Нефтегазовые месторождения Красноярского края. Состояние и перспективы

Введение

Актуальность темы исследования состоит в том, что Красноярский край занимает одно из ведущих мест в России по запасам минеральных ресурсов и полезных ископаемых. В его недрах встречаются нефть, газ, железные руды, уголь, цветные и редкие металлы, нерудные минералы.
Красноярский край, даже без нефти и газа, является одним из немногих энергоизбыточных регионов России. Его топливно-энергетический комплекс давно и устойчиво базируется на угле и гидроэнергетике. Поиски нефти и газа в Красноярском крае начались с нефтепроявлений мыса Нордвик более 70 лет назад, и к концу 1960-х гг. на севере - в Усть-Енисейском районе были открыты Мессояхское, Нижнехетское, Зимнее, Пеляткинское, Южно- и Северо- Соленинское газовые и нефтегазовые месторождения. Именно их газ создал необходимые предпосылки для интенсивного развития гигантского промышленного комплекса, известного теперь под названием «Норильский никель» [1].
Главной особенностью структуры запасов является резкое преобладание запасов газа и сложных по геологическому строению нефтегазовых залежей. Соотношение запасов газа к запасам нефти составляет примерно 2:1, то есть 65% запасов – газ и лишь 35% – нефть и конденсат. Общие геологические ресурсы углеводородов края оцениваются в 18966,3 млн т.
Цель работы – проанализировать нефтегазовые месторождения Красноярского края в разрезе их современного состояния и перспектив развития.
Цель работы достигается благодаря выполнению следующих задач:
Предоставить общую характеристику запасов и добычи нефти и газа на территории Красноярского края.
Описать крупнейшие месторождения.
Оценить перспективы развития месторождений.
1 Общая характеристика запасов и добычи нефти и газа Красноярского края

По состоянию на 01.01.2019 на территории Красноярского края расположены 34 месторождения углеводородного сырья, из них 4 месторождения нефтяные, 13 – газовых, 2 – газонефтяных, 6 – газоконденсатных и 9 – нефтегазоконденсатных. Запасы нефти учитываются на 15 месторождениях, запасы газа – на 30 месторождениях, запасы конденсата – на 15 месторождениях.
Запасы углеводородного сырья (УВС) Красноярского края (согласно новой классификации) кат. А + В1 + В2 /С1 + С2 составляют: нефть (извлекаемые) – 851 750/1 038 399 тыс. т, конденсат (извлекаемые) – 37 450/58 646 тыс. т, газ свободный, включая газ газовых шапок – 929 990/1 065 114 млн м3 , газ растворенный – 101 053/130 714 млн м3 , в том числе распределенный фонд: нефть – 14 месторождений (извлекаемые) – 851 478/993 944 тыс. т, конденсат – 15 месторождений (извлекаемые) – 34 313/58 152 тыс. т, газ свободный – 22 месторождения – 829 387/997 999 млн м3 , газ растворенный – 101 029/126 139 млн м3. Средняя разведанность ресурсов в целом по Красноярскому краю, исчисляемая как отношение запасов (АВС1 + С2)/(С3 + Д1) составляет: нефть – 9,1%, газ – 4,7%
В 2018 г. добыча составила: нефть – 24 044 тыс. т, конденсат – 587 тыс. т (потери – 16 тыс. т), газ свободный, включая газ газовых шапок – 8 062 млн м3 (потери – 1 335 млн м3), газ растворенный – 1 404 млн м3 (потери – 1 139 млн м3 ). По величине извлекаемых запасов нефти (согласно новой классификации) кат. А + В1 + В2 + С1 + С2 в Красноярском крае три уникальных месторождения – Ванкорское, Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское (62,5 % разведанных запасов края), пять крупных – Тагульское, Лодочное, Пайяхское, Байкаловское и Сузунское (33,1 %), семь средних – Камовское, Собинское, Пайгинское, Осоринское, Шушукское, Борщёвское и Ичемминское (4,4 %) [4].
2 ОБЗОР КрупнейшиХ нефтегазовыХ месторождениЙ края

2.1 Месторождения Ванкорской группы

2.1.1 Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение

Вместе с расположенным неподалеку месторождениями - Сузунским, Тагульским и Лодочным - Ванкорское НГКМ образует Ванкорский кластер.Расположено на севере Края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) участки недр. Расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области в составе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).
В тектоническом отношении месторождение приурочено к Ванкорскому поднятию в северной части Лодочного вала, осложняющего южную часть Большехетской структурной террасы Надым-Тазовской синеклизы. Его продуктивные горизонты имеют песчаный состав и приурочены к нижнемеловым отложениям нижнехетской (верхний берриас - нижний валанжин) и яковлевской (средний апт - средний альб) свит. В кровле долганской свиты (верхний альб - сеноман) установлены непромышленные скопления газа. Извлекаемые запасы нефти по категориям ABC1 и С2 российской классификации на месторождении превышают 3,8 млрд баррелей (524 млн т), газа - около 106 млрд м³. Проектная мощность - 14 млн т/год нефти. Введено в эксплуатацию в августе 2009 г. [2].
К октябрю 2017 г накопленная добыча нефти на Ванкорском НГКМ достигла 150 млн т. На конец 2017 г добычу нефти на НГКМ обеспечивают 468 скважин.


