В пограничной зоне РИ и ЧР открыто Датыхское нефтегазовое месторождение с залежами нефти в межсолевой толще титона и свободного газа в подсолевой толще оксфорда-кимериджа

В пограничной зоне РИ и ЧР открыто Датыхское нефтегазовое месторождение с залежами нефти в межсолевой толще титона и свободного газа в подсолевой толще оксфорда-кимериджа.

Большая часть разрабатываемых залежей миоценового и мелового возраста находится на завершающей стадии разработки, извлекаемые запасы нефти выработаны на 90-99%. Опоискование и разведка крупных антиклинальных структур Передовых хребтов в Западной части Терско-Каспийского прогиба практически завершены вплоть до карбонатной «надсолевой» толщи титонского яруса верхней юры.

Начальные запасы нефти открытых месторождений по состоянию на 01.01.2009г. составляли 202752/110711 накопленная добыча106224 тыс.т, остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 7776 тыс.т (из них 3010 тыс.т законсервированы из-за наличия сероводорода). Выработка НИЗ достигла 94 %, разведанность начальных сырьевых ресурсов - 89%.

Перспективные запасы нефти в эоценовых отложениях категории С₂-1764 тыс.т, перспективные ресурсы нефти категории С₃ на пяти неопоискованных структурах в эоцен-верхнемеловых отложениях составляют 8155 тыс.т. Прогнозные ресурсы нефти категорий D₁+D₂ в меловых и верхнеюрских отложениях оцениваются в 12 млн. т.

На 01.01.2009г. остаточные извлекаемые запасы растворенного газа нефтяных месторождений РИ составляют по категориям А+В+С₁ 2,175 млрд. м³ (в т.ч. по разрабатываемым 1,757 млрд. м³), категории С₂ - 0,224 млрд. м³, накопленная добыча газа 21,063 млрд.м³. С 1915 г. из мелких газовых залежей и газовых шапок нефтяных залежей миоценового возраста Малгобек-Вознесенского месторождения добыто 1,044 млрд. м³ свободного газа, новых залежей не выявлено.

В распределенном фонде пребывают два нефтяных месторождения – Алханчурткое, Заманкульское и два газонефтяных – Карабулак-Ачалукское (с Серноводским) и Малгобек-Вознесенское. Все четыре месторождения находятся в разработке, по газонефтяным ведется только добыча нефти и растворенного газа.

Анализ динамики изменения добычи нефти в республике в последние годы свидетельствует о том, что прогнозировать стабилизацию на уровне существующих объемов (порядка 120-150 тыс.т) и тем более рост добычи нефти на значительный период времени за счет истощенных залежей, разрабатываемых с 1915-1960-х гг., даже с учетом эффективного использования фонда эксплуатационных скважин, современных технологий и вторичных методов разработки нереально.

Основной для текущего и долгосрочного планирования геологоразведочных работ на нефть и газ является структура и состояние углеводородной сырьевой базы, которое приблизилось к такой степени, когда недостаточное восполнение разведанных запасов является главной причиной, ограничивающей возможности увеличения добычи нефти.

Анализ состояния сырьевой базы УВ, результатов выполненных геологоразведочных и научно-исследовательских работ, оценка перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа позволяет в качестве приоритетных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ на территории Республики Ингушетия на ближайшую перспективу выделить верхнемеловое и верхнеюрское «подсолевое» (оксфорд-кимеридж). Несмотря на то, что поисковые объекты здесь залегают на больших глубинах, именно на этих направлениях возможно открытие новых высокопродуктивных скоплений нефти, что позволит резко поднять объемы нефтедобычи.
Верхнемеловое направление ГРР
Верхнемеловые и рассматриваемые совместно с нами эоценовые (пласт F₂) отложения с 1956 г. являются главным направлением геологоразведочных работ в западной части Терско-Каспийского краевого прогиба, обеспечившими основной прирост запасов и добычи нефти.

На территории РИ открыты и введены в разработку 6 нефтяных и нефтегазовых месторождений (Карабулак-Ачалукское, Заманкульское, Серноводское, Малгобек-Вознесенское, Северо-Малгобекское и Алханчуртское-F₂) с начальными запасами нефти 110803/74147 тыс. т.

