Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 2019
Источник информации: ПП_2024г.
Метод открытия:
Площадь: 829.458 км²
Курунгское газонефтяное месторождение
Курунгское газонефтяное месторождение расположено на территории Мирнинского улуса (района) Республики Саха (Якутия). Месторождение находится в 159 км к юго-западу от г. Мирного и в 148 км к северо-западу от г. Ленска (Рис.1.). Ближайшими месторождениями являются Среднеботуобинское, Чаяндинское, Бесюряхское, Тас-Юряхское, Хотого-Мурбайское.
Ближайшими населенными пунктами являются поселки Таас-Юрях (20 км), Харья-Юрэх (34 км), Заря (89 км), Новый (105 км). Расстояния приводятся по имеющимся дорогам, автозимникам и сейсмопрофилям до поселка Таас-Юрях.
В непосредственной близости от Курунгского месторождения открыты Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Бесюряхское, Иреляхское, Мирнинское, Хотого-Мурбайское, Чаяндинское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения (в разведке, обустройстве или разработке).
Эксплуатируется газопровод (диаметр – 500 мм, протяженность – 175 км) «Среднеботуобинское месторождение – г. Мирный», по которому подается газ, добываемый из залежей Северного блока Среднеботуобинского НГКМ ООО «АЛРОСА-Газ».
Рис.1. Обзорная карта
В 140 км от месторождения проходит трасса нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий Океан (ВСТО). Диаметр нефтепровода – 1220 мм, протяженность первой очереди – 2694 км (общая протяженность ВСТО – около 4800 км). В настоящее время завершено проектирование нефтепровода Среднеботуобинское месторождение – ВСТО, диаметром 530 мм, протяженностью 169 км.
Электроснабжение поселка Таас-Юрях и Северного блока Среднеботуобинского месторождения обеспечивается от Вилюйской ГЭС линией электропередачи на 110 кВ с подстанцией 110/35/6. По территории месторождения проложена ВЛ на 35 кВ в габаритах 110 кВ и смонтирована электроподстанция 35/6. Энергообеспечение нефтяного промысла Центрального блока осуществляется местной ДЭС.
В регионе многочисленные котельные работают на твердом топливе, доставляемом из Кангаласского и Сангарского угольных месторождений водным путем по реке Лене на расстояние порядка 1000 км.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
По материалам глубокого поискового бурения в геологическом строении Курунгского месторождения принимают участие метаморфические образования архей-протерозойского возраста, осадочные образования протерозойского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов (Рис.2).
Рис.2.Схема индексации продуктивных горизонтов венд-кембрия Непско-Ботуобинской НГО.1 – отсутствие отложений, 2 – стратиграфические несогласия
Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рисунке 3.
Рис.3.Сводный разрез отложений Курунгского месторождения
Фундамент
Породы кристаллического фундамента на исследуемой территории вскрыты скважинами № 2П и № 277-3. Отложения представлены гранито-гнейсами, красновато-серыми, среднекристаллическими. Абсолютный возраст фундамента, определенный К-Аr методом (ИГ ЯФ СОАН СССР) по керну скважины № 30 (Среднеботуобинское месторождение), составил 1616 млн лет, что примерно соответствует границе нижнего и верхнего протерозоя (1650±50 млн лет). Наибольшая вскрытая толщина – 22 м (скв. 2П). К поверхности кристаллического фундамента приурочен отражающий горизонт Ф.
Вендская система - V
Курсовская свита (Vkrs)
Курсовская свита трансгрессивно залегает на породах кристаллического фундамента.
По литологическому составу она подразделяется на две части: нижнюю преимущественно песчаную и верхнюю, преимущественно глинистую.
Нижняя часть сложена песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники серые, участками с коричневым и зеленоватым оттенком, кварц-полевошпатовые, разнозернистые, массивные и волнисто-слоистые, часто нечетко-слоистые, с прослоями гравелитов. Алевролиты серые, зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые. Аргиллиты серые с зеленоватым оттенком, неравномерно алевритистые.
В этой части разреза курсовской свиты выделяется талахский продуктивный горизонт.
Верхняя часть свиты представлена, преимущественно, аргиллитами с прослоями алевролитов, песчаников. Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые, часто алевритистые, слоистые, с многочисленными тонкими светло-серыми прослойками песчаников, алевропесчаников и реже алевролитов. Алевролиты полевошпатово-кварцевые, участками глинистые и песчанистые. Песчаники и алевропесчаники кварц-полевошпатовые, кварцевые, мелко- и тонкозернистые, горизонтально и неяснослоистые.
