Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1985
Источник информации: ПП_2022г.+2023г.+2024г.
Метод открытия:
Площадь: 48.02 км²
Маччобинское нефтегазоконденсатное месторождение
Маччобинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Мирнинского лицензионного участка, который расположен на территории Мирнинского и Сунтарского районов Республики Саха (Якутия). Лицензия на право пользования недрами ЯКУ 16436 НР выдана ООО «Саханефть» сроком до 10.04.2033 г.
Промышленная нефтегазоносность на Маччобинском месторождении установлена в терригенных отложениях ботуобинского и улаханского горизонтах вендской системы.
Впервые запасы нефти и газа были учтены государственным балансом в 1986 году по результатам бурения скважин №№ 901 и 902.
Месторождение открыто в 1985 г. в промышленную разработку введено в 2015 году. Разработка ведется согласно проекту «Дополнение к технологической схеме разработки Маччобинского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр №7434 от 14.12.2018 г.).
Маччобинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Мирнинского лицензионного участка, расположенного на территории Мирнинского и Сунтарского районов Республики Саха (Якутия) в 130 км северо-западнее г. Ленска, 16 км юго-западнее г. Мирный. Наиболее крупными населенными пунктами являются города Ленск и Мирный, Удачный (рис.1).
Рис.1. Обзорная карта района работ
Основу транспортной структуры района составляет авиационный и автомобильный транспорт. Автомобильные дороги с твёрдым покрытием связывают крупные населенные пункты с речными и морскими портами, обеспечивая сезонный завоз грузов. По территории районов проходят две крупные автодороги республиканского значения. Широтная – «Анабар», по маршруту Ленск – Мирный – Оленёк – Саскылах – Юрюнг-Хая (на севере она связывает район с портом Юрюнг-Хая, принимающая суда типа река-море, на юге − с речным портом Ленск; откуда в период навигации осуществляется доставка основной части грузов) и меридиональная автодорога “Вилюй” по маршруту Якутск – Мирный, соединяющая район со столицей республики. До ближайшего речного порта в городе Ленске – 230 км. Расстояние по автотрассе от Маччобинского месторождения до г. Мирный − 26 км.
АэропортыМирный, Удачный и Ленск связаны регулярными авиационными линиями с основными населенными пунктами, как республики, так и за её пределами – Москва, Красноярск, Новосибирск, Омск, Иркутск, Челябинск.
Наличие других разрабатываемых месторождений. Наиболее разведанными месторождениями УВ, расположенными в непосредственной близости, являются Иреляхское НГК и Среднеботуобинское НГК.
На территории района эксплуатируется магистральный газопровод Таас-Юрях – Мирный, с отводом на АГРС п. Светлый, а также в стадии строительства находится магистральный трубопровод Чернышевский – Удачный – Айхал.
В непосредственной близости от района строится газопровод "Сила Сибири".
Энергоснабжение осуществляется от Западного энергорайона якутской энергосистемы, охватывающей централизованным электроснабжением территорию Ленского и Мирнинского административных улусов (районов). В настоящее время в районе действует три энергоисточника: Вилюйская ГЭС 1-2 установленной мощности 680 МВт и Мирнинская ГРЭС – 120 МВт. С лета 2004 года введена в эксплуатацию Вилюйская ГЭС-3 мощностью 360 МВт.
Ближайший действующий газопровод Среднеботуобинское-Мирный расположен на расстоянии порядка 23 км от месторождения. Строящийся нефтепровод будет проходить в 235 километрах южнее, рядом с г. Ленском.
Стратиграфия
Разрез осадочного чехла Маччобинского месторождения входит в ботуобинскую структурно-фациальную зону. В геологическом строении принимают участие образования кристаллического фундамента, вендские, кембрийские, юрские и четвертичные осадочные отложения. Терригенно-карбонатные отложения венда и галогенно-сульфатно-карбонатные образования кембрия играют основную роль в формировании осадочного чехла (рис. 2.1). Современное свитное расчленение отложений венда принято МСК в 1986 г.
Глубоко метаморфизованные породы кристаллического фундамента вскрыты всеми скважинами Маччобинской площади и представлены гранитами, гранито-гнейсами и кварцевыми диоритами. Вскрытая толщина фундамента составляет от 12 до 34 м.
ПРОТЕРОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА
Вендская система
Вендские отложения на территории залегают на кристаллическом фундаменте. Согласно стратиграфической схеме вендских и кембрийских отложений Ботуобинского района выделяется три горизонта: непский, тирский и даниловский (рис.2.1). Непский горизонт разделен на два подгоризонта, а даниловский на три: нижний, средний и верхний. Комплекс водорослей и мелкораковинной фауны позволил датировать верхнеданиловский подгоризонт, как венд-кембрий. В состав непского горизонта входит курсовская свита, тирского-бюкская, даниловского-успунская, кудулахская, юряхская свиты.
Курсовская свита имеет повсеместное распространение. Залегает с перерывом на породах кристаллического фундамента. Свита представлена аргиллитами, песчаниками, алевролитами серыми, редко пестроцветными. Толщина свиты составляет 8-35 м. В разрезе свиты выделяется песчаниковая пачка (7-11 м), относящаяся к улаханскому продуктивному горизонту.
Бюкская свита
Нижнебюкская подсвита на Мирнинском выступе представлена песчаниками ботуобинского горизонта (2-15 м). Эти песчаники, также, как и улаханские, выклиниваются в юго-восточной части исследуемого участка. От кровли ботуобинского горизонта формируется опорная для региона отраженная волна КВ.
Толщина карбонатного подсолевого комплекса (верхнебюкская подсвита, успунская, кудулахская, юряхская и билирская свиты) составляет 425-498 м. Верхнебюкская подсвита, успунская и кудулахская свиты сложены доломитами в различной степени ангидритовыми и глинистыми.
1 – в интервале есть интрузия долеритов; формации: 2 – терригенные. 3 – глинистые, 4 – карбонатно-глинистые, 5 – карбонатные, 6 – сульфатно-карбонатные, 7 – соленосно-карбонатные
Рис. 2. Стратиграфическая схема вендских и кембрийских отложений Ботуобинского района
Верхнебюкская подсвита (133-147 м) отличается наименьшей глинистостью (радиоактивность обычно < 2 мкР/час). Для нее характерна повышенная ангидритистость, кавернозность и трещиноватость.
Успунская свита (83-96 м) характеризуется наибольшей глинистостью (6‑10 мкр/час) и может служить флюидоупором для подстилающих проницаемых трещиноватых пород верхнебюкской подсвиты.
Кудулахская свита (76-132 м) сложена доломитами и ангидрито-доломитами с прослоями мергелей и аргиллитов.
ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА
Кембрийская система
Граница кембрийских и вендских отложений проходит внутри юряхской свиты. Таким образом, верхняя часть юряхской свиты относится к кембрийской системе.
Юряхская свита состоит из двух подсвит. Нижняя – (15-27 м) сложена доломитами и известняками. Верхняя подсвита (47-51 м) в нижней части представлена глинистыми карбонатами. В верхней части доломитами и известняками.
Билирская свита (46-67 м) сложена доломитами, известняками и глинистыми карбонатами. Разделяется на две подсвиты, для каждой из которых характерно наличие слоев глинистых доломитов в основании. Выше залегают безглинистые пелоидно-органогенные кристаллические доломиты, с которыми связаны проницаемые горизонты 0-I (в верхней подсвите) и 0-II (в нижней).
В основании карбонатно-соленосного комплекса залегает юрегинская свита (186-333 м). Сложена она пластами каменной соли, переслаивающихся с доломитами и мергелями. В породах юрегинской свиты на Маччобинской площади вскрыто трапповое тело толщиной 25-75 м.
Нелбинская (40-60 м) и эльгянская (48-61 м) свиты сложены глинисто- карбонатными и карбонатными отложениями.
Толбачанская свита (259-401 м) представлена доломитами и мергелями с включениями ангидрита. В верхней части свиты доломиты чередуются с пластами каменной соли. Соли постепенно выклиниваются в северо-восточном направлении.
Олекминская свита (91-112 м) сложена известняками и доломитами, зачастую кавернозными и битуминозными.
Чарская свита (303-450 м) на 50 % и более сложена каменной солью, переслаивающейся с карбонатными породами.
