Оценка ресурсов ув в кайнозойских кремнистых отложениях Охотского моря. Западно-Камчатский район

Оцениваемая зона	Эталонная зона	Уд. плотность извлекаемых ресурсов УВ эталонной зоны, тыс. т/км2	Максимальный коэффициент аналогии	Площадь оцениваемой зоны, км2	Ресурсы УВ, млн. т н.э. (извл.)	Соотношение нефти и газа, %
Центральная	зоны бассейна Санта Мария*	50*	0,5	625	15,6
Кунжикская	-«-	50*	0,5	1325	33,1
Схикийская	-«-	50*	0,5	975	24,2
Тундровая	-«-	50*	0,5	587,5	14,7
Геткинская	-«-	50*	0,5	662,5	16,6
Калаваямская	зона Оркитт, бассейн Санта Мария	64	0,5	1150	36,8
Крутогоровская	-«-	64	0,5	1225	39,2	84/16
Всего				6550	180,2
Нефть					н. – 151,2
Газ					г. - 30

* Средневзвешенная зональная плотность извлекаемых ресурсов УВ в миоценовых кремнистых отложениях бассейна Санта Мария

Наиболее перспективными зонами на открытие месторождений в кремнистых толщах являются Крутогоровская и Калаваямская с извлекаемыми ресурсами, оцениваемыми соответственно в 40 и 37 млн т. н.э.

В целом, ресурсы кремнистых толщ зон Колпаковско-Крутогоровского района оцениваются в 150 млн. т. извлекаемой нефти и в 30 млрд. м³ газа.

Колпаковско-Крутогоровский участок в верхнемиоцен-нижнемиоценовом кремнистом комплексе может содержать 615/185 млн. т нефти и около 40 млрд. м³ газа (при условии концентрации ресурсов в зонах 80% и коэффициента извлечения нефти 0,3).

Плотность геологических ресурсов УВ кремнистых толщ в целом Колпаковско-Крутогоровского района (30 тыс. км²) может составить около 20 тыс. т/км².

Центральная часть Северо-Охотского бассейна (VII)

В Северо-Охотском бассейне кремнистые толщи представлены, в основном, туфодиатомитовой и глинисто-опоковой формациями. Эталоном для этих толщ служит диатомитовый плэй бассейна Сан Хоакин (рис. 3.10) (табл. 3.6). Учитывая слабую изученность кремнистых толщ Северо-Охотского бассейна, особенно характер их латерального изменения, при оценке ресурсов расчетного участка учитывалась

Рис. 3.10

средневзвешенная зональная плотность эталона (28 тыс. т/км²) с коэффициентом аналогии 0,5.

Наиболее перспективные зоны Северо-Охотского бассейна: Чутковарско-Баланковская, Ойранско-Темповская, Моштаковская (рис. 3.11) оцениваются соответственно в 24, 19 и 12 млн. т. н.э. извлекаемых УВ (табл. 3.9).

Суммарные ресурсы трех оцениваемых по кремнистому комплексу составляют 120/35 млн. т. нефти и 20 млрд. м³ газа.

Учитывая, что в Северо-Охотском бассейне выделено 9 зон возможного нефтегазонакопления, нефтегазоносность кремнистых резервуаров всего бассейна можно оценить по нефти 1100/315, по газу 180 млрд. м³. Среднюю плотность ресурсов по кремнистому комплексу для бассейна в целом можно оценить в 25 тыс. т/км².

Таблица 3.9

Оценка ресурсов УВ в кайнозойских кремнистых отложениях Охотского моря.

Северо-Охотский район (VII)

Оцениваемая зона	Эталонная зона	Уд. плотность извлекаемых ресурсов УВ эталонной зоны, тыс. т/км2	Максимальный коэффициент аналогии	Площадь оцениваемой зоны, км2	Ресурсы УВ, млн т н.э. (извл.)	Соотношение нефти и газа, %
Чутковарско-Баланковская	Зоны диатомитового миоценового плэя бассейна Сан Хоакин	28	0,5	1724	27,1
Ойранско-Темповская	-«-	28	0,5	1834	18,7
Моштаковская	-«-	28	0,5	875	12,2
Всего				3933	55	64/36
Нефть					35
Газ					20

Восточно-Шмидтовский участок шельфа Северного Сахалина (III)

Восточно-Шмидтовский участок занимает акваторию, ограниченную на западе восточным бортом Восточно-Одоптинской антиклинальной зоны, сопровождаемой Восточно-Сахалинским разломом, на востоке – Западно-Дерюгинским разломом.

Рис. 3.11

Северная граница участка условно проводится по широте южного окончания п-ова Шмидт, южная – по широте структуры Баутинской. Общая площадь участка 7000 км².