В верхней части курсовской свиты выделяется хамакинский продуктивный горизонт. В верхней части свиты найдены микрофоссилии, позволяющие датировать возраст свиты как вендский.
Толщина курсовской свиты в скважине № 277-3 составляет 88 м, в скважине № 2П отложения полностью отсутствуют.
К кровле курсовской свиты приурочен отражающий горизонт Крс.
Бюкская свита (Vbk)
По особенностям литологического состава бюкская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.
Нижняя подсвита (ботуобинский горизонт) сложена мелко-среднезернистыми песчаниками, с подчинёнными прослоями крупнозернистых, гравелитистых песчаников, алевролитов, реже аргиллитов. Песчаники, кварцевые, редко полевошпатово-кварцевые, светло-серые, серые, темно-серые, субгоризонтально-косослоистые, реже волнисто-слоистые. Алевролиты и аргиллиты коричневато-серые, темно-серые до чёрных.
В пределах месторождения толщина подсвиты изменяется от 0 м (скв. 2П) до 24 м (скв. 277-3).
К кровле нижнебюкской подсвиты приурочен отражающий сейсмический горизонт Бт.
Верхняя подсвита сложена доломитами, глинистыми доломитами, доломито-ангидритами, ангидритами, с редкими прослоями мергелей и аргиллитов.
В отложениях горизонта встречены микрофоссилии, датируемые вендским возрастом.
Толщина подсвиты изменяется от 81 до 100 м.
Успунская свита (Vus)
Успунская свита с несогласием залегает на бюкской. Она сложена доломитами серыми, тонкокристаллическими, в различной степени глинистыми до мергелей, с прослоями аргиллитов, доломито-ангидритов, ангидритов.
В низах свиты залегает преображенский горизонт, сложенный доломитами, коричневато-серыми, тонкокристаллическими, неравномерно известковистыми, неяснослоистыми и массивными. Нефтегазоносность преображенского горизонта доказана на Верхнечонском месторождении.
В отложениях свиты отмечено наличие микрофоссилий вендского возраста. Толщина свиты – 98-100 м.
Кудулахская свита (Vkd)
Кудулахская свита согласно залегает на успунской. Представлена доломитами, глинистыми и ангидритистыми доломитами, с подчиненными прослоями мергелей и аргиллитов. Присутствуют водорослевые разности с характерной тонковолнистослоистой текстурой. Глинистые доломиты обычно более темные, с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, часто переслаиваются с такими же по цвету аргиллитами.
Толщина свиты – 85-86 м.
К кровле кудулахской свиты приурочен отражающий горизонт Кд.
Венд-кембрийская система - V-Є
Юряхская свита (V-Є1jrh)
Юряхская свита залегает согласно на кудулахской. По особенностям строения подразделяется на две подсвиты.
Нижняя подсвита сложена доломитами коричневато-светло-серыми, неяснослоистыми и массивными, в различной степени известковистыми до известняков, глинистыми и неравномерно ангидритистыми, с прослоями ангидрито-доломитов, аргиллитов. Породы иногда мелкокавернозные. Толщина подсвиты изменяется от 22 до 24 м. Отложениями подсвиты соответствуют продуктивному пласту Ю-III (аналог пласта Ук‑II в Иркутской области).
Верхняя подсвита состоит из переслаивающихся между собой глинистых и чистых разностей доломитов, иногда ангидритистых, с прослоями мергелей и аргиллитов. Породы массивные, участками мелкопористые, мелкокавернозные (чистые разности), тонкослоистые (глинистые разности). Цвет пород светло-серый, коричневато-серый с зеленоватым оттенком. Толщина подсвиты изменяется от 48 до 55 м.
В отложениях подсвиты выделен продуктивный пласт Ю-I+Ю-II (аналоги пласта Ук-I).
К кровле юряхской свиты, приурочен отражающий горизонт Юр.
Кембрийская система - Є
Нижний отдел - Є1
Билирская свита (Є1bl)
Билирская свита залегает согласно на юряхской. В керне выявлен обширный комплекс археоциат, хиолитов, водорослей, микрофитолитов, акритархов томмотского и атдабанского ярусов нижнего кембрия (алданский надъярус). Билирская свита соответствует нижним частям усольской свиты, выделяемой в западных и юго-восточных частях Сибирской платформы.
Свита расчленяется на две подсвиты.
Нижняя подсвита билирской свитысложена сероцветными, иногда с коричневым оттенком, доломитами, слоистыми и массивными, строматолитовыми, неравномерно глинистыми, неравномерно ангидритистыми, с прослоями зеленовато-серых и красновато-бурых аргиллитов. Толщина подсвиты – 24-25 м. С отложениями подсвиты связан продуктивный пласт О-II. На большей части юга Сибирской платформы отложения данного уровня в той или иной степени соленосны, и только вдоль центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы выделяется обширная зона, не содержащая галогенных пород.