Ичерская (38-56 м) и метегерская свиты (102-142 м) сложены карбонатными и сульфатно-глинисто-карбонатными зачастую брекчированными и кавернозными породами с которыми связан региональный водоносный горизонт.
Выше по разрезу с размывом залегают терригенно-карбонатные отложения среднего-верхнего кембрия (верхоленская серия). В её составе выделяются бордонская и джуктинская свиты. Мощность серии от 108 до 335 м.
МЕЗОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА
Юрская система
Выше по разрезу на разновозрастных горизонтах палеозоя залегают с угловым и стратиграфическим несогласием терригенные нижнеюрские отложения. Представлены песками, песчаниками, конгломератами, глинами и алевролитами. Мощность их возрастает в восточном направлении от 0 до 80 м.
КАЙНОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА
Четвертичная система
Отложения четвертичного возраста, сложенные преимущественно суглинками, глинами, песками, галечниками, распространены в поймах рек. Их мощность колеблется от первых метров до 20-40 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Маччобинское месторождение приурочено к северной части Мирнинского выступа Непско-Ботуобинской антеклизы (рис. 3). Данный выступ протягивается в северо-восточном направлении до 200 км при ширине около 100 км. Поверхность фундамента в его пределах залегает на глубинах 1,6-2,2 км. Заметное увеличение толщин осадочного чехла, в основном за счет терригенно-карбонатных отложений венда, происходит с запада на восток в сторону Предпатомского прогиба.
Рис.3. Тектоническое районирование Мирнинского лицензионного участка
Рассматриваемая территория характеризуется широким распространением тектонических нарушений, что объясняется её приуроченностью к зоне пересечения региональных Вилюйско-Мархинского и Ангаро-Алымджинского разломов. В связи с этим наблюдается блоковое строение практически всех развитых здесь локальных антиклинальных структур, прослеживаемых в виде цепочки вдоль восточного склона Мирнинского выступа.
Большинство тектонических нарушений Вилюйско-Мархинской зоны интрузировано дайками габбро-долеритов и хорошо выделяются в магнитном поле. Нарушения преимущественно безамплитудные и малоамплитудные (до 30-40 м).
Маччобинская структура выявлена сейсморазведочными работами МОГТ в 1980 г. По отражающему горизонту КВ структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания, осложненную в юго-восточной присводовой части протяженным разломом аналогичного простирания, относящимся к Ангаро-Алымджинской системе разломов, а также поперечными малоамплитудными (до 10 м) разломами Вилюйско-Мархинской зоны субмеридионального простирания, расчленяющими складку на три блока, к которым приурочены выявленные залежи УВ.
Центральный блок является гипсометрически наиболее приподнятым, а западный и восточный блоки – опущенными.
Размеры складки по замкнутой изогипсе – 1775 м отражающего горизонта КВ (кровле терригенных отложений венда) составляют 14,5 х 5,0 км, амплитуда – около 110 м. Вверх по разрезу происходит выполаживание структуры. Маччобинское и близлежащие Иреляхское и Мирнинское поднятия характеризуются брахиформностью и элементами кулисности в сочленении, ориентировка длинных осей подчинена простиранию Ангаро-Алымджинского разлома сдвиговой природы. Генезис вышеназванных и других структур Мирнинского выступа связан с горизонтальными смещениями по этому разлому в обстановках растягивающих и сдвиговых напряжений. Формирование структур произошло в среднем палеозое.
Нефтегазоносные комплексы
Маччобинское нефтегазоконденсатное месторождение, согласно схеме нефтегазогеологического районирования, приурочено к Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской провинции.
Перспективы нефтегазоносности месторождения связаны с вендским терригенным комплексом, а именно улаханским и ботуобинским продуктивными горизонтами. Вышележащая венд-нижнекембрийская соленосно-карбонатная толща, содержащая на территории района юряхский и осинский продуктивные горизонты, в пределах данного месторождения промышленного интереса не представляет.
