Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газовое
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Открытие
Год открытия: 1989
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 60.14 км²
Имбинское газовое месторождение
Имбинское газовое месторождение выявлено в 1989 г. параметрической скв. 180, в которой из отложений собинской и редколесной свит венда в процессе бурения получены слабые притоки газа. Согласно макету региональной стратиграфической схемы вендских отложений Сибирской платформы (2022), интервал верхней части редколесной свиты (принятый ранее в Государственном балансе запасов нефти и газа) относится к низам катангской свиты и соответствует пласту Кт-II. Этот вариант стратиграфических разбивок отражен в предлагаемой модели строения Имбинского и Восточно-Имбинского месторождений (рис. 1). В 2015 г. в результате доразведки на учет были поставлены залежи в мошаковской и чистяковской свитах венда.
Рис.1. Модель строения Имбинского и Восточно-Имбинского месторождений
Залежь в собинской свите приурочена к пласту Сб-III, залегающему в подошве свиты. Пласт представлен доломитами неравномерно-ангидритистыми, глинистыми доломитами, плотными, прослоями трещиноватыми. Мощность пласта составляет 50–60 м. По данным ГИС, он состоит из 5–11 проницаемых прослоев толщиной 0,5–1,5 м. Пустотное пространство обусловлено наличием редких, чаще всего изолированных мелких каверн и микротрещин. Преобладает каверно-трещинный тип коллектора. Общая пористость по материалам ГИС составляет 5–10 %. В скважине-первооткрывательнице в процессе бурения получен незначительный приток газа. Наличие залежи подтверждено в ходе дальнейших поисковых работ. В скв. Имб-2 при опробовании испытателем пластов на трубах приток газа составил 34 тыс. м3 /сут, а при испытании в колонне дебит газа — порядка 60–70 тыс. м3/сут. В скв. Имб-3 получен промышленный приток газа дебитом 927,2 тыс. м3/сут. Условный газоводяной контакт принят на отметке −2011м по результатам перфорации в скв. Имб-2, он контролируется замкнутой изогипсой по кровле пласта.
Велика вероятность, что залежи в катангской и редколесной свитах (пласты Кт-II и Рд) гидродинамически связаны. Их разделяет пачка пород мощностью 6–10 м, которая не может служить надежным флюидоупором. По описанию керна (скважины Имб-3 и В-Имб-4) она представлена чередованием алевролитов, песчанистых аргиллитов и песчаников. В породах развита трещиноватость по всему интервалу, часть трещин открыта, а также присутствуют зоны дробления пород.
Пласты представлены переслаиванием кварц-полевошпатовых песчаников с редкими, маломощными прослоями алевролитов. Количество песчаников увеличивается вниз по разрезу. По типу порового пространства коллекторы относятся к трещинно-поровым, их емкостные свойства обусловлены наличием межзерновых пор, редких мелких каверн и микро-, реже макротрещин. По данным ГИС, общая пористость песчаников изменяется в пределах от 3,7 % (скв. Имб-180) до 11,6 % (скв. Имб-2). Общая мощность пластов Кт-II и Рд примерно одинаковая и составляет 35–45 м. Эффективная мощность существенно отличается, для пласта Кт-II она не превышает 5 м, для пласта Рд — 15–20 м. В скв. Имб-3 при испытании каждого пласта в колонне получены притоки газа дебитом 582,4 и 297,6 тыс. м3/сут соответственно. В скв. Имб2 при испытании пласта Рд в колонне получен приток газа дебитом 77,8 тыс. м3 /сут и пластовой воды 70 м3/сут. Условный газоводяной контакт по результатам перфорации в скв. Имб-2 принят на отметке −2007 м.
Залежь в мошаковской свите относится к пласту Мш, который расположен в средней части мошаковской свиты и представлен алевролитами и аргиллитами. Мощность продуктивных отложений составляет 45–50 м, эффективная — 2,5–11,8 м. Пласт состоит из 3–11 проницаемых прослоев толщиной 0,5–1,8 м. Открытая пористость по керну не превышает 1–3 %, общая пористость по материалам ГИС изменяется от 2 до 6 %. Тип коллектора порово-трещинный. При испытании в колонне в скв. Имб-3 получен промышленный приток газа 230,4 тыс. м3/сут. Условный газоводяной контакт по результатам перфорации принят на отметке −2300 м и контролируется замкнутой изогипсой кровли пласта.
Залежь в чистяковской свите связана с пластом Чс-II, залегающим в средней части свиты. Пласт представлен песчаниками кварц-полевошпатовыми, алевролитами и доломитами. Мощность пласта составляет 20–25 м, эффективная — 0–7 м. Общая пористость по материалам ГИС изменяется от 5 до 12%. Тип коллектора поровый с элементами трещинного. При испытании в колонне в скв. Имб-3 получен промышленный приток газа 119 тыс. м3/сут и пластовой воды 2,9 м3/сут. Условный газоводяной контакт по результатам перфорации принят на отметке −2123 м, он контролируется замкнутой изогипсой кровли пласта. Все залежи Имбинского месторождения являются пластовыми, сводовыми.
Источник: Структурно-тектоническая характеристика и модели строения залежей углеводородов Ангарской зоны складок. Е.Н. Кузнецова, И.А. Губин. 2025
Следующее Месторождение: Югыд-Вуктыл