Верхняя подсвита сложена переслаиванием известняков органогенных, доломитизированных, доломитов и глинистых доломитов. Породы серые, коричневато-серые, слоистые и массивные, иногда пористые и мелкокавернозные. Встречаются прослои зеленовато-серых мергелей и аргиллитов, линзы и прослойки коричневато-серых ангидритов. Толщина подсвиты – 32-56 м. С отложениями подсвиты связан пласт О-I.
К кровле верхнебилирской подсвиты приурочен отражающий сейсмический горизонт ОГ Ос.
Юрегинская свита (Є1jur)
Юрегинская
свита согласно залегает на билирской, сложена
мощными пластами каменной соли, разделенными слоями доломитов засолоненных,
глинистых, ангидритизированных, аргиллитами тонкослоистыми и ангидритами. К
отложениям юрегинской свиты приурочены интрузии долеритов. Толщина свиты
изменяется
от 235 до 237 м.
Нелбинская свита (Є1nl)
Нелбинская свита согласно залегает на юрегинской и представляет собой пачку существенно глинистого состава, залегающую на верхнем пласте каменной соли юрегинской свиты. Свита сложена переслаиванием мергелей и аргиллитов серых, темно-серых, зеленовато-серых, с доломитами глинистыми, ангидритизированными и ангидритами. Толщина свиты довольно стабильна и составляет около 52 м.
Эльгянская свита (Є1el)
Эльгянская свита согласно залегает на нелбинской, сложена доломитами серыми с коричневатым оттенком, неравномерно известковистыми до известняков коричневато-серых. Породы слабо ангидритизированные, неяснослоистые и массивные. Толщина свиты изменяется от 43 до 45 м.
Толбачанская свита (Є1tb)
Толбачанская свита согласно залегает на нелбинской, делится на две подсвиты.
Нижняя подсвита представлена доломитами и известняками неравномерно глинистыми, ангидритизированными, с подчиненными прослоями, аргиллитов и мергелей, с единичными маломощными прослойками каменной соли. Толщина подсвиты изменяется от 108 до 111 м. К кровле нижнетолбачанской подсвиты приурочен отражающий сейсмический горизонт Нтб.
Верхняя подсвита содержит мощные пласты каменной соли, пласты доломитов серых и светло-серых, прослоями глинистых, ангидритизированных, маломощные прослои мергелей и аргиллитов. Толщина подсвиты изменяется от 366 до 368 м.
Для подсвит характерно наличие интрузий, приводящих к увеличению их толщины.
С пачкой каменной соли верхнетолбачанской подсвиты отождествляется отражающий горизонт Втб.
Олекминская свита (Є1ol)
Олекминская свита согласно залегает на толбачанской, сложена глинистыми и водорослевыми известняками, преимущественно серыми, часто с коричневым оттенком, слоистыми и массивными, с редкими включениями ангидрита. В верхней части свиты доломиты неяснослоистые и массивные, неравномерно глинистые. Породы битуминозные. Толщина свиты довольно стабильна – 97-98 м.
Чарская свита (Є1cr)
Чарская свита согласно залегает на олекминской. Представлена каменной солью прозрачной, белой, крупнокристаллической; доломитами светло-серыми, серыми, тонкокристаллическими, неравномерно глинистыми, ангидритистыми, прослоями известковистыми. Пласты каменной соли приурочены, в основном, к нижней и средней частям свиты. Соленасыщенность свиты по площади меняется весьма существенно, что связано с исчезновением пластов солей из верхней, иногда и из средней, части разреза. Толщина свиты изменяется от 275 до 278 м. К подошве чарской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт Оч.
Нижний-средний отделы - Є1-2
Ичерская свита (Є1-2ic)
Ичерская свита согласно залегает на чарской, сложена известняками и доломитами, часто водорослевыми, битуминозные, прослоями мелкокавернозные. Толщина свиты изменяется от 44 до 46 м.
Средний отдел - Є2
Метегерская свита (Є2 mt)
Метегерская свита согласно залегает на ичерской, характеризуется пестрым литологическим составом слагающих ее пород, резко отличающимся от подстилающей ичерской и перекрывающей бордонской свит. Сложена переслаиванием доломитов, глинистых доломитов, известняков, с прослоями аргиллитов, мергелей, ангидритов. Толщина свиты изменяется от 108 до 111 м.
