Углеводородное сырье

По состоянию на 01.05.2017г. на территории Тюменской области по 31 - лицензии на поиски, разведку и добычу углеводородного сырья работают 14 - предприятий. По видам лицензии распределены следующим образом: НП - 8 лицензий, НР – 18 лицензий, НЭ – 5 лицензий.

Территориальным балансом запасов нефти по состоянию на 01.05.2017г. в Тюменской области учтено 43 месторождения (42 нефтяных и 1 нефтегазоконденсатное).

 

В декабре 2016г. приказом Росстата № 844 была введена новая форма статистической отчетности 6-ГР. Согласно указаниям по заполнению формы федерального статистического наблюдения, вводится обновленная классификация залежей и дополнительные категории запасов (классификация утверждена приказом Минприроды России от 01.11.2013г. № 477, зарегистрирована Минюстом России 31.12.2013г. № 30943).

Итоговые данные по запасам всех видов полезных ископаемых по состоянию на 01.05.2017г. приведены без учета указанных изменений   в связи с тем, что федеральная база данных ИС «Недра», предназначенная для сбора и хранения информации о недрах и недропользовании и формирующая территориальные балансы полезных ископаемых, не переформатирована для введения новых характеристик.

По величине извлекаемых запасов нефти кат. А+В+С1 одно месторождение относится к крупным (40,73 % разведанных запасов), шесть – к средним (21,24%),  остальные – к мелким (38,03 %).

В 2016г. на территории Тюменской области произошли изменения запасов нефти за счет добычи и по результатам выполненных в отчетный период геологоразведочных работ. Выполнен подсчет запасов углеводородов Протозановского месторождения (протокол ГКЗ № 4866 от 09.12.2016г.); проведены оперативные пересчеты запасов пластов Ю2-Ю4 (тюменская свита) Пихтового, Северо-Тямкинского, Северо-Тамаргинского, Тямкинского,Западно-Эпасского, Усть-Тегусского, Резвовского, Южно-Гавриковского и им. Малыка месторождений.

Часть запасов УВС передана из распределенного фонда в нераспределенный в связи с прекращением лицензий, связанным с истечением срока действия. Запасы нефти месторождений Северо-Комариного, Нижнелумкойского и Верхне-Лумкойского по результатам разведки, переоценки и передачи в 2016г. не изменились. В нераспределенный фонд (Отдел геологии и лицензирования Департамента по недропользованию по Уральскому федеральному округу по Тюменской области) переданы запасы  и ресурсы Лумкойского участка недр.

В 2016г. по результатам проведенных геологоразведочных работ увеличились запасы нефти на Вареягском месторождении.

В  балансе запасов нефти по  Зимнему  месторождению  за 2016г. произошли изменения за счет геологоразведочных работ за счет добычи нефти. Изменений запасов по результатам, переоценки и передачи в 2016г. не было.

Извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 распределенного фонда по всем учтенным объектам Тюменской области составили 99,95%, кат С2 – 99,8% от общего количества запасов.

Государственным балансом запасов полезных ископаемых по Тюменской области по состоянию на 01.01.2017г. учтено 88 перспективных структур (в т.ч. 2 - невскрытых пласта месторождений) с ресурсами нефти категории С3. Распределенным фондом недр территориального баланса учтено  54 - перспективных структуры, нераспределенным – 34.

Добыча углеводородного сырья в Тюменской области ведется с 1992г. На разрабатывемых месторождениях в 2016г. добыто - 9,262 млн. т. (74,97%), на разведываемых – 3,092 млн. т. (25,03%).