Нефтегазоносность
Маччобинское НГКМ открыто в 1985 г. в результате бурения скважин №№ 901 и 902. Промышленная продуктивность месторождения связана с ботуобинским и улаханским продуктивными горизонтами. Для залежей ботуобинского горизонта покрышкой являются плотные карбонатные отложения верхнебюкской подсвиты, для улаханского горизонта – глинистая пачка мощностью 1,0-6,0 м, разделяющая вышеназванные горизонты. Нефтегазовые залежи обоих горизонтов пластовые, сводовые, блоковые.
На месторождении выделяются три блока: западный, центральный и восточный. Наибольший по площади и емкости коллектора центральный блок. С юга, запада и востока залежи месторождения экранированы разломами, с севера они подпираются пластовыми водами.
Наличие разрывных нарушений подтверждается данными сейсморазведки, различием газонефтяных и водонефтяных контактов в скважинах, характером притоков при гидродинамическом каротаже и результатам испытания .
Ботуобинский продуктивный горизонт является основным объектом нефтегазопоисковых работ на Непско-Ботуобинской антеклизе. Горизонт залегает несогласно на отложениях курсовской свиты, на глубинах 2082-2172 м. Вскрыт 12 поисково-разведочными скважинами. Притоки нефти или газа получены во всех скважинах.
Залежь западного блока газонефтяная с газовой шапкой, вскрыта двумя скважинами (№№20405, 20406). Скважина № 20405 находится в газонефтяной зоне, а скважина № 20406 – в нефтяной.
Залежь является пластовой, сводовой, блоковой, с запада, юга и востока ограничена тектоническими экранами. Размеры залежи - 5,6 х 2,5 км, высота - 20 м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 3,3 м, нефтенасыщенная − 2,2 м.
Нефтеносность залежи доказана результатами испытания в колонне скв. № 20406, получен приток нефти дебитом 56,7 м3/сут. В скв. № 20405 при испытании ботуобинского горизонта в открытом стволе получен приток газа с нефтью.
ГНК залежи принят по данным комплексной интерпретации материалов ГИС и результатам испытания в скв. № 20405 на а.о. -1754,1 м. Водонефтяной контакт скважинами не установлен и принят условным на а.о. -1770,2 м по подошве нефтенасыщенного по заключению ГИС и результатам испытания пласта в скв. № 20406.
Залежь центрального блока газоконденсатная с нефтяной оторочкой, вскрыта 8 скважинами (№№ 903, 904, 902, 901, 20401, 20403, 20404, 20412). Скважины №№ 20401, 903, 20403, 902, 901 и 904 находятся в газовой зоне. Чисто нефтяная зона вскрыта скважинами №№ 20404 и 20412.
Залежь пластовая, сводовая, блоковая, с запада, юга и востока ограничена тектоническими экранами. Размеры залежи - 8,0 х 4 км, высота - 50 м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 4,4 м, нефтенасыщенная − 2,9 м.
Нефтеносность залежи доказана результатами испытания в колонне скв. № 20404 и № 20412, в которых получены промышленные притоки нефти дебитом соответственно 46,5 и 37,5 м3/сут. Газоносность залежи подтверждена результатами испытания в колонне скв. №№ 901, 20401, 20403, а также в открытом стволе скв. №№ 902 и 903. При испытании скважин получены притоки газа дебитом от 83,7 тыс. м3/сут (скв. № 903) до 200,4 тыс. м3/сут (скв. № 20401).
В центральном блоке газонефтяной и водонефтяной контакты скважинами не вскрыты. УГНК принят по данным испытания и заключению ГИС на а.о. -1766,1 м, что соответствует подошве газонасыщенного коллектора ботуобинского горизонта в скв. № 904. ВНК также принят условно по подошве нефтенасыщенного коллектора в скв. № 20412, соответствующей а.о. -1781,7 м.
Восточная газоконденсатная залежь вскрыта одной скважиной № 20402.
Залежь пластовая, блоковая, с запада и юго-востока ограничена тектоническими нарушениями. Размер газовой части залежи 2,7 х 1,5 км, высота залежи около 45 м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина коллектора составляет 5,8 м.
Промышленная газоносность залежи установлена в результате испытания скв. № 20402 в колонне, получен приток газа дебитом 301,5 тыс. м3/сут.
