Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 2022
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 69.55 км²
Кубалахское месторождение
В административном отношении месторождение расположено в Мирнинском районе Республики Саха (Якутия), в пределах лицензионного участка (далее – ЛУ) ЯКУ 05187 НР от 23.01.2017 г., принадлежащего ПАО «НК «Роснефть».
В тектоническом плане Кубалахское месторождение приурочено к северозападному склону Мирнинского выступа Непско-Ботуобинской антеклизы.
Ближайшие разрабатываемые месторождения: Среднеботуобинское, Верхнечонское, Чаяндинское, Отраднинское.
Первые общие сведения о геологическом строении Кубалахского структурного осложнения получены по результатам работ МОГТ в 1978-1979 гг., выполненных сп № 16,20/78-79.
В пределах Кубалахского участка (юго-западная часть) пробурена одна скважина Хайская параметрическая 702, вскрывшая фундамент. В 1983 году в ней было проведено вертикальное сейсмическое профилирование Ботуобинской партией ВСП №5/82-84 в интервале 0-2100 м.
В 2017-2018 гг. выполнены СРР МОГТ-2Д в объеме 803,24 пог. км, плотность сейсмических профилей составляет – 0,31 км/км2. 23 сейсмических профиля отработаны с кратностью 60. В результате уточнено геологическое строение девяти основных отражающих горизонтов: Ф, КВ, Б, II, I, К1Т, КТ, ОЧ и Н3.
В 2019 г. ООО «ТННЦ» составлен «Отчет по обработке и комплексной интерпретации сейсмических данных 2Д на Кубалахском лицензионном участке». Подготовлены структурные карты по основным отражающим горизонтам (далее – ОГ) осадочного чехла и кровле фундамента. Выделен объект поисков – литологическая ловушка, связанная с отложениями юряхского и осинского горизонтов, совпадающая в плане с выступом фундамента.
Общий объем выполненных сейсморазведочных работ МОГТ-2Д в пределах Кубалахского участка составляет 2041,74 пог. км, плотность профилей составила 0,79 км/км2.
В 2020-2021 гг. проведены СРР МОГТ-3Д в объёме 288 кв. км. В 2020 г. ООО «ТННЦ» составлен «Паспорт на ловушку структурного типа, подготовленную к поисковому бурению сейсморазведкой 2Д». По результатам обработки и комплексной интерпретации сейсмических данных Кубалахская структура подготовлена к глубокому бурению.
В 2020 г. составлен «Проект поисково-оценочных работ на Кубалахском лицензионном участке. Этап II. Поисково-оценочное бурение» (Положительное экспертное заключение ФГКУ «Росгеолэкспертиза» №236-02-10/2020 от 02.12.2020 г., Государственный регистрационный номер 98-20-2435, дата регистрации работ 15.12.2020г.), на основании которого в 2021 г. была пробурена поисковая скважина 1П, в которой в результате испытаний в колонне были получены промышленные притоки углеводородов из пластов Ос1-2(Б1-2) осинского горизонта, Ю1-2 (Б3-4) юряхского горизонта, ПР(Б12) преображенского горизонта и ТЛГ(Б13) телгеспитского горизонта и открыто Кубалахское месторождение.
В процессе бурения скважины 1П проведен расширенный комплекс ГИС, отобран и исследован керн, отобраны пробы пластовых флюидов. Пласты Ос1-2 (Б1-2), Ю1-2 (Б3-4) и ПР (Б12) охарактеризованы глубинными пробами, из пласта ТЛГ (Б13) отобраны поверхностные пробы. Газоконденсатные исследования не проводились. Наличие конденсата в составе пластового газа установлено по результатам лабораторных исследований проб.
Коэффициенты нефте-, газонасыщенности и пористости приняты по данным ГИС. Для определения Кнг использованы петрофизические зависимости месторождений аналогов Верхнечонского и им. Савостьянова. Значения Кно для получения Кпгр приняты по аналогии с осинским горизонтом Среднеботуобинского месторождения. Данные о минерализации пластовой воды отсутствуют.
