После крупных нефтегазовых открытий и проектов разработки месторождений в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах в 1970-1980-х годах относительно небольшие месторождения на юге Сибири вызывали лишь умеренный интерес. Теперь, когда рекордные показатели нефти в Сибири остались в прошлом, проекты разработки нефтегазовых месторождений в Новосибирской, Омской и Томской областях выглядят более привлекательными для инвесторов.
История длиной в 60 лет
Поисковые, разведочные и геофизические работы на нефть и газ в Новосибирской области начались еще в конце 1940-х годов. За десятилетия на ее территории были проведены аэромагнитная и гравитационно-магнитная съемки, в настоящее время имеются карты масштаба 1:200000. Около 69% площади закартировано в масштабе 1:500000, 18% — в масштабе 1:25000. Резистивные поиски проводились в основном в южных районах Новосибирской области.
По ее территории проложено 58 066 км сейсмических линий с шагом сейсмической сетки 0,32 км/км2, в том числе 27 630 км сейсмических линий с общей точкой глубины (ОГТ) с шагом 0,15 км/км2, шаг сейсмической сетки на высокопотенциальных участках составляет 0,45 км/км2. Кроме того, была проведена сейсморазведка 3D на Верхтарском месторождении (232 км2), южной части Малойчского месторождения и северной части Восточного месторождения. Бурение на этих участках было начато еще в 1949 году, и на сегодняшний день пробурено 169 скважин (470 968 метров) с шагом 2,6 м на 1 км2. Среди скважин, пробуренных на территории области, одна поисковая (Барабинская) глубиной 2 470 метров, 11 параметрических (35 826 метров), 139 поисковых (385 556 метров) и 17 разведочных (47 131 метр).
Наибольший объем бурения (39 000 метров) был достигнут в 1988 году, после чего объемы бурения значительно снизились: до 20 000 метров в 1989 году, 8 000 метров в 1990-1992 годах и 2 000 метров в 1995 году. С 1996 года оценочное и стратиграфическое бурение не проводилось. Верхтарском месторождении было пробурено только эксплуатационные скважины. Большинство пробуренных скважин (144 из 169) вскрыли всю толщу осадочного чехла, 25 скважин «залегли» в юре. Скважины вскрыли 59 структур локального простирания, четыре скважины вскрыты вне структур. На семи структурах открыты нефтяные месторождения, состоящие из девяти нефтяных пластов, на одной структуре — нефтяной газ, еще на семи структурах обнаружены признаки нефти и газа; в шести пластах получены некоммерческие дебиты нефти.
В ходе испытаний 92 скважины (около 55 % от общего числа пробуренных скважин) дали воду, и только 48 скважин (28 % от общего числа) дали промышленные и субкоммерческие притоки нефти и газа. Стратиграфически притоки нефти и газа были обнаружены в основном в верхней юре, где успешными оказались 30 из 132 опробованных скважин (23 %); 13 из 91 скважины, погруженной в палеозой (14 %), оказались успешными. Шесть скважин (13 % от общего числа) были успешными в меловом периоде, и только один субкоммерческий приток нефти был обнаружен в средней юре.
Были открыты запасы по категориям С1 и С2 составили 37,7 млн. тонн. на трех месторождениях: Верхтарское, Восточно-Тарское и Малойчское. Единственным месторождением со свободным газом и конденсатом является Веселовское газоконденсатное месторождение с запасами 0,6 млрд м3 газа и 0,121 млн тонн конденсата. По последним оценкам запасов углеводородов, выполненным в 1999 году, запасы нефти в Новосибирской области составляют 629,6 млн т нефтяного эквивалента (НЭ), в том числе 514,4 млн т нефти, 51,6 млрд м3 растворенного газа, 58,4 млрд м3 свободного газа и 5,2 млн т конденсата. Извлекаемые запасы составляют 185,5, 15,4, 58,4, 3,2 млн тонн НЭ соответственно. Иными словами, 18% от общего объема НЭ региона и 23% нефти отнесены к категории запасов С1 и С2.