С начала разработки на 01.01.2009г. из эоцен-верхнемеловых отложений всего добыто 73490 тыс. т нефти (97,1 % НИЗ) и 17784 млн. м³ растворенного газа, остальные извлекаемые запасы нефти категории С₂ в эоценовых отложениях Серноводского и Алханчуртского месторождений составляют 1764 тыс. т. Перспективные ресурсы нефти категории С₃ числятся на 5 структурах (Южно-Малгобекской, Красногорской, Курпской, Северо-Ачалукской и Западно-Алханчуртской) в объеме 8155 тыс. т (извлекаемые), в том числе 263 тыс.т в эоцене.

Прогнозные ресурсы нефти категории Д₁ в верхнем мелу по состоянию на 01.01.1993 г. были ценены в 0,4 млн. т. (свободного газа 100 млн. м³).

Следует отметить, что на территории РИ верхнемеловые залежи нефти Заманкульского месторождения практически выработаны, а остаточные запасы нефти категорий А+В Карабулак-Ачалукского и Малгобек-Вознесенского месторождений (дающих за год более 110 тыс. т или 90 % годовой добычи нефти в РИ) обеспечат до 10 лет фонтанной эксплуатации. Наиболее значительные остаточные извлекаемые запасы нефти сосредоточены в эоцен-верхнем мелу Серноводского и Алханчуртского месторождений (кат. С₁+С₂ 2965 тыс. т), однако залежи здесь недоразведаны, ограничен фонд эксплутационных скважин.

Кроме вышеназванных структур, на территории РИ по результатам переобработки и переинтерпретации материалов сейсморазведки МОВ ОГТ (НПФ «Гемма», г. Краснодар) по эоцен-верхнемеловым отложениям выявлены 3 новых структуры: Северо-Карабулакская (включена в программный перечень нереализованных объектов 2005 г.), Северо-Ачалукская, Западно-Малгобекская и Северо-Ахловская, представляющие интерес для проведения дополнительных исследований и подготовки для поискового бурения. Глубины залегания верхнего мела на этих объектах составляют 4800-5600 м.

По состоянию на 01.01.09г. на балансе УВ по территории Ингушетии в «надсолевых» верхнеюрских отложениях числятся запасы нефти категории С₁ в объеме 1433 тыс. т и растворенного газа 660 млн. м³, накопленная добыча нефти 334 тыс. т, газа 144 млн. м³. «Надсолевая» верхняя юра опоискована глубоким бурением на всех крупных структурах Передовых хребтов и в Черногорской зоне, на территории РИ она вскрыта 45-ью скважинами и характеризуется тектоническим строением, подобным тектоники мелового комплекса пород.

Нижележащие I «солевая», «межсолевая» карбонатная, II «солевая» толща титонского яруса общей мощностью 1600-1700 м и «подсолевая» карбонатная толща оксфордского-кимериджского ярусов мощностью 700-1000 м вскрыты единичными скважинами и изучены в полосе выходов на Скалистом хребте.

Мощная подсолевая карбонатная толща (700-1000 м) кимеридж-оксфордского возраста, обладающая высокими коллекторскими свойствами пород и перекрытая надежным сульфатно-галогенным флюидоупором (II «солевая» толща титона, мощность 800-1000 м, представлена переслаиванием ангидритов, пластов каменной соли и плотных известняков) является генеральным направлением геологоразведочных работ в Терско-Каспийском прогибе на перспективу; определяющим развитие нефтегазодобычи в районах с высокой изученностью эоцен-меловых и миоценовых комплексов.

Исследования подсолевой верхней юры по вопросам тектонического строения, количественной оценки перспектив нефтегазоносности, фазового состояния залежей УВ, наличия неуглеводородных и агрессивных компонентов в пластовых флюидах велись многими организациями (МГУ, РГУ, ИГиРГИ, СевКавНИПИнефть и др.), предполагающими наличие в этой толще крупных антиклинальных структур и тектонических блоков, мощных барьерных рифовых систем и органогенных построек, содержащие крупные ресурсы нефти и свободного газа. Оценки прогнозных ресурсов УВ приводились различные, с преобладанием жидких и газообразных флюидов, но однозначно весьма крупных по объемам.

По состоянию на 01.01.1993 г. СевКавНИПИнефть оценены прогнозные ресурсы УВ верхнеюрских отложений на территории РИ следующим образом:

Категория Д₂ на глубинах 5000-7000 м нефть 11,7 / 5,3млн. т; растворенный газ 3,1 млрд. м³; свободный газ 7,9 млрд. м³; конденсат 0,3 / 0,1млн. т.

