевыми косослоистыми песчаниками дельтовых и аллювиальных фаций. Мощность парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении составляет от 40–80 м. Пористость пород горизонта достигает 20%, проницаемость 2000 млд.

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

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

Внимание!

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

Ковыктинское месторождение было выявлено сейсморазведочными работами еще в конце 70–х годов прошлого века. Однако официальной датой открытия месторождения является 1987 г.

, когда была подтверждена его промышленная газоносность. В географическом отношении оно располагается в Жигаловском районе Иркутской области, приблизительно в 400 км к северо–востоку от столицы области г. Иркутска.

Площадь Ковыктинского месторождения составляет около 7,5 тыс. м2.

Месторождение приурочено к северо–восточной оконечности Жигаловского поднятия. Тип ловушки – антиклинальный. Залежь – литологически экранированная.

Глубина залегания залежи Ковыктинского месторождения составляет 2838–3388 м. Высота залежи – 155 м.

Продуктивными являются пласты П2 и П1 парфеновского горизонта с мощностью 14–33 и 38–54 м соответственно.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение является одним из крупнейших в мире и самым крупным в Восточной Сибири. По данным на 2007 г. запасы газа по категории С1+С2 составляют приблизительно 2 трлн.

 м3, причем извлекаемые запасы газа по категории С1 – почти 70 млн. тонн, а по категории С2 – 15,5 млн. тонн.

Важно!

Однако по предварительным оценкам доразведка северной части месторождения может обеспечить прирост запасов до 3 трлн. м3.

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

История Ковыктинского месторождения

Лицензией на разработку месторождения изначально владело ОАО «РУСИА Петролеум» (дочерняя компания «ТНК–BP» и компании «Интеррос»).

Однако компания свыше 10 лет не могла приступить к разработке Ковыкты: вначале этому мешали разногласия среди акционеров, а позже этому фактически препятствовал «Газпром».

С 2002 «Газпром» пытался стать участником проекта и рассматривал (как монопольный владелец экспортных газопроводов России) возможность экспортировать ковыктинский газ.

Но, не договорившись с акционерами «РУСИА Петролеум», менеджеры «Газпрома» передумали и насчет экспорта и предложили газифицировать Иркутскую область без Ковыкты. С 2003 Минприроды РФ неоднократно угрожал отозвать лицензию на месторождение в связи с длительной его неразработкой.

В феврале 2006 «РУСИА Петролеум» предложила «Газпрому» создать консорциум для разработки Ковыктинского месторождения, в котором газовому концерну будет принадлежать 50% плюс 1 акция.

В середине июня 2007 «Газпром» и «ТНК–BP» достигли соглашения, в соответствии с которым предполагалось, что российско–британская компания продаст газовой монополии всю долю в «Русиа Петролеум» и Восточно–Сибирской газовой компании; цена сделки ориентировочно оценивалась в $600–900 млн. При этом «ТНК–BP» имела опцион обратного выкупа 25% плюс 1 акция «Русиа Петролеум» сроком действия один год. Однако данная сделка не была исполнена.

В июне 2010 ТНК–BP подала в суд иск о банкротстве «РУСИА Петролеум». В итоге в марте 2011 состоялся аукцион, на котором «РУСИА Петролеум» было куплено «Газпромом» за 22,3 млрд руб. (770 млн долл.).

Совет!

Компания «Газпром геологоразведка» приступила к реализации программы бурения разведочных скважин на Ковыктинском газоконденсатном месторождении на территории Иркутской области. В настоящее время ведется бурение двух скважин.

 Работы проводятся для уточнения структуры и объемов запасов углеводородного сырья, детализации геологической модели месторождения.

 При строительстве скважин используются современные технологии и материалы, обеспечивающие промышленную и экологическую безопасность.1

Читайте в Иркипедии:

Литература

  1. Конторович А. Э., Беляев С. Ю., Конторович А. А. Тектоническая карта венд–палеозойского структурного яруса Лено–Тунгусской провинции Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. №8. С.  851–862.
  2. Мандельбаум М. М.

    , Хохлов Г. А., Кондратьев В. А., Мазур В. Б. Методика и технология открытия крупных и уникальных месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы // Разведка и охрана недр. 2005. №2–3. С. 29–39.

  3. Коржубаев А. Г., Филимонова И. В.

    Ковыктинское газоконденсатное месторождение: проблемы и перспективы освоения // Регион: экономика и социология. 2007. №3. С. 113–121.