В 2016г. добыча растворенного газа в Тюменской области увеличилась на 26 млн м3 по сравнению с предыдущим 2015г. Уменьшение запасов за счет потерь при добыче составило 171 млн м3. Рост запасов растворенного газа в 2016г. за счет геологоразведочных работ составил - 984 млн м3, по переоценке произошло уменьшение запасов   растворенного газа на 18 млн. м3. В 2016г. наибольшее увеличение запасов растворенного  газа по результатам выполненных геологоразведочных работ произошло по предприятию ООО «РН-Уватнефтегаз». Был выполнен подсчет запасов углеводородов Протозановского месторождения (протокол ГКЗ № 4866 от 09.12.2016г.); проведены оперативные пересчеты запасов по пластам Ю2-Ю4 (тюменская свита) Пихтового, Северо-Тямкинского, Северо-Тамаргинского, Тямкинского,Западно-Эпасского, Усть-Тегусского, Резвовского, Южно-Гавриковского и им. Малыка месторождений.

Запасы свободного газа на территории Тюменской области разведаны на одном месторождении – Южно-Венихъяртском. До 2016г. добыча свободного газа не велась. Запасы растворенного газа учтены по всем нефтяным месторождениям. Степень разведанности начальных и текущих ресурсов свободного газа в Тюменской области составляет - 21,54%.

Открытия 2015 года

В 2015г. ОАО «Сургутнефтегаз» по результатам бурения скважин в зоне сочленения Нелымского, Шалимовского и Демьянского ЛУ, а также части нераспределенного фонда открыто новое месторождение нефти – Демьянское. В административном отношении месторождение расположено на территории Уватского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 80 км от районного центра п.Уват. В тектоническом отношении Демьянское месторождение находится в пределах зоны сочленения юго-восточной части Ендырского вала с Ханты-Мансийской котловиной. К востоку располагается Верхнесалымский мегавал. Залежи нефти открыты в пластах АС91, АС92, АС10. В отчетном  году запасы нефти и растворенного газа по данному месторождению прошли утверждение в ГКЗ. После проведения государственной экспертизы запасы углеводородов были отражены в балансе предприятия по состоянию на 01.01.2016 года.

Коллектор пласта АС91 в интервале глубин 2235,6-2246,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина по данным ГИС составила 3,2 м. При совместном испытании пласта в интервалах глубин 2235,0-2237,0 м и 2239,8-2242,6 м получен промышленный приток нефти дебитом 7,92 м3/сут при Ндин – 385,5 м.

В пределах залежи пласта АС92 пробурено пять скважин. Коллектор пласта вскрыт в интервале глубин 2232,0 - 2241,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по данным ГИС составила 5,0 м. При испытании пласта в интервале 2232,0-2241,0 м получен приток нефти с пластовой водой дебитом 22,09 м3/сут (нефти – 20,0, воды – 2,09 м3/сут) при Ндин – 589 м. Залежь   является   пластово-сводовой.

В   пределах залежи пласта АС10 пробурено пять скважин. Пласт вскрыт в интервале глубин 2270,6-2289,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по данным ГИС составила 11,6 м. При испытании пласта в интервале глубин 2270,0-2280,0 м получен приток нефти с пластовой водой дебитом 5,95 м3/сут. при Ндин – 378 м. Залежь   является пластово-сводовой.

Открытия 2014 года

Таврическое месторождение открыто по результатам бурения и испытания поисковой скважины 39 пробуренной в пределах Большепарфеновской структуры Западно-Герасимовского ЛУ, который административно располагается на территории Уватского района юга Тюменской области в 138 км к востоку от п. Уват. Недропользователь ООО «РН-Уватнефтегаз», номер лицензии ТЮМ 15680 НР от 20.02.2014г..

В тектоническом плане Таврическое месторождение приурочено к структуре III порядка – Большепарфеновскому локальному поднятию, выделяемому в пределах Западно-Герасимовского выступа, расположенного на территории Южной Бортовой мегамоноклинали.