Газожидкостные контакты скважина не вскрыла. Условный ГНК принят по результатам испытания скважины и заключению ГИС на а.о. -1784,4 м, по подошве газонасыщенного коллектора.
Улаханский продуктивный горизонт приурочен к кровельной части курсовской свиты. На территории Мирнинского участка он залегает либо на коре выветривания, либо на породах кристаллического фундамента. Горизонт вскрыт 12 поисково-разведочными скважинами, залегает на глубинах 2120-2176 м. Притоки нефти или газа получены в 10 скважинах, в скв. № 20404 приток нефти получен в открытом стволе при совместном испытании с ботуобинским горизонтом.
Залежь западного блока газонефтяная с газовой шапкой, вскрыта двумя скважинами. Скв. № 20405 вскрыла чистонефтяную зону, а скв. № 20406 – водонефтяную зону.
Залежь пластовая, сводовая, блоковая, с запада, юга и востока ограничена тектоническими экранами. Размеры залежи - 5,8 х 2,5 км, высота - 25 м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина - 2,5 м, нефтенасыщенная 4,0 м.
Нефтеносность залежи доказана результатами испытания в колонне скв. №№ 20405 и 20406, получены промышленные притоки нефти, дебитами, соответственно, 26 и 10,8 м3/сут.
ГНК в скважинах не вскрыт и принят условно по кровле нефтенасыщенного пласта в скв. № 20405 на а.о. -1759,7 м. ВНК установлен в скв. № 20406 по данным испытания и заключению ГИС на а.о. -1778,7 м.
Залежь центрального блока газоконденсатная с нефтяной оторочкой вскрыта 8 скважинами (№№ 901, 902, 903, 904, 20401, 20403, 20404 и 20412). Скв. №№ 903 и 20401 вскрыли газовую зону залежи, скв. № 20403 - газонефтяную зону, нефтяная зона вскрыта скв. №№ 901, 902 и 904, водонефтяная зона - скв. №№ 20404 и 20412.
Залежь пластовая, сводовая, блоковая, ограничена тектоническими экранами с запада, юга и востока. Размеры залежи - 8,0 х 4,0 км, высота - 52 м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина коллектора составляет 4,0 м, нефтенасыщенная - 6,0 м.
Газоносность залежи доказана результатами испытания в колонне скв. №№ 903 и 20401, в которых из улаханского горизонта получены промышленные притоки газа дебитом, соответственно, 190 и 117 тыс. м3/сут. Наличие нефтяной оторочки подтверждено получением промышленных притоков нефти дебитом от 3,6 м3/сут (скв. № 20403) до 70 м3/сут (скв. № 902).
Газонефтяной и водонефтяной контакты в пределах центрального блока скважинами не вскрыты. УГНК принят по результатам испытания скважин и заключению ГИС на а.о. -1757,5 м, соответствующей подошве газонасыщенного коллектора в скв. № 903. ВНК принят также условно на а.о. -1790,1 м по подошве нефтенасыщенного по заключению ГИС коллектора в скв. № 20412, что близко к кровле водонасыщенного коллектора в скв. № 20404, имеющей а.о. -1792 м.
Залежь восточного блока газоконденсатная с маломощной нефтяной оторочкой, установленной в единственной пробуренной здесь скв. № 20402, вскрывшей газонефтяную зону.
Залежь пластовая, сводовая, блоковая, ограничена двумя разломами – с запада и юго-востока. Размеры залежи – 3,5 х 1,5 км, высота – 40 м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина коллектора составляет 4,0 м, а нефтенасыщенная 6,0 м.
Нефтегазоносность залежи подтверждена результатами испытания в колонне улаханского горизонта в скв. № 20402, получен промышленный приток газа дебитом 466,2 тыс. м3/сут. с примесью нефти.
Межфлюидные контакты были установлены в скв. № 20402 по результатам испытания и заключению ГИС. ГНК установлен на а.о. -1794,8 м, а ВНК – на а.о. ‑1796,1 м.
Источник: Оперативный пересчет запасов Маччобинского месторождения. Договор № 1039/53-02/19 от 13.06.2019 г. Ульев И.А., Речапова Г.А., Борисова Н.В., и др. 2019
Следующее Месторождение: Меретояхинское