Юрская система – J
Нижний отдел – J1
Укугутская свита (J1 uk)
Укугутская свита залегает со стратиграфическим несогласием на размытой поверхности джуктинской свиты. Отложения свиты представлены переслаиванием песков, песчаников и глин темно-зеленых и вишневых. Толщина свиты – 163-165 м.
Тектоника
Курунгское газонефтяное месторождение находится в центральной части Мирнинского выступа – положительной структуры I порядка в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы (Рис.3.).
Мирнинский выступ характеризуется северо-восточным простиранием и ориентировочными размерами 190´70 км. Его ось погружается в северо-северо-восточном направлении от абсолютных глубин кровли осинского горизонта -1150 до -1400 м. В пределах Мирнинского выступа геолого-геофизическими исследованиями выявлен ряд кулисообразно расположенных антиклинальных структур III порядка. К одной из них, наиболее крупной – Среднеботуобинской, приурочено одноименное месторождение.
Рис.3.Фрагмент Тектонической схемы Сибирской платформы (под. ред. Конторовича А.Э., 2002 г.)
Характеристика продуктивных отложений
Продуктивность Курунгского месторождения связана с нижнекембрийскими карбонатными отложениями билирской (пласт О-I+О-II) и юряхской (пласты Ю-I+Ю-II, Ю-III) свит.
Пласт Ю-III
Продуктивный пласт Ю-III выделен в нижнеюряхской подсвите. Общая мощность пласта стабильна на территории месторождения и изменяется от 22 до 24 м. Литологически пласт представлен доломитами светло-серыми, темно-серыми и известковистыми доломитами.
На большей части рассматриваемого района пласт представлен плотными непроницаемыми породами. Так, на соседнем Среднеботуобинском месторождении проницаемые интервалы выделены лишь в единичных скважинах и их мощность не превышает 2-3 м. В скважине № 277-3 эффективная толщина пласта составляет 0, в скважине № 2П – 8,6 м (расстояние между скважинами чуть больше 1 км). Скважина № 2П пробурена в пределах выступа фундамента, поэтому можно предположить, что выступы фундамента служили областями для накопления более пористого материала и по мере удаления от них ФЕС резко ухудшаются.
Ближайшими месторождениями с доказанной промышленной продуктивностью являются Иктехское, Южно-Талаканское, Вакунайское и Северо-Вакунайское месторождения.
Пласт Ю-I+Ю-II
Продуктивный пласт Ю-I+Ю-II выделен в нижнеюряхской подсвите. Общая мощность пласта стабильна на территории месторождения и изменяется от 34 до 35 м. Литологически пласт представлен преимущественно доломитами (доломиты коричневато-серые, доломиты глинистые и неравномерно глинистые, доломиты известковистые).
Эффективные толщины пласта изменяются от 7,9 до 10,2 м.
Ближайшими месторождениями с доказанной промышленной продуктивностью являются Иктехское, Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское и Станахское месторождения.
Пласт O-I+O-II
На Центральном блоке месторождения в отложениях билирской свиты нижнего кембрия выделяется продуктивный горизонт, представленный двумя пластами – O-I и O‑II. Пласты разделены между собой перемычкой небольшой толщины.
Пласт О-II характеризуется выдержанностью толщины и строения, сложен доломитами и известняками.
Пласт О-I выделяется в верхнебилирской подсвите, представлен переслаиванием известняков доломитизированных, кавернозных и глинистых доломитов.
Эффективная мощность пласта O-I+O-II изменяется от 14,9 до 20,6 м.
Нефтегазоносность
Характеристика продуктивных горизонтов и залежей
Ниже приводится краткое описание продуктивных горизонтов и залежей.
Пласт Ю-III
Промышленная нефтегазоносность пласта Ю-III и его стратиграфического аналога – Ук-II(регионально Б5) доказана на ряде месторождений Непско-Ботуобинской НГО. Ближайшими месторождениями с доказанной промышленной продуктивностью являются Иктехское, Южно-Талаканское, Вакунайское и Северо-Вакунайское месторождения.
Стратиграфически пласт относится к юряхской свите кембрия.
Залежь в районе скв. 2П (новая)
Залежь открыта в результате бурения и испытания поисковой скважины № 2П. При опробовании пласта в колонне в интервале 1628,0-1643,0 м (а.о. -1221,3-1236,3 м) получен безводный приток нефти дебитом 23,4 м3/сут.
В качестве линии ограничивающей залежь использована граница выделенная по данным СРР 3D (раздел 3). С геологической точки зрения, выделенная граница интерпретируется как зона аномального строения фундамента, над которой в силу особенностей палеорельефа сформировалась органогенная постройка (по данным керна в скважине 2П пласт представлен органогенными микробиально-водорослевыми доломитами). Наличие выступа фундамента подтверждается скважиной 2П – отложения фундамента вскрыты гораздо выше, чем в соседней скважине 277-3, также в скважине 2П отсутствуют отложения терригенного венда (нижнебюкская подсвита и курсовская свита), на отложениях фундамента залегает верхнебюкская подсвита.