Физико-химические свойства свободного газа и конденсата, потенциальное содержание конденсата пластов Ос1-2 (Б1-2), Ю1-2 (Б3-4) и ПР (Б12) приняты по глубинным пробам, отобранным в скважине 1П, по пласту ТЛГ (Б13) – по аналогии с пластом ПР (Б12).
Физико-химические свойства нефти пласта ТЛГ (Б13) приняты по аналогии с пластом ПР (Б12) Верхнечонского месторождения.
Геологические запасы газа рассчитаны в соответствии с решением секции углеводородного сырья ЭТС ФБУ ГКЗ (Протокол № 6 от 13.05.2021 г.).
Величины КИГ и КИК для пластов Ос1-2 (Б1-2), Ю1-2 (Б3-4), ПР (Б12) приняты по аналогии с пластами-аналогами Верхнечонского месторождения, для пласта ТЛГ – по аналогии с пластом ПР (Б12) Верхнечонского месторождения. Величина КИН для пласта ТЛГ (Б13) принята по аналогии с пластом Б12 СевероДаниловского месторождения.
Площади категорий запасов определены в соответствии с действующими нормативными документами. Шаг эксплуатационной сетки принят равным 500 м для нефти и 1000 м для газа.
По величине начальных извлекаемых запасов углеводородов месторождение относится к средним, по сложности геологического строения – к сложным.
Є1bl осинский горизонт, пласт Ос1-2 (Б1-2)
Залежь в районе скважины 1П, газоконденсатная.
Структурные построения выполнены по ОГ «II» (кровля пласта Ос1-2 (Б1-2) осинского горизонта.) по результатам сейсморазведочных работ 3Д с учетом результатов бурения.
По данным исследования керна отложения представлены преимущественно доломитами скрытокристаллическими, прослоями глинистыми, ангидритизированными, кремнистыми, трещиноватыми, с включениями галита, реже – известняками мелко- и тонкозернистыми, доломитовыми, массивными, местами кавернозными, и их переходными разностями. Покрышкой для залежи служит сульфатно-карбонатная толща юрегинской свиты.
Залежь пластовая сводовая, размерами 1,4х1,1 км, высотой – 14,1 м, вскрыта одной скважиной 1П с эффективной газонасыщенной толщиной 9,4 м.
При испытании в колонне из интервала перфорации а.о. -1233,5-1240,5 м через шайбу 8 мм получен приток газа дебитом 13,9 тыс. м3/сут.
По результатам исследования глубинных проб, отобранных из скважины 1П, плотность конденсата составляет 0,744 г/м3 и 0,742 г/м3.
УПУ принят на а.о. -1240,9 м по подошве нижнего газонасыщенного пропластка в скважине 1П.
Запасы залежи оценены по категории С1.
V-Є1jrh юряхский горизонт, пласт Ю1-2 (Б3-4)
Залежь в районе скважины 1П, газоконденсатная.
Структурные построения выполнены по ОГ «Б» (кровля пласта Ю1-2 (Б3-4) юряхского горизонта) по результатам сейсморазведочных работ 3Д с учетом результатов бурения.
По данным исследования керна отложения представлены доломитами скрытокристаллическими плотными, местами кавернозными, трещиноватыми, с прослоями ангидритизированных глинистых доломитов, доломитизированных и ангидритизированных аргиллитов, известняков. Покрышкой для залежи служат доломиты глинистые, сульфатизированные, микрокристаллические, плотные, ангидриты и доломитовые мергели нижнебилирской подсвиты.
Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная, размерами 16,1х7,1 км, высотой – 21,4 м, вскрыта скважиной 1П с эффективной газонасыщенной толщиной 14,9 м. При испытании пласта скважины 1П в колонне из интервалов перфорации а.о. -1259,4-1268,4 и а.о. -1268,4-1281,4 через шайбу 10 мм получен приток газа дебитом 23,3 тыс. м3 /сут. По результатам исследования глубинных проб, отобранных из скважины 1П, плотность конденсата составляет 0,746 г/м3.
