Доклад «О состоянии окружающей природной среды Республики Ингушетия за 2010год»

Южно-Малгобекская площадь

Южно-Малгобекское поднятие выявлено сейсморазведкой МОВ ОГТ в 1989г., непосредственно к югу от Малгобек-Вознесенского нефтяного месторождения, подготовлено и рекомендовано к поисковому бурению ПО «Грознефтегеофизика». По отражающему горизонту Р_1-2-К₂ размеры поднятия по изогипсе минус 4200 м составляют 20х2,2км, высота 400м. Извлекаемые ресурсы нефти категории С₃ в отложениях верхнего мела оценены в 2957тыс.т.

На верхнемеловой нефтегазоносной площади Южно-Малгобек поисковое бурение было начато в 1993 году, по проектно-сметной документации разработанной в СевКавНИПИнефть (г. Грозный, 1991г.). Скважина №1 расположена на расстоянии 1000 м на юго-запад от скважины №121 и заложена с целью поисков нефти и газа в отложениях верхнего мела. Скважина пробурена до проектной глубины 4500 м, ожидаемый прирост запасов по категории С₁+С₂ 1479 тыс.т.

Выбор недропользователя предлагается производить на аукционной основе. При этом приоритетность в выборе при прочих равных условиях участников следует отдать ОАО «Ингушнефтегазпром», в течение многих лет проводивших бурение на площади и вложившего значительные материальные и финансовые собственные средства для продолжения работ.

По отражающему горизонту Р_1-2-К₂ поднятие представляет собой блок-антиклиналь широтного простирания, ограниченную по крыльям продольными разрывами. Размеры поднятия по изогипсе минус 4600 м составляют 15,2 х3 км, высота 400м. Ресурсы нефти (извлекаемые) в отложениях верхнего мела оценены в 2688 тыс. т.

История формирования поднятия, его морфология, наличие диагональных тектонических разрывов позволяет с достаточной уверенностью прогнозировать развитие тектонической трещиноватости в компетентных карбонатных породах верхнего мела и эоцена. Это уже подтверждено выполненным ГП НПФ «Гемма» количественным анализом динамики – сейсмозаписи на уровни временных разрезов по профилям (паспорт на структуру). В результате анализа по площади Западно-Алханчуртской структуры в эоцен-меловых отложениях зафиксированы зоны повышенной и пониженной трещиноватости пород, причем максимальная тектоническая трещиноватость приурочена к восточной части свода, восточной периклинали и к южному крылу структуры. Зона пониженной трещиноватости пород расположена на погруженных частях северного крыла и западной периклинали складки, что необходимо учесть при заложении последующих разведочных скважин. Важно вновь отметить наличие газопроявлений в скважине №1003- Алханчуртской при бурении эоценовых отложений.

Перспективы нефтегазоносности Западно-Алханчуртского погребенного поднятия в первую очередь связываются с верхнемеловыми и среднеэоценовыми (пласт F₂) карбонатными отложениями, в которых прогнозируется наличие нефтяных залежей высотой 120 м. Ресурсы нефти и газа категории С₃ для этих залежей оценены объемным методом с параметрами, принятыми по аналогии с соседними месторождениями и площадями с близкими глубинами залегания перспективных комплексов пород.

Верхний мел – площадь залежи в пределах ВНК – 4320 м равна 1362 га, средняя нефтенасыщенная мощность пород – 50 м, объем нефтенасыщенных пород – 0,6779х10⁹ м³. Коэффициенты: вторичной емкости пород 0,005; нефтенасыщенности 0,85; пересчетный – 0,752; нефтеотдачи – 0,5. Плотность нефти 0,844 г/см³, газонасыщенность 400 м³/т. Залежь массивная, водоплавающая.

Ресурсы категории С₃ составляют: нефти 1828/914 тыс.т, растворенного газа 731/365 млн.м³. Режим залежи упруговодонапорный.

Средний эоцен (пласт F₂) – в пределах ВНК – 4170 м равна 1362 га, средняя нефтенасыщенная мощность пород 20,5 м, объем нефтенасыщенных пород 0,28х10⁹ м³. Коэффициенты: вторичной емкости пород 0,0035; нефтенасыщенности 0,8; пересчетный – 0,78; нефтеотдачи – 0,5. Плотность нефти 0,864 г/см³, газонасыщенность 118 м³/т. Залежь пластовая, сводовая, подстилается пластовыми водами вблизи ВНК на погружениях складки. Режим упруговодонапорный.