Рассматриваемый участок характеризуется развитием миоценовых турбидитовых отложений, которые предполагаются по геолого-геофизическим данным и доказаны бурением на 4 площадях (Пела-Лэйч, Удачная, Южно-Васюканская, Савицкая). Залежи нефти открыты в турбидитовых песчаниках. Турбидитовые песчаники перемежаются с аргиллитами и алевролитами частично кремнистыми, но подстилаются по имеющимся данным верхнемиоцен-нижнемиоценовыми силицитами.

Отчетливых зон нефтегазонакопления на участке не выявлено и оценку ресурсов турбидитовых отложений можно оценить только по средней удельной плотности ресурсов аналогичного района – эталона. За такой эталонный участок принята территория бассейна Вентура-Санта-Барбара, где турбидитовый плэй содержит 23 месторождения, в том числе относительно крупных. Последние открыты как в турбидитовых песчаниках, так и в перемежающихся с ними силицитах. Удельная плотность извлекаемых запасов УВ в плэе составляет 25 тыс. т./км² (табл. 3.4).

Рассматривается два варианта оценки ресурсов расчетного участка, соответственно, с коэффициентом аналогии 0,7 и 0,5.

По первому (максимальному) варианту извлекаемые ресурсы УВ составляют 122,5 млн. т н.э., по второму - около 90 млн. т н.э. В целом можно принять, что извлекаемые ресурсы участка составляют 100 млн. т н.э. Основываясь на параметрах эталона (нефть – 76%, газ – 24%), ресурсный потенциал турбидитового участка можно оценить в порядке 250/76 млн. т нефти и 24 млрд. м³ газа. Плотность суммарных геологических ресурсов участка при таком прогнозе составляет около 40 тыс. т/км².

Важно сравнить плотности суммарных геологических ресурсов, полученные для оцениваемых районов для кремнистых толщ, с плотностями НСР УВ районов, принятых для всего разреза чехла.

Для кремнистых комплексов Пограничного бассейна в зависимости от варианта подчета плотность ресурсов находится в пределах 23-33 тыс т т./км², для Колпаковско-Крутогоровского участка – 20 тыс. т/км², для Северо-Охотского бассейна – около 25 тыс. т/км², для Восточно-Сахалинского (турбидитового) участка² 40 тыс. т/км².

Если учесть, что средняя удельная плотность НСР Пограничного участка оценивается примерно в 30-40 тыс. т, южной части Западно-Камчатского шельфа в 40-50 тыс. т, Северо-Охотского бассейна – в 25-30 тыс. т/км², а средняя (бассейновая) плотность Северо-Сахалинской НГО оценивается в 65-70 тыс. т/км², то представленные прогнозные ресурсы кремнистых комплексов Охотского моря представляются достаточно реальными, хотя несколько завышены ресурсы Северо-Охотского бассейна. Несмотря на то, что точность прогноза связана с определением коэффициента аналогии сравниваемых объектов, проведенный анализ показал, что кремнистые высокоемкие коллекторы – это реальный потенциальный резерв нефтегазоносности Охотского моря. В центральных районах, где олигоцен-неогеновые кремнистые толщи пользуются широким развитием, они могут играть роль доминантного нефтегазоносного комплекса. Такие крупные зоны возможного нефтегазонакопления как Мынгинская, Южно-Киринская и Рымникская на сахалинском шельфе (рис. 3.8), Крутогоровская и Калаваямская на шельфе Камчатки (рис. 3.12) могут содержать в кремнистых отложениях сравнительно крупные месторождения, с извлекаемыми запасами нефти 30-50 млн.т, судя по бассейнам –эталонам.

Таблица 3.10

Ресурсы УВ наиболее перспективных ЗНГН в кремнистых отложениях

(до изобаты 500 м) Охотского моря

Район, участок	Количество зон	Ресурсы УВ		Площадь зон, км2	Средняя зональная удельная плотность, тыс.т/км2
		Нефть, млн. т геол./извл.	Газ, млрд м3
Шельф Сахалина Пограничный бассейн (наиболее вероятный вариант)	9	570/170	40	64	9510
Северо-Сахалинский бассейн (Восточно-Шмидтовский участок)	-	230/76	24	40	7000
Шельф Западной Камчатки Колпаковско-Крутогоровский участок	7	500/150	30	80	6550
Центральная часть Северо-Охотского бассейна	3	115/35	20	34	3933
Всего		1415/431	114		26933

Рис. 3.12

1 В числителе – геологические, в знаменателе – извлекаемые ресурсы нефти в верхнемиоцен-нижнемиоценовом кремнистом комплексе

2 В данном случае оценивается весь турбидитовый разрез.