Одна из последних оценок перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений Терско-Каспийского прогиба приведена в отчете А.Н. Маркова, В.Л. Самойловича «Уточнение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности» (ООО «ИГЦ» - СКДПР, г. Ессентуки, 1999 г.) по категориям Д₁ - для глубин до 7 км и Д₂ - для глубин свыше 7 км по состоянию на 01.01 2000 г.

По перспективной территории РИ прогнозные ресурсы верхнеюрских отложений (титонский-оксфордский ярусы) составляют:

Категория Д₁: нефть 49249 / 25241 тыс. т, растворенный газ 28 / 14,2 млрд. м³, свободный газ 42,3 млрд. м³.

Категория Д₂: нефть 18098 / 9050 тыс. т, растворенный газ 12,17 / 6,08 млрд. м³, свободный газ 40,7 млрд. м³.

В том числе подсолевой нефтегазоносный комплекс:

Категория Д₁: нефть 28178 / 14090 тыс. т, растворенный газ 18,94 / 9,47 млрд. м³, свободный газ 39,7 млрд. м³.

Категория Д₂: нефть 18098 / 9050 тыс. т, растворенный газ 12,17 / 6,08 млрд. м³, свободный газ 40,7 млрд. м³.

Итого по подсолевому комплексу Д₁+Д₂:

Нефть 46276 / 23140 тыс. т, растворенный газ 31,11 / 15,55 млрд. м³, свободный газ 80,39 млрд. м³.

Эта оценка более реально отражает потенциальные возможности подсолевого комплекса пород верхнеюрского возраста.

С целью изучения строения и соотношений структурных планов мелового и юрского комплексов пород, выяснение региональных закономерностей в структуре поднадвиговых зон Передовых хребтов и поисков нетрадиционных ловушек УВ на территории РИ необходимы региональные геофизические исследования и параметрическое бурение на подсолевые верхнеюрские отложения.

НСР верхнеюрских отложений освоены на 5% и могут в перспективе стать главным направлением ГРР в республике. Учитывая высокую степень разведанности ресурсов углеводородов верхнемеловых отложений, перспективы развития нефтедобывающей промышленности Ингушетии следует связывать с поисками новых углеводородных скоплений в подсолевых юрских отложениях. Главным фактором, определяющим высокую перспективность подсолевых отложений, является высокая изолирующая способность галогенного флюидоупора, способствующая надежной сохранности скоплений углеводородов.
Лицензирование пользования недрами

В настоящее время практически все геологоразведочные работы, связанные с поисками, разведкой и эксплуатацией месторождений нефти и газа в западной части Терско-Сунженского нефтегазоносного района в административных пределах Ингушской Республики осуществляет ОАО «Ингушнефтегазпром» (ИНГП) как за счет федеральных, так и за счет собственных средств. В нефтегазогеологическом отношении «Ингушнефтегазпрому» «достались» наиболее старые и выработанные нефтяные месторождения - Малгобек-Вознесенское, Карабулак-Ачалукское и частично Заманкульское, Северо-Малгобекское, Ахловское, Харбижинское и Арак-Далатарекское. Нынешний уровень нефтедобычи (около 123 тыс.т в 2005 г.) обеспечивается преимущественно за счет лицензионной эксплуатации ИНГП в значительной мере истощенных миоценовых и меловых (верхний мел, апт, баррем) залежей Малгобек-Вознесенского, Карабулак-Ачалукского, Заманкульского и Алханчуртского месторождений. Право на добычу нефти Серноводского месторождения, до 2000 г. считавшегося участком Карабулак-Ачалукского месторождения, обеспечивается единой лицензией, выданной в 1995 г.

В 2005 г. из включенных в перечень участков недр на 2003-2004 гг., утвержденный уполномоченным представителем МПР России П.В. Садовником 06.11.2003 г., пролицензированы два участка: разведка и добыча Заманкульского месторождения – победитель аукциона ОАО «Ингушнефтегазпром»; геологическое изучение, разведка и добыча Западно-Алханчуртской миоценовой площади – победитель аукциона ООО «Инггеосервис».

Общая площадь участков недр, предоставленных в пользование в 2005 г. составляет 200 кв.км.

Из перспективных объектов, прежде всего мелового направления, с хорошими предпосылками для прироста запасов и увеличения нефтедобычи для включения в предложения к формированию перечня участков недр, планируемых на 2006 г. к предоставлению в пользование с целью геологического изучения с последующей добычей за счет средств недропользователей на аукционной основе в качестве первоочередных были предложены следующие.