Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Газоконденсатное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Открытие
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 946.88 км²
Левобережное газоконденсатное месторождение
Левобережное газоконденсатное месторождение открыто поисковой скважиной № 7, пробуренной в пределах Левобережного лицензионного участка ООО «Петромир», расположенного в административном отношении на территории Балаганского района Иркутской области. Географическое расположение Левобережного, Правобережного и Ангароленского участков - северо-восточная часть Ангаро-Ленского плато, входящего в состав Среднесибирского плоскогорья. Местность характеризуется высокой расчлененностью рельефа с крутыми склонами долин. Максимальные абсолютные отметки водораздельных участков достигают 950 м., минимальные в долинах рек до 400 м. Долины рек часто заболочены. Основные водные артерии района - р.р. Ангара (Братское водохранилище) с её многочисленными притоками, Илим, Тилик, Илга.
На территории Левобережного лицензионного участка и смежных территориях, помимо ранних маршрутных исследований по р.Ангаре в разные годы проведены геологосъемочные работы различных масштабов. Здесь выполнена государственная геологическая съемка м-ба 1:1000000 (листы N-47, N-48), государственная геологическая съемка м-ба 1:200000 («Иркутскгеология») и, частично, геолого-структурная съемка м-ба 1:50000. Кроме того, на сопредельных участках рассматриваемого района выполнялось колонковое бурение по Арман-Братскому профилю и на юге в зоне Верхне-Ангарских дислокаций. По результатам этих работ достаточно детально изучен разрез осадочных отложений верхней части разреза осадочного чехла, построены геологические и структурные карты, уточнена стратиграфия и литология изученной части разреза. Однако, для реальной оценки перспектив нефтегазоностности территории эти исследования большого значения не имели в связи с резким несоответствием структурных планов верхнего комплекса пород и подсолевых отложений, содержащих основные перспективные нефтегазоносные горизонты.
Литолого-стратиграфический разрез
Представлен на изучаемой площади и прилегающей территории породами кристаллического фундамента архей-протерозойского возраста и осадочного чехла вендкембрийского возраста.
Архей-протерозой (AR - PR)
Породы кристаллического фундамента представлены в районе преимущественно гранито-гнейсами, гранитами, реже кварцитами, долеритами. На отдельных участках на поверхности фундамента сформировалась кора выветривания.
Венд (верхний протерозой).
К венду относится толща терригенных и карбонатных пород, повсеместно залегающих между фундаментом платформы и фаунистически охарактеризованными отложениями нижнего кембрия. Нижняя часть отложений венда представлена терригенными образованиями ушаковской и мотской свит литологически сложенными чередованием алеврито-аргиллитовых пачек с пластами песчаников, являющихся перспективными нефтегазоносными горизонтами (базальный, боханский, шамановский, парфеновский). Породы сероцветные и красноцветные.
Глубоким бурением в этом районе установлено закономерное сокращение терригенной толщи с юго-востока на северо-запад, в сторону Братского палеовыступа фундамента с выклиниванием базальных частей разреза в его пределах. Так, в скв. 15- Коркинской толщина терригенных отложений венда составляет 452 м, в скв. 174-Чиканской - 360 м, в скв. 1-Правобережной - 251 м, в екв. 7-Правобережной - 237 м и в СКВ. 1-Родионовской - 197 м.
Вышележащая карбонатная, сульфатно-карбонатная толща венда представлена сероцветными доломитами, глинистыми доломитами и ангибрито-доломитами и имеет толщину на рассматриваемой площади около 300 м.
Кембрийская система (G).
Подразделяется на три отдела - нижний, средний и верхний. К нижнему отделу относятся усольская, бельская, булайская и ангарская свиты; вышележащая литвинцевская свита датируется нижним-средним кембрием, верхоленская свита относится к среднему-верхнему и венчающая разрез кембрия илгинская свита относится к верхнему отделу.
Усольская свита (G lus) характеризуется большой соленасыщенностью разреза с подчиненными простоями карбонатных и сульфатно-карбонатных пород.
В нижней её чаети выделяется регионально выдержанный осинский карбонатный горизонт толщиной 50 - 60 м, в верхней - балыхтинский карбонатный горизонт толщиной 15 - 20 м. Оба горизонта перспективны в нефтегазоносном отношении.
Толщина усольской свиты в пределах Левобережной площади около 600 м и может резко меняться на участках проявления соляной тектоники, например, в юго-восточной части рассматриваемого района (Жигаловский соляной вал).
Бельская свита (€ i-bs) согласно залегает на подстилающих породах усольской свиты и по литологическому составу подразделяется на две части; нижнюю сульфатнокарбонатную в объеме нижней и средней подсвит и верхнюю галогенно-сульфатнокарбонатную. В нижней части карбонатной толщи выделяется христофоровский перспективный горизонт толщиной до 60 м и атовский толщиной 40 - 50 м. Толщина бельской свиты на площади 420 м.
