Федеральное агентство по недропользованию

Омский филиал ФБУ "ТФГИ по Сибирскому федеральному округу"

Калькулятор расчета пеноблоков смотрите на этом ресурсе
Все о каркасном доме можно найти здесь http://stroidom-shop.ru
Как снять комнату в коммунальной квартире смотрите тут comintour.net
Калькулятор расчета пеноблоков смотрите на этом ресурсе
Все о каркасном доме можно найти здесь http://stroidom-shop.ru
Как снять комнату в коммунальной квартире смотрите тут comintour.net
Ноябрь 2018
Пн Вт Ср Чт Пт Сб Вс
29 30 31 1 2 3 4
5 6 7 8 9 10 11
12 13 14 15 16 17 18
19 20 21 22 23 24 25
26 27 28 29 30 1 2

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

 

Омская область принадлежит к числу регионов, с которых в конце 40-х годов прошлого века начиналось геологическое изучение Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, но в последующем, в силу складывающихся обстоятельств (открытия месторождений нефти и газа в Томской и Тюменской областях) проводилось низкими темпами. Несмотря на это, небольшим количеством скважин в период 1971–1991 гг. в северной части Омской области открыто 5 месторождений нефти и газа.

Добыча нефти и газа в Омской области начата соответственно в 1992 и 1998 гг. С 2002 г. начинается период добычи нефти в промышленных масштабах, объемы добычи нефти постоянно наращиваются, запасы нефти увеличиваются, обеспечивается их опережающий рост над объемами добычи. По состоянию на 01.01.2011 г. накопленная с 1992 г. добыча нефти по области составила более 6,8 млн т. На территории Омской области имеются перспективы выявления новых месторождений и залежей нефти и газа. В соответствии с рекомендациями ФГУП «ВНИГНИ», ИНГГ СО РАН, ФГУП «СНИИГГИМС», ФГУП «ЗапСибНИИГГ» наибольшие перспективы на нефть и газ связываются с освоением территории в северной части области. Наряду с сопредельными территориями Томской и Тюменской областей она входит преимущественно в состав Каймысовской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). Небольшая часть (северо-восток области) входит в состав Приуральской и Фроловской НГО Западно-Сибирской НГП. На территории северной части Омской области расположены 7 нефтегазоносных районов (НГР).

Все открытые месторождения нефти и газа расположены в северной части Омской области. В настоящее время в распределенном фонде недр находятся Крапивинское (юго-западная часть), Тайтымское, Прирахтовское, Тевризское месторождения. Эксплуатируются Крапивинское месторождение нефти и Тевризское газоконденсатное месторождение. На Прирахтовском и Тайтымском месторождениях проводятся работы разведочного этапа: проведена сейсморазведка, планируется бурение разведочных скважин.

Из всех компаний-пользователей недр наиболее значительные объемы геологоразведочных работ провели ОАО «Газпром нефть»«, ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «СибирьГеоТЭК», ООО «ТНК-Уват» и ОАО «Тевризнефтегаз».

Финансирование геологоразведочных работ на нефть и газ в Омской области после длительного перерыва в 1990-е годы первоначально проводилось преимущественно за счет сравнительно небольших средств федерального и областного бюджетов. Были организованы и проведены количественная и качественная оценка перспектив нефтегазоносности, подготовка программ геологоразведочных работ и лицензирования на нефть и газ (исполнитель – ИНГГ СО РАН под руководством Академика РАН Конторовича А. Э.), переобработка и переинтерпретация ранее полученных геолого-геофизических материалов (исполнитель – ОАО «Центральная геофизическая экспедиция»), создание в северной части Омской области региональной сети сейсмических профилей 2Д общей протяженностью более 2,5 тыс. п. км (1,2 тыс. п. км по работам 1973–1987 гг. и 1,3 тыс. п. км по работам 2004–2008 гг., исполнители – ФГУП «ЗапСибНИИГГ» и ОАО «Центральная геофизическая экспедиция»).

В последующем значительно возросло финансирование геологоразведочных работ на нефть и газ в Омской области за счет собственных средств пользователей недрами.

По состоянию на 01.01.2011 г. общие объемы финансирования геологоразведочных работ на нефть и газ в период 2001–2010 гг. составили:

– за счет областного бюджета – 1,2 млн руб.;

– за счет средств федерального бюджета – 99,3 млн руб.;

– за счет собственных средств пользователей недрами – 2 780 млн руб.

Геологоразведочные работы на нефть и газ за счет собственных средств пользователей недрами в пределах Омской области впервые проводились в период 2001–2010 гг. компаниями: ОАО «Сибнефть», ОАО «Газпром нефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «ТНК-Уват»; ООО «СибирьГеоТЭК», ООО «ОмскГеоТЭК», ООО «ИртышГеоТЭК», ОАО «Тевризнефтегаз», ООО «СибГеоТЭК».

Добычу нефти и газа осуществляли ОАО «Газпром нефть» на юго-западной части Крапивинского месторождения нефти и ОАО «Тевризнефтегаз» на Прирахтовском месторождении нефти и Тевризском газоконденсатном месторождении.