УПУ принят на а.о. -1281,1 м по подошве нижнего газонасыщенного пропластка в скважине 1П.
Запасы залежи оценены по категориям С1 и С2.
Vus преображенский горизонт, пласт ПР (Б12)
Залежь в районе скважины 1П, газоконденсатная.
Структурные построения выполнены по ОГ «Тлг» (кровля пласта ТЛГ (Б13) телгеспитского горизонта) по результатам сейсморазведочных работ 3Д с учетом результатов бурения.
По данным исследования керна отложения представлены доломитами ангидритизированными, известковистыми, глинистыми, мелко- и тонкозернистыми, массивными крепкими, местами трещиноватыми, мелкокавернозными, частично окварцованными, со стилолитовыми швами, прослоями встречаются аргиллиты. Покрышкой для залежи служат доломиты окремненные, глинистые, плотные, массивные, крепкие, ангидриты и аргиллиты успунской свиты.
Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная, размера 5,5х2,8 км, высотой – 5,5 м, вскрыта одной скважиной 1П с эффективной газонасыщенной толщиной 5,0 м.
При испытании пласта скважины 1П в колонне из интервала перфорации а.о.- 1496,3-1511,3 м через штуцер 10 мм получен приток нефти дебитом 17,4 м3 /сут и газа дебитом 133,8 тыс. м3 /сут. По данным ГДИ и ПГИ большая часть притока (90 %) – переток с нижележащего пласта ТЛГ (Б13). По результатам исследования глубинных проб, отобранных из скважины 1П, плотность конденсата составляет 0,751.
В открытом стволе проведено опробование пласта на кабеле методом MDT на а.о. -1507,2 м и а.о. -1510,8 м. В обеих точках получен приток газа.
Ввиду неоднозначности испытания пласта ПР (Б12) в колонне запасы категории С1 выделены на основании опробования пласта методом MDT в соответствии с решением Протокола №24 от 21.11.2022 г. заседания секций углеводородного сырья ЭТС ГКЗ.
УПУ принят на а.о. -1511,3 м по подошве нижнего газонасыщенного пропластка в скважине 1П.
Запасы залежи оценены по категориям С1 и С2.
Vbk телгеспитский горизонт, пласт ТЛГ (Б13)
Залежь в районе скважины 1П, нефтегазоконденсатная.
Структурные построения выполнены по ОГ «Тлг» (кровля пласта ТЛГ (Б13) телгеспитского горизонта) по результатам сейсморазведочных работ 3Д с учетом результатов бурения.
По данным исследования керна отложения представлены доломитами скрытокристаллическими массивными плотными, глинистыми, в различной степени известковистыми, трещиноватыми, микрокавернозными, окремнелыми, с включениями солей, единичными зернами пирита и примесью вулканического пепла. Покрышкой для залежи служат доломиты литокластовые с глинистым заполнением, плотные и доломитовые мергели успунской свиты.
Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная, размерами 9,4х4,3 км, высотой – 19,2 м, вскрыта скважиной 1П с эффективной газонасыщенной толщиной 5,5 м, нефтенасыщенной – 8,5 м. При испытании пласта в колонне из интервала перфорации а.о.-1516,5-1536,5 м через штуцер 10 мм получен приток нефти дебитом 25 м3 /сут и газа дебитом 165,39 тыс. м3/сут.
По результатам исследования поверхностных проб, отобранных из скважины 1П, плотность конденсата составляет 0,749 г/м3. УПУ принят на а.о. -1536,1 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 1П.
Положение ГНК определено по данным ГИС на основе методики нормализации методов БК-НГК и принято на а.о. -1522,8 м.
Запасы залежи оценены по категориям С1 и С2.
Источник: Заключение государственной экспертизы № 346-22 оп от 13.12.2022 г. на документы и материалы по оперативному подсчету запасов нефти и растворенного газа по залежам пластов Ос1-2(Б1-2), Ю1-2(Б3-4), ПР(Б12) и ТЛГ (Б13) Кубалахского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в Республике Саха (Якутия) (открытие 2022 г.)
Следующее Месторождение: им. В.И.Гири