Булайская свита (Gibl) согласно перекрывает отложения бельской свиты. Представлена монотонной толщей карбонатных пород, сероцверных, мелкозернистых иногда глинистых. Толщина свиты довольно стабильна и составляет 130 - 135 м.
Ангарская свита (€ jan) по литологическим особенностям подразделяется на две подсвиты: нижнюю сульфатно-карбонатную и верхнюю галогенно-карбонатную. Общая толщина ангарской свиты составляет 420 м.
Литвинцевская свита (Gi.zlt) залегает без видимого несогласия на породах ангарской свиты. Сложена свита неравномерным переслаиванием доломитов, глинистых и известковых доломитов с тонкими прослоями песчаников и алевролитов.
Толщина свиты на площади 108 - 110 м.
Верхоленская свита (Gi-svl) + илгинская свита (€зй) на подстилающих породах залегают со стратиграфическим несогласием. Представлены красноцветными мергелями, алевролитами, песчаниками и аргиллитами, часто загипсованными. Толщина красноцветной толщи достигает 700 м.
Ордовик (Oi) в рассматриваемом районе представлен устькутской свитой, которая сложена в нижней части доломитами и известковистыми доломитами с прослоями известняков и песчаников. В верхней части породы представлены песчаниками, алевролитами, иногда известняками и конгломератами пестроцветными.
Отложения ордовика на площади распространены неповсеместно. Четвертичные отложения (Q) представлены маломощным чехлом глинисто-песчаных пород и делювия.
Тектоника
В тектоническом отношении Левобережный лицензионный участок и прилегаюшие площади входят в состав Ангаро-Ленской ступени, располагаясь в относительно спокойной тектонической зоне, ограниченной рядом структурных осложнений II порядка. С юго-запада к району работ примыкает зона Верхнеангарских дислокаций, включающая Балаганкинское, Атовское, Южно-Радуйское и др. погребенные поднятия, связанные с эрозионно-тектоническими выступами фундамента. Севернее обособляется Братский палеовыст)п, в направлении которого происходит сокращение толщин подсолевых терригенных отложений ушаковской свиты и выклинивание базальных частей её разреза. На юго-востоке рассматриваемого района выделяется крупный солевой вал, формирование которого связывается с наличием протяженной зоны тектоничееких нарушений в фундаменте и подсолевых толщах.
Современный структурный план по подсолевым отложениям, включающим наиболее перспективные нефтегазоносные горизонты, характеризуется пологим моноклинальным залеганием пород с погружением в северо-западном направлении. Градиент погружения от района скв. 1-Правобережной к району скв. 161-Подволочной и СКВ. 7-Левобережной составляет менее 2.5 м/км. Проведенным комплексом геологогеофизических исследований каких-либо существенных структурных осложнений на этой территории по подсолевым отложениям: пока не вьщелено. Структурный план поверхности фундамента имеет сходное строение, но несколько осложняется эрозионнотектоническими выступами (Балаганкинский, Атовский) и существовавшей в палеоплане депрессионной зоны, тяготеющей к Прибайкальскому прогибу.
Вышележащие отложения галогенно-карбонатного и надсолевого комплексов пород дислоцированы более интенсивно, что обусловлено, по-видимому, пластическими деформациями каменной соли при тангенциальных напряжениях, возникавших при горообразовательных процессах в окраинных частях платформы. В итоге следует заметить, что в данной структурно-тектонической ситуации основные перспективы нефтегазоносности как на Левобережном, так и на Правобережном и Ангаро-Ленском лицензионных участках следует связывать с литологически ограниченными и литологически экранированными на моноклинали ловушками, находящимися на путях миграции УВ.
Нефтегазоносность
Согласно нефтегазогеологическому районированию Левобережный лицензионный участок располагается в западной части Ангаро-Ленской нефтегазоносной области, перспективной, главным образом на газ с высоким содержанием конденсата и гелия. В соответствии с выполненной в 2001 г. оценкой начальных прогнозных ресурсов УВ в недрах Ангаро-Ленского междуречья содержится около 1 триллиона м3 свободного газа (категория D1). Эти перспективы подтверждаются открытием восточнее рассматриваемой территории уникального по запасам Ковыктинского газоконденсатного месторождения, а также Братского и Атовского месторождений и ряда газоносных площадей (Знаменская, Балаганкинская, Тутурская и др.).
Нефтегазоносность венд-кембрийских отложений связана с регионально прослеживаемыми перспективными горизонтами подсолевой терригенной толщи и, в меньшей степени с карбонатными горизонтами вышележащего галогенно-карбонатного комплекса пород. В терригенном подсолевом комплексе пород выделяются (снизу вверх) базальный горизонт в основании ушаковской свиты, боханский, шамановский и парфёновский в нижнемотской подсвите.