Рисунок 1. Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ)[3]

2.1.2 Сузунское нефтегазовое месторождение

Сузунское нефтегазовое месторождение расположено на севере Красноярского края Российской Федерации

. Вместе с Лодочным, Тагульским и Ванкорским месторождениями входит в Ванкорский блок и относится к Большехетскому нефтегазоносному району Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Сузунское нефтегазовое месторождение было открыто в 1972 году. Запуск месторождения в полномасштабную разработку намечен на 2017 год. Однако окончательное решение по срокам ввода Сузунского ГНМ, в связи с поглощением ТНК-ВР Роснефтью, будут принимать новые акционеры. Сейчас на месторождении работает один пилотный куст, пробурены разведочные скважины.

2.1.3 Тагульское нефтяное месторождение

Тагульское нефтяное месторождение расположено в Туруханском районе, на севере Красноярского края Российской Федерации за Полярным кругом на расстоянии 1,7 тыс. км от Красноярска. В геологическом отношении Тагульское месторождение расположено в Большехетской впадине и относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Работы приурочены к выполнению программы по освоению «Ванкорского кластера». В рамках этой программы будет расширена ресурсная база компании «Роснефть» в нефтегазоносных областях Восточной Сибири. Оператором Тагульского (а также Лодочного и Сузунского) месторождения компания «Ванкорнефть» стала в ноябре 2014 года. Ранее лицензия на участок принадлежала компании ТНК-ВР. В целях обеспечения этих трех проектов энергией будет построена ГТЭС мощностью 150 МВт.
Тагульское месторождение имеет свои геологические особенности. На проекте запланирован обширный комплекс работ по дополнительной разведке и поиску новых запасов нефти. Геологоразведочные работы, проводившиеся на Тагульском месторождении компанией ТНК-ВР, показали, что извлекаемые запасы участка по категории 3Р составляют около 10,5 миллионов баррелей нефти. Название Тагульского месторождения по названию реки Тагул, имеющей несколько притоков, это Малый, Левый и Правый. Река Тагул является правым притоком реки Русская (Луце Яха), которая впадает в крупную реку Таз.

2.2 Месторождения Юрубчено-Тахомской зоны

2.2.1 Юрубченское месторождение

Юрубченское месторождение было открыто в 1981 году. Здесь продуктивными являются каверново-трещинные доломиты верхней эродированной в предвендское время части рифейских отложений. Площадь месторождения составляет 7500 км². Максимальная вскрытая мощность рифейских отложений - 1792 м. Промышленные притоки нефти и газа с конденсатом получены на Юрубченской, Вэдрэшевской и Терской площади. Максимальная высота газовой залежи составляет 90 м, нефтяной - около 50 м. Каверново-трещинные доломитовые коллекторы имеют открытую пористость от 0,1 до 1,0 %, вторичная емкость достигает 5,5 %. Залежь классифицируется как газоконденсатно-нефтяная, массивная, стратиграфически, литологически и тектонически экранированная, связанная с каверново-трещинными доломитами эрозионного выступа рифейского комплекса и перекрывающими его терригенными и терригенно-карбонатными коллекторами венда.
По запасам она относится к гигантским, по дебитам нефти - к высокодебитным, газа - к среднедебитным. Нефти легкие - (822-828 кг/м³), малосернистые (0,18-0,37 %), малосмолистые (2,43-10,75 %), содержание асфальтенов не превышает 0,12 %. Конденсаты выкипают до 200°С на 71-85 %, существенно метановые, малосернистые (0,04-0,06 %), не содержат парафинов, смол, асфальтенов. Свободные газы содержат, %: 79,5 метана, 7,5 этана, 2,0 пропана, 0,88 нормального бутана, 0,48 изобутана, 8,5 азота и до 0,5 углекислоты. Растворенные в нефти газы обогащены тяжелыми углеводородами и содержат, %: этана 13,0-18,0, пропана 5,3-12,2, азота 3,0-5,0.

2.2.2 Куюмбинское нефтегазовое месторождение

Куюмбинское нефтегазовое месторождение расположено в Красноярском крае Российской Федерации, лицензия на освоение которого принадлежит ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», планируется ввести в промышленную разработку в 2017 году На территории Байкитской НГО открыты Юрубченское и Куюмбинское месторождения, которые совместно с Терским, Мадринским, Вэдрэшевским продуктивными блоками объединены в Юрубчено-Тохомскую зону, расположенную в пределах Красноярского края вмеждуречье Подкаменной Тунгуски и Ангары. Куюмбинские нефтегазовые залежи, выявленные в рифейских отложениях, находятся в междуречье Подкаменной Тунгуски и Ангары и приурочены к центру Камовского свода. Залежь Усть-Куюмбинского поднятия - нефтегазовая, массивная, сводовая, стратиграфически и тектонически экранированная, открыта в 1973 г. Каверново-трещинный карбонатный коллектор имеет пористость доломитов 0,35-2,40 % и трещинно-каверновую емкость до 6,5 %. Проницаемость по трещинам изменяется от 0 до 5,0×10-3 мкм2. Флюидоупором служат терригенно-карбонатные породы катангской и галогенно-карбонатные породы усольской свитыВысота залежи 250 м, для нее характерны пластовые давления ниже гидростатических и температура не более +30°С. По величине запасов залежь относится к средним