  4. Белонин М. Д., Маргулис Л. С.

    Нефтегазовый потенциал и перспективы освоения углеводородных ресурсов Востока России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2006. №1.

  5. Галина Старинская Ковыкта досталась «Газпрому» // rbcdaily.ru.
  6. Дело только в цене.

    ТНК–BP продаст Ковыкту «Газпрому» за $600–900 млн. // Ведомости : газета – № 114 (1888), 25 июня 2007.

Источники

  1. Вокруг газа : электронный журнал
  2. РУСИА Петролеум

Примечания

Источник: http://irkipedia.ru/content/kovyktinskoe_gazokondensatnoe_mestorozhdenie

Завершен 1-й этап исследований в зоне сочленения Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции и Лаптевской потенциально нефтегазоносной области

Завершен 1-й этап исследований в зоне сочленения Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции и Лаптевской потенциально нефтегазоносной области

Спецгеофизика – филиал ВНИИГеофизики (входит в холдинг Росгеология) – выполнила более 750 погонных км сейморазведочных работ методом общей глубинной точки (МОГТ) 2Д в области сочленения Лено-Тунгусской нефтегазоносной платформы и Лаптевской потенциально нефтегазоносной области на побережье Северного Ледовитого океана. Об этом Росгеология сообщила 12 мая 2015 г.

Исследования проведены с опережением графика в рамках госконтракта, заключенного в декабре 2014 г. Заказчиком по нему выступают Центрсибнедра.

Всего по контракту будет проведено по 1,585 тыс погонных км сейсморазведки МОГТ 2Д, электроразведочных и гравиразведочных работ.

 Исследования будут завершены во 2м квартале 2016 г. 

Целью проекта является оценка перспектив нефтегазоносности Анабаро-Лаптевского региона, выявление новых зон возможного нефтегазонакопления и выработка рекомендаций участков недр под лицензирование. Впервые ВНИИГеофизика приступила к работам в этом регионе Арктики в 2012 г. 

6 февраля 2015 г Росгеология подвела итоги геофизических работ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в 2014 г.

В 2014 году ОАО ВНИИГеофизика сконцентрировало свою деятельность в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Спецгеофизика завершила работы на северо-восточном окончании опорного профиля 3-ДВ (Магаданская область):

-получены новые глубинные материалы  по геологическому строению и металлогенической специализации в пределах северного борта Предверхоянского прогиба и Яно-Колымской складчатой системы,

-построены современные глубинные геолого-геофизические и геодинамические модели в сечении профиля.

ВНИИГеофизика активно работала в Республике Саха (Якутия).

Спецгеофизика продолжила сейсморазведочные работы МОГТ-2Д на Анабаро-Хатангской седловине и в области сочленения Лено-Тунгусской нефтегазоносной платформы и Лаптевской потенциально нефтегазоностной области по договору с Южморгеологией. В 2014 г. было отработано 452 погонных км профилей.

Целью работ являлось выявление крупных зон возможного нефтегазонакопления, локальных поднятий и неантиклинальных ловушек углеводородов в осадочном комплексе.

Продолжением этих работ в 2015 г стало проведение сейсморазведки МОГТ-2Д, электроразведки и гравики в пределах Анабаро-Лаптевской и Северо-Анабарской площадей, расположенных в Анабаро-Ленском междуречье.

Внимание!

Отработано свыше 150 погонных км, а общий объем работ составляет более 2 тыс погонных км.

В феврале 2015 г. Росгеология поведала об итогах геофизических работ на Анабаро-Хатангской седловине, в области сочленения Лено-Тунгусской НГП, Лаптевской потенциально НГО и в Олекминском районе.

Лено-Тунгусская НГП чрезвычайно важная провинция для развития российского нефтегаза. Здесь расположено много месторождений.

Среднеботуобинское НГКМ приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы.

Федеральное Среднеботуобинское НГКМ, которое Роснефть получила в октябре 2013 г,  находится в 160 км к северу от МНП ВСТО, Братское газоконденсатное месторождение (ГКМ), поглощенное Роснефтью  в 2013 г , в Иркутской области расположено на юге Сибирской платформы в пределах Ангаро-Ленской ступени.  Ковыктинское ГКМ, осваиваемое Газпромом, расположено на юге Сибирской платформы в пределах  Ангаро-Ленской нефтегазоносной области (НГО). Здесь же расположилось и Чаяндинское НГКМ Газпрома.