Большая часть (54%) общих ресурсов НЗ находится в верхней юре (формация J1), 26% — в палеозойском коллекторе и приуроченной к нему зоне нефтяного контакта, 13% — в средней юре и 3% — в нижнеюрском урмане. Меловой период содержит около 4% от общих ресурсов OE.
Важно отметить, что запасы С2 очень малы по сравнению с запасами С1, что может привести к тому, что в первые годы интенсивной разработки Верхтарского месторождения соотношение добычи и запасов будет очень высоким. Площадь выделенного участка недр в области составляет 8 000 км2. Лицензии на Малоичское и Восточно-Тарское месторождения принадлежат ОАО «Северноенефтегаз», лицензии на Верхтарское, Ракитинское, Тайдасское и Восточное месторождения — ОАО «Новосибирскнефтегаз».
Площадь нелицензионных участков недр в перспективной части территории области составляет 17 000 км2. Они включают одно нефтяное (Восточно-Межовское, запасы по категории С1 — 2 млн тонн) и одно газоконденсатное (Веселовское, запасы — 0,5 млрд м3 газа) месторождения.
Верх-Тарское нефтяное месторождение является одним из значимых объектов добычи нефти в России. Оно расположено в Западной Сибири, в Омской области, и играет важную роль в экономике региона. Открытое в 1969 году, месторождение является частью Тарского нефтегазоносного района, который также включает другие перспективные объекты.
Омская нефть
Работы по поиску нефти и газа в Омской области были начаты еще до Второй мировой войны, но всерьез были продолжены около 50 лет назад. К настоящему времени большая часть территории области покрыта гравиметрической и аэромагнитной съемкой масштабов 1:1000000 и 1:200000. На севере проведена высокоточная аэромагнитная съемка масштаба 1:50000. Около 20% территории охвачено резистивной съемкой.
Сейсморазведочные работы были начаты в 1950 году и к середине 1970-х годов охватили большую часть территории региона. Всего было построено 19 600 км сейсмических линий с шагом 0,15 км/км2. Съемка ОГТ была очень ограниченной (5 600 км при расстоянии между линиями 0,04 км/км2).
Бурение в Омской области началось в конце 1940-х годов, было пробурено 122 скважины (331 964 км), в том числе три скважины для оценки коллекторов (8 191 м), 8 параметрических скважин (25 206 м) и 111 поисковых скважин (290 039 м).
Большая часть бурения пришлась на 1980-е годы, затем объемы бурения значительно сократились в начале 1990 годов. В 1990-2000 годах было пробурено всего пять скважин (общим объемом 14 400 метров).
В 2001-2002 годах были проведены некоторые геолого-геофизические исследования, сейсморазведка на участке к западу от Ягыл-Яхского месторождения и бурение на Тевризском и Крапивинском месторождениях. Большинство скважин (106 из 122) вскрыли весь осадочный чехол. 16 скважин остались «приземленными»: две пробурены до мелового периода, 14 — до юры. Бурение проводилось на 53 структурах. В четырех из них были открыты нефтяные месторождения с 6 скоплениями нефти, в одной структуре открыто газоконденсатное месторождение, в двух — получены некоммерческие притоки нефти.
При испытании 77 скважин (68 % от общего числа пробуренных) дали притоки воды, и только 20 скважин (16 % от общего числа) дали промышленные и некоммерческие притоки нефти и газа. Большая часть притоков нефти пришлась на верхнюю юру — 10 успешных скважин из 76 проверенных. В средней юре успешными оказались 8 из 59 испытанных скважин, в меловом периоде — 4 из 49, а в палеозое — 3 из 48.
Оценка запасов
Открытые запасы нефти категорий С1 и С2 составляют 22,9 млн тонн. Свободный газ и конденсат содержатся только в Тевризском месторождении (0,607 млрд м3 газа и 4 000 конденсата). Ресурсы C3 связаны только с верхнеюрскими отложениями и оцениваются в 61,5 млн тонн.