Большепарфеновское поднятие выделено по результатам работ МОГТ 2D сп 54/09-12 масштаба 1:50 000, детализировано и подготовлено к бурению работами по комплексной интерпретации данных сейсмики 3Д полевого сезона 2012-2013 года  на территории Западно-Герасимовского, Герасимовского и Кеумского ЛУ - Центрального Увата, масштаба 1:25 000. Поисковая скважина 39 пробурена в присводовой части южного купола Большепарфеновской  структуры со вскрытием Pz отложений на глубине 2918 м. Результаты бурения скважины 39 позволили уточнить геологическую модель данной территории. Поверхность фундамента (ОГ «А») залегает на абсолютных отметках от-2540 до -3100 м. Наиболее высокими отметками характеризуется юго-восточная часть площади, где закартирована сложнопостроенная возвышенная область. Структурный план здесь осложнен отдельными локальными поднятиями и небольшими структурными носами. В пределах изогипсы - 2800м выделяется Большепарфеновское поднятие, вытянутое с севера на юг. Структура имеет форму линейной складки субмеридионального простирания и осложнена рядом мелких куполовидных поднятий. Амплитуда поднятия достигает 70 м. По результатам данных бурения скважины 39,  кровля фундамента вскрыта на глубине 2918 м  (а.о. 2817 м).

Структурный план по отражающему горизонту «Б» согласуется со структурным планом по доюрскому основанию. Сохраняется положение и морфология всех основных структурных элементов, что свидетельствует о конформном залегании структурных поверхностей и об унаследованном развитии изучаемой площади.

С целью изучения литологии, фильтрационно-емкостных свойств пород и насыщения, в процессе бурения был отобран керн из отложений тюменской свиты (пласты Ю2-5) и фундамента. Всего с отбором керна пройдено 98,5 м, вынесено 96,64 м (т.е. 98,11 % от общей проходки с керном). В процессе бурения испытания не проводились. При бурении в скважине выполнялись геолого-геохимические  исследования, включающие непрерывный сбор, оперативный анализ и обработку информации о шламе и керне, газонасыщенности промывочной жидкости, определение вещественного состава газа и нефте- битумосодержание пород, проведение ВСП.

По результатам всех видов исследований и комплексной интерпретации данных ГИС, с целью выяснения характера насыщения и возможного получения притоков нефти, к испытанию были рекомендованы два объекта в отложениях тюменской Ю3 и Ю2.

Из пласта Ю3, в интервале 2794-2801,5 м (а.о. -2692,7-2700,2 м), при среднем динамическом уровне 1824,4 м получен приток безводной нефти дебитом 3 м3/сут. При освоении пласта струйным насосом получен приток безводной нефти  5,28 м3/сут., при dP=13,33 Мпа. Из пласта Ю2 и Ю3, в интервалах 2782,7-2790,7 и 2794-2801,5 м (а.о. -2681,4-2689,4 м, -2692,7-2700,2 м)  при среднем динамическом уровне 1608,9 м получен приток безводной нефти дебитом  – 4,4 м3/сут. При освоении пласта струйным насосом получен приток безводной нефти  7,2 м3/сут., при dP=13,72 МПа.

Данные ГИС и результаты испытания стали основанием для подсчета запасов нефти по пластам Ю2 и Ю3.

В 2014г. ООО «Норд-Ост Гео» по результатам бурения скважин 106, 108 и переобработки сейсмических материалов прошлых лет МОГТ-2D было уточнено геологическое строение залежи ЮС4 в пределах Лумкойского лицензионного участка, подтверждено ее линзовидное строение. В рамках очередного оперативного подсчета запасов залежь пласта ЮС4 (р-он скв.105) неантиклинального типа выделена в самостоятельное Верхне-Лумкойское месторождение.

Залежь литологическая, ограниченная со всех сторон зоной глинизации, размеры 6,3*10км. ВНК залежи скважиной не вскрыт, поэтому за границу залежи принята вся площадь распространения линзы. При опробовании пласта в скважине 105 был получен приток нефти дебитом 4,28 м3/сут при депрессии 17,7 Мпа.