Ввиду отсутствия признаков воды как по данным опробования, так и по данным ГИС, а также учитывая небольшие размеры, залежь принята полностью нефтенасыщенной.
Залежь нефтяная, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Залежь имеет площадь 1 км2, высоту – 39 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине № 2П составляет 10.8 м.
Все детали геологического строения пласта Ю-III, включая структурные карты по кровле/подошве коллектора, карты газонасыщенных/нефенасыщенных толщин, а также схематические геологические разрезы, представлены на графическом приложении 7.
Пласт Ю-I+Ю-II
Промышленная нефтегазоносность пласта Ю-I+Ю-II и его стратиграфического аналога – Ук-I(регионально Б3-4) доказана на ряде месторождений Непско-Ботуобинской НГО. Ближайшими месторождениями с доказанной промышленной продуктивностью являются Иктехское, Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское и Станахское месторождения.
Стратиграфически пласт относится к юряхской свите кембрия.
Залежь в районе скважины 2П (новая)
Залежь открыта в результате бурения и испытания поисковой скважины № 2П. При опробовании пласта в колонне в интервалах 1582,0-1602,0 м (а.о. -1175,3-1195,3 м) и 1606,5-1608,5 м (а.о. -1199,8-1201,8 м) получен приток нефти дебитом 5,9 м3/сут и газа дебитом 30,5 тыс. м3/сут.
В качестве линии ограничивающей залежь использована граница выделенная по данным СРР 3D, описание которой приведено выше.
Положение ГНК принято по подошве газонасыщенного коллектора в скважине № 2П на а.о. -1184,5 м. Ввиду отсутствия признаков воды как по данным опробования, так и по данным ГИС, а также учитывая небольшие размеры, залежь принята нефтенасыщенной до подошвы пласта.
Залежь газонефтяная, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Залежь имеет площадь 1 км2, высоту – 53 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине № 2П составляет 7,7 м, газонасыщенная – 5,8 м.
Пласт O-I+O-II
Осинский продуктивный горизонт (регионально Б1-2) в плане нефтегазоносности является одним из наиболее значимых в карбонатной подсолевой части нижнего кембрия. С ним связаны промышленные залежи углеводородов на Верхнечонском, Вакунайском, Талаканском и других месторождениях. Кроме того, притоки нефти и газа получены из единичных скважин на Тас-Юряхской, Нижнехамакинской, Тымпучиканской и ряде других площадей.
Осинский горизонт представлен двумя пластами O-I и O-II, разделенными между собой перемычкой небольшой толщины. Стратиграфически пласт относится к билирской свите кембрия.
Залежь в районе скв. 2П (новая)
Залежь открыта в результате бурения и
испытания поисковой скважины № 2П. При опробовании пласта в колонне в
интервале 1550,0-1567,5 м (а.о. -1143,3-1160,8 м) получен приток газа
дебитом 12 тыс. м3/сут и нефти дебитом 0,04 м3/сут,
в интервале 1535,0-1543,0 м (а.о. -1128,4-1136,3 м) получен приток
газа дебитом 11,5 тыс. м3/сут, в интервале 1509,0-1525,0 м
(а.о. -1102,4-1118,4 м) получен приток газа 10,5 тыс. м3/сут (Табл.
прил. REF Табл_прил_2 \h \* MERGEFORMAT 2
В качестве линии ограничивающей залежь использована граница выделенная по данным СРР 3D, описание которой приведено выше.
Положение ГНК принято по подошве газонасыщенного коллектора в скважине № 2П на а.о. -1148,3 м. Ввиду отсутствия признаков воды как по данным опробования, так и по данным ГИС, а также учитывая небольшие размеры, залежь принята нефтенасыщенной до подошвы пласта.
Залежь газонефтяная, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Залежь имеет площадь 1 км2, высоту – 88 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине № 2П составляет 7,2 м, газонасыщенная – 8,5 м.
Источник:Оперативный подсчет запасов по центральному блоку и Курунгскому лицензионному участку. Курунгское газонефтяное месторождение (открытие) Республика Саха (Якутия) по состоянию на 01.01.2020 г. Договор № ТЮНГД/18-0226/ТННЦ-9807/18 от 30.03.2018 г.Смагина Т.Н., Бухарова И.А., Оленич П.А., и др. 2019
Следующее Месторождение: Сюльдюкарское