Источник: http://burneft.ru/main/news/9158

Техническая библиотека

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (Ковыкта) – одно из крупнейших газовых месторождений в мире. Ковыктинское газоконденсатное месторождение (ГКМ) было выявлено в результате сейсморазведочных работ еще в 1975-1976 гг.

Официальная дата открытия в 1987 г.

Запасы месторождения составляют около 2 трлн м3 газа и более 83 млн т газового конденсата.

Разведанный потенциал Ковыктинского месторождения может обеспечить добычу более 30 млрд м3/год газа в течение более 30 лет.
Опытно-промышленную эксплуатацию с 2001 г начала РУСИА Петролеум.

По итогам 2009 г объем добычи составил 41,7 млн м3 газа и 2,1 тыс т конденсата.
Месторождение расположено в необжитой местности на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от г Иркутск.

Важно!

Территориально почти полностью принадлежит северо-восточной части Жигаловского района (административный центр п. Жигалово), частично входит в Казачинско-Ленский район (административный центр п. Казачинск).

В разработку ГКМ предполагается вовлечь всю правобережную часть Жигаловского района, южную часть правобережья Усть-Кутского района и юго-западную часть Казачинско-Ленского района.

Площадь Ковыктинского ГКМ составляет около 7,5 тыс м2.

Ковыктинское ГКМ представляет собой высокогорное плато, покрытое темнохвойной тайгой (в отдельных районах – на вечной мерзлоте) и расположено в пределах Лено-Ангарского плато, входящего в южную часть Средне-Сибирского плоскогорья.

Геологически Ковыктинское ГКМ расположено на юге Сибирской платформы в пределах Ангаро-Ленской ступени.

Согласно нефтегеологическому районированию данная территория относится к Ангаро-Ленской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП).

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

Рельеф района резко пересеченный, склоны водоразделов крутые.

Абсолютные отметки водоразделов достигают отметок – 1200 метров.

Минимальные отметки в долинах рек Лена и Орлинга – 380 – 400 метров.

Рельеф осложнен многочисленными долинами – каньонами.

Климат суровый, резкоконтинентальный.

Газоконденсатная залежь Ковыктинского ГКМ приурочена к терригенным отложениям, песчаникам – коллекторам нижнего кембрия-венда, залегающим на глубине более 3000 метров.

Месторождение приурочено к северо-восточной оконечности Жигаловского поднятия. Тип ловушки – антиклинальный.

Залежь – литологически экранированная.

Глубина залегания залежи Ковыктинского месторождения составляет 2838-3388 м.

Совет!

Высота залежи, расположенной в пределах очень крупной, литологически ограниченной ловушки, около 150 метров.

Продуктивными являются пласты П2 и П1 парфеновского горизонта с мощностью 14-33 и 38-54 м соответственно.

Газ метановый, содержит в небольшом количестве примесь этана, пропана, бутана и гелия.

Запасы природного газа на месторождении оцениваются в 1,9 трлн м3 газа, 2,3 млрд м3 гелия и 115 млн т жидкого газового конденсата.

Доразведка северной части месторождения может обеспечить прирост запасов до 3 трлн м3.

Проект разработки Ковыктинского месторождения предусматривает строительство магистрального газопровода протяженностью более 550 км по маршруту Ковыкта-Саянск-Ангарск-Иркутск, газоразделительного и гелиевого заводов.

Промысловые газопроводы самого месторождения будут заканчиваться в поселке Чикан, дальше будут построены магистральные газопровод (МГП) и конденсатопровод на юг до г Ангарска. Затем МГП, названный Сила Сибири пройдет через Саяны, Тункинскую долину и хребет Хамар-Дабан в Бурятии до Читинской области и по ней до границы с КНР (п. Забайкальск).

Владельцем лицензии на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр Ковыктинского газоконденсатного месторождения (КГКМ), и оператором его освоения являлась РУСИА Петролеум.

Право пользования недрами КГКМ было предоставлено компании в 1992 г.

19 октября 2010 г. РУСИА Петролеум была признана банкротом.

Внимание!

В марте 2011 г Газпром купил на аукционе имущество РУСИА Петролеумза 25,8 млрд рублей.

Это дало компании право на получение лицензии на Ковыктинское ГКМ.

Источник: https://neftegaz.ru/tech_library/view/4189-Kovyktinskoe-gazokondensatnoe-mestorozhdenie-Kovykta

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.