Ресурсы категории С₃ составляют: нефти 526/263 тыс.т, растворенного газа 62/31 млн.м³.

Общие перспективные ресурсы УВ категории С₃ по верхнемеловым и эоценовым отложениям составляют: нефти 2354/1177 тыс.т, растворенного газа 793/396 млн.м³.

На эоцен-верхнемеловом направлении на Западно-Алханчуртской площади в 2001г. начата бурением поисковая скважина №1 Западный Алханчурт проектной глубиной 4950 м. В текущем году продолжается ее бурение за счет федеральных средств в соответствии с госконтрактом №1 от 14.12.2004 г. и доп. соглашением №3 от 15.02.2006 г. на выполнение работ по воспроизводству минерально-сырьевой базы для государственных нужд. Подрядчиком является ОАО «Ингушнефтегазпром». Задачей проводимых геологоразведочных работ является уточнение тектонического строения западной части Алханчуртской синклинальной зоны и стратиграфического расчленения разреза, изучение фильтрационно-емкостных свойств и литологического состава пород, данных по нефтегазоносности эоцена и верхнего мела с выработкой рекомендаций по дальнейшим направлениям геологоразведочных работ. Окончание работ планируется в 2006 г.

Северо-Малгобекское месторождение

Изучение собственно Северо-Малгобекской площади было начато сейсмическими исследованиями в 1967 г. и позднее было установлено наличие антиклинальной складки в нижнем структурном этаже. В 1971 г. началось разбуривание площади и в 1975 г. была получена нефть из верхнемеловых отложений.

Верхнемеловая залежь Северо-Малгобекского месторождения разрабатывалась с 1975 г. до 1995 г., когда весь фонд эксплуатационных скважин на территории РИ обводнился залежь практически выработана.

По данным пересчета запасов 2005 г. уточненные начальные запасы нефти составляют 2838/1419 тыс.т, извлекаемые запасы растворенного газа при газонасыщенности равной 88 м³/т 125 млн.м³. Накопленная добыча по верхнемеловой залежи в целом составляет 1315 тыс.т. Залежь практически выработана, остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 104 тыс.т и содержатся в сводовой части залежи, расположенной на территории республики Северная Осетия – Алания.

На территории Республики Ингушетия промышленных запасов нефти в верхнем мелу нет, проведение дополнительных работ по бурению или ремонту скважин нецелесообразно и необоснованно.

Сейсморазведкой МОВ ОГТ в пределах Северного борта Терско-Каспийского прогиба на Северо-Малгобекской структуре в терригенной толще нижнего мела зафиксированы ловушки нетрадиционного типа, связанные с зонами выклинивания и литологического замещения коллекторов, рифогенными образованиями (в валанжине). Она представляет собой ловушку УВ, контролируемую резким выклиниванием песчаных толщ неокома и структурным планом кровли аптских отложений. Размеры предполагаемой ловушки составляет 4х2,5 км, толщина 750 м. Перспективные запасы по данной площади оценены в 500 тыс. т.

Целесообразность и необходимость включения данной площади в программу лицензирования обусловлена тем, что практически все залежи нефти, связанные со структурными ловушками уже открыты, большинство из них к тому же выработаны и дальнейшее развитие нефтедобывающей промышленности республики во многом связывается с поисками залежей нефти и газа в неструктурных, сложнопостроенных, литологических, стратиграфических и комбинированных ловушках. Одним из таких объектов является Северо-Малгобекский, в котором на сейсмических профилях отмечается аномальность волнового поля в нижнемеловых отложениях, связанная, по мнению геофизиков с конусом выноса обломочного материала с северной суши. Наличие такого поля, обогащенного обломочным материалом, на общем фоне практического отсутствия коллекторов. Создает определенные предпосылки к образованию и сохранению залежей нефти в указанном поле.

В отложениях нижнего мела залежи нефти разрабатываются на следующих близлежащих с Северо-Малгобекской площадях: в альб-аптских отложениях Малгобек-Вознесенской, в барреме Заманкульской (на территории РИ), в альб-апте Брагунской, Горячеисточненской, Эльдаровской (на территории ЧР), а также в апт-готериве в Прикумском районе Ставропольского края. Все это позволяет высоко оценивать перспективы нефтегазоносности нижнемеловых отложений Северо-Малгобекской площади. Кроме того, данный объект находится вблизи Терского разлома, что повышает перспективы его нефтегазоносности.