Начальные извлекаемые запасы нефти в Омской области составляют 221,5 млн т, растворенного газа — 6,8 млрд м3, свободного газа — 7,1 млрд м3 (пластовые), конденсата — 55 тыс. т (извлекаемые). Начальные ресурсы углеводородов в регионе составляют 766,6 млн тонн НУ, в том числе 235,5 млн тонн извлекаемых.
Коэффициент зрелости месторождений (накопленная добыча и запасы А+В+С1) очень низкий (около 10%), наибольший — в среднеюрских отложениях (16%). Накопленная добыча по всем пластам составила 0,4 млн. тонн, при этом на долю Крапивинского месторождения приходится около 90% всей добычи. Увеличение промышленных запасов возможно за счет разведки ресурсов C3, D1 и D2.
Большинство перспективных месторождений расположено в северной части области.
Томская нефть
Геолого-геофизические работы по поиску нефти и газа начались в Томской области в 1948 году, когда была создана Колпа-шевская геофизическая служба. За десятилетия был выполнен большой объем сейсморазведочных, резистивных, гравитационно-магнитных и аэромагнитных работ. С 1976 года основным методом сейсморазведки является сейсморазведка ОГТ. В последние годы шаг сейсмической сетки в нефтеперспективных районах достиг 1,5-2,5 км/км2. Основной объем геофизических исследований выполнен в западной части области.
Проведено нефтегазопоисковое бурение: пробурено 5 скважин для оценки коллекторов, 59 параметрических, поисковых и оценочных скважин. Пробурено более 1 400 скважин. Глубокое бурение и геофизические исследования распределены по площади весьма неравномерно, большая часть работ была проведена в западной части.
Глубокое бурение в основном было направлено на обнаружение углеводородов в верхнеюрских отложениях — основной залежи углеводородов в Томской области. Верхнеюрские отложения, безусловно, лучше всего изучены, пройдены керном, каротажем и опробованы.
Палеозой вскрыт и опробован более чем в 600 скважинах, причем скважины на палеозой бурились в основном в пределах Казанского нефтегазоносного района, где в этих горизонтах были обнаружены промышленные углеводороды.
Ранняя юра вскрыта 117 скважинами. Поскольку эти пласты не являлись целевым горизонтом, расположение скважин в целом не является оптимальным для изучения раннеюрских пластов. Уровень разведки среднеюрских отложений примерно такой же, как и палеозойских, поскольку они не являлись основной целью и были разведаны и опробованы вместе с палеозойскими.
Хотя меловой период вскрыт практически всеми глубокими скважинами в регионе, фактический уровень знаний о нем гораздо ниже, чем о верхнеюрском. Тем не менее, потенциал роста запасов углеводородов сегодня в значительной степени связан с меловым периодом.
Запасы нефти
Запасы нефти в Томской области составляют 413 млн. тонн. Свободный газ составляет 341 млрд. м3, конденсат — 37,9 млн. тонн. Ресурсы С3 оцениваются в 116,6 млн. тонн. Всего в Томской области открыто более ста месторождений, в которых насчитывается около 245 скоплений нефти, в том числе 10 крупных.
Начальные извлекаемые запасы нефти в Томской области составляют 3,6 млрд т НУ, в том числе 2 млрд т нефти и 1,3 трлн м3 газа; 21% от общих извлекаемых ресурсов нефти переведены в категорию промышленных запасов. Большая часть начальных извлекаемых запасов углеводородов (40 %) приходится на верхнеюрские отложения (J1), 27 % — на палеозойские коллекторы и приуроченные к ним зоны нефтяных контактов. Примерно столько же (22%) содержится в меловом периоде.
Большая часть нефти и газа региона находится в верхнеюрском келловее, и именно этот этап будет основным объектом поисковых работ в ближайшие несколько лет.
В целом анализ современного состояния углеводородных ресурсов Юго-Западной Сибири показывает, что более активные поисково-разведочные работы могут дать очень хорошие результаты даже в ближайшее десятилетие.