Базальный горизонт залегает на поверхности кристаллического фундамента или коры его выветривания и представлен сероцветными разнозернистыми песчаниками. Песчаники обычно характеризуются плохой сортировкой и окатанностью псаммитового материала и высоким содержанием цемента. Из перечисленных выше горизонтов базальный горизонт наименее изучен глубоким бурением, так как вскрывался лишь в отдельных скважинах в восточной и юго-восточной частях рассматриваемой территории, а на северо-западе, в пределах Братского палеовыступа, он выклинивается. Положительные результаты по этому горизонту получены лишь в последнее время в скв. № 7-Левоборежной площади и в скв. № 1-Правобережной. В этих скважинах толщина пласта базальных песчаников составляет 11-12 м, эффективная газонасыщенная толщина по данным ГИС составляет, соответственно 4.2 и 5.1 м, средняя пористость 9 - 11%.
В скв. 7-Левобережная при испытании в колонне базального горизонта с помощью КИИ-95 получен газ с расчетным дебитом 63 тыс.м3/сут. с конденсатом. Эти результаты с учетом геофизического прогноза (динамический анализ сейсмических волн) позволяют предполагать в пределах Левобережного и Правобережного лицензионных участков протяженной (свыше 100 км) и обширной по площади газонасыщенной зоны в базальном горизонте, содержащей значительные запасы УВ.
Боханский горизонт выделяется в основании мотской свиты, в его составе выделяется 1-2, иногда 3 пласта песчаников. Песчаники кварцевые и кварцполевошпатовые, разнозернистые с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина горизонта в зависимости от его строения колеблется в широких пределах - от 35 до 90 м. Из этого горизонта были получены непромышленные, полупромышленные притоки газа на ряде площадей в пределах Ангаро-Ленской НГО, однако промышленных скоплений УВ пока не открыто.
На скважинах 7-Левобережной, 1-, 2-Правобережной боханский горизонт представлен песчаниками с относительно хорошими коллекторскими свойствами и эффективной толщиной коллекторов до 28 м (скв. 2- Правобережная). Однако насыщение коллекторов однозначно не определено, т.к. опробование горизонта в этих скважинах пока не проводилось.
Шамановский горизонт залегает в средней части нижнемотской подсвиты и представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками толщиной 7-10 м. Промышленные притоки газа из этого горизонта были получены только в отдельных скважинах на Балаганкинской и Шамановской площадях. На рассматриваемой территории и сопредельных площадях шамановский пласт коллектором не является, в связи с чем перспективы его ограничены.
Парфеновский горизонт выделяется в кровле нижнемотской подсвиты и является основным объектом локализации запасов и ресурсов газа и конденсата. С ним связаны промышленные скопления УВ всех открытых месторождений на территории АнгароЛенской НГО. Толщина горизонта изменяется от 7 - 10 до 50 - 60 м, эффективная толщина на месторождениях до 29 м. Дебиты газа в отдельных скважинах достигают 200 - 300 и более тыс. м3/сут. В пределах территории Левобережного лицензионного участка парфеновский горизонт водогазонасыщен, на прилегающих площадях (Чорская, Родионовская и др.) водонасыщен.
В скважинах № 1 и № 2, пробуренных на Правобережном участке, коллектор в парфеновском горизонте практически отсутствует, как и в серии скважин, пробуренных южнее, вдоль Жигаловского вала (Жигаловская, Знаменская, Тыптинская, Высотная и другие площади).
В вышележащих галогенно-карбонатном и карбонатном комплексах пород выделяется ряд перспективных горизонтов: усть-кутский в верхнемотской подсвите, осинский и балыхтинский в усольской свите, христофоровский и атовский в бельской свите, бильчирский в ангарской свите и келорский - в литвинцевской. В этих горизонтах зафиксированы многочисленные нефтегазопроявления и притоки нефти, газа и пластовых вод на различных площадях Ангаро-Ленской НГО, однако промышленных скоплений УВ пока не обнаружено. Перечисленные горизонты характеризуются, как правило, порово-трещинным типом коллектора и резкой его изменчивостью по площади и разрезу.
Непосредственно на площади Левобережного лицензионного участка проявили себя устькутский и осинский горизонты в СКВ. 161-Подволочной. Из усть-кутского горизонта при опробовании здесь был получен непромышленный приток нефти с дебитом 0.13 м3/сут., из осинского - приток пластовой воды с дебитом 13.3 м3/сут. Другие перспективные карбонатные горизонты на этой площади себя не проявили.
Источник: Оперативный подсчет запасов и ресурсов газа по Левобережному месторождению в Иркутской области. П.Н.Фонин, 2004
Следующее Месторождение: Спартаковское