Выполнен следующий объем геологоразведочных работ на нефть и газ:

– сейсморазведка 2Д – 8,5 тыс. п. км на 17 участках недр, в т. ч. на Крапивинском (юго-западная часть), Прирахтовском месторождениях нефти и Тевризском газоконденсатном месторождении;

– сейсморазведка 3Д – 350 км2 с целью детального изучения геологических моделей Тайтымского и Крапивинского (юго-западная часть) месторождений нефти;

– строительство (бурение) 8 поисковых и 3 разведочных скважин;

– прирост запасов нефти составил 14,4 млн т;

– прирост перспективных ресурсов нефти составил 324 млн т.

Ряд компаний провели основные объемы сейсморазведки и приступили к бурению поисковых и разведочных скважин: ОАО «Сибнефть» и ОАО «Газпром нефть» в 2001–2007 гг. на юго-западной части Крапивинского месторождения и прилегающей к нему территории, ОАО «Сургутнефтегаз» – в 2009–2011 гг. на 2 участках недр.

Ряд компаний (ООО «ТНК-Уват», ООО «СибирьГеоТЭК», ООО «ОмскГеоТЭК», ООО «ИртышГеоТЭК», ОАО «Тевризнефтегаз») провели основные объемы сейсморазведки в 2008–2010 гг. и готовятся к бурению поисковых и разведочных скважин. Прочие только приступили на ряде участков к поисковой сейсморазведке.

У трех компаний, не начавших в течении длительного времени сейсморазведочные работы или бурение скважин, в 2011 г. досрочно аннулированы 9 лицензий на право пользования недрами.

Северная часть Омской области, наиболее перспективная на нефть и газ, характеризуется высокой заболоченностью и залесенностью территории, отсутствием дорог, низкой плотностью населения. Положительными факторами являются наличие судоходной реки Иртыш, дорог, связывающих районные центры Усть-Ишим, Тевриз, Тара, Муромцево, Седельниково с областным центром – г. Омском, ведущееся строительство федеральной трассы Тобольск–Тара (через Усть-Ишим). В непосредственной близости от северо-западной границы Омской области (на территории Томской области) имеется нефтепровод Д – 500 мм, в 2008 г. построен нефтепровод Д – 500 мм вдоль северной границы области – на территории Тюменской области.

В 2001 г. Институтом геологии нефти и газа (ИГНГ СО РАН) за счет средств федерального и областного бюджетов подготовлена и рекомендована к реализации Программа лицензирования, согласно которой недра Омской области должны быть переданы в пользование в два этапа. Первый этап подразумевает проведение лицензирования до 2015 г. только северной части Омской области, наиболее перспективной на нефть и газ. Здесь достаточно высокие степень изученности и плотность начальных геологических ресурсов (от 5 до 50 тыс. т/км2). Всего по северной части Омской области в 2001 г. выделен 41 участок недр общей площадью более 59 тыс. км2 .

При подготовке проектов перечней участков недр принимаются во внимание, в первую очередь, рекомендации вышеуказанной программы. Отношение к форме лицензирования участков недр и месторождений нефти находится в зависимости от объемов затраченных средств на геологическое изучение со стороны государства, степени геологического изучения, объемов ресурсной базы.

По участкам в северо-восточной части области, имеющих более значительные ресурсы углеводородов, выдача совмещенных лицензий планируется и осуществляется преимущественно на условиях аукционов. В северо-западной и центральной частях Омской области, где сырьевая база участков оценивается более скромно, программа лицензирования выполняется преимущественно по методу изучения рынка путем публикации объявлений на участки с целью геологического изучения. Здесь учитывается необходимость расширения минерально-сырьевой базы территории, прилегающей к районным центрам Тевриз и Усть-Ишим, где уже начато формирование нефтегазодобывающего района на базе Прирахтовского и Тевризского месторождений, а также северных районных центров Муромцевское, Седельниковское и г. Тара.

Первые лицензии на добычу нефти и газа на 3 месторождениях были выданы впервые в Омской области в период 1994–2000 гг. Реализация вышеуказанной Программы лицензирования в соответствии с утвержденными перечнями участков недр начала проводиться интенсивно, начиная с 2006 г. на основе нормативных документов, разработанных МПР России и Федеральным агентством по недропользованию. В период 1994-2011 гг. компаниям в пользование перешли 29 участков, включающих в себя и 4 месторождения нефти и газа.

Победителями аукционов стали компании: ОАО «Газпром нефть» (2 участка недр), ОАО «Тевризнефтегаз» (2 участка), ООО «ТНК-Уват» (1 участок), ОАО «Сургутнефтегаз» (2 участка), ОАО «Новосибирскнефтегаз» (3 участка), ООО «СибирьГеоТЭК» (1 участок). Кроме этого, владельцами лицензий для целей геологического изучения участков недр на углеводородное сырье за счет средств недропользователей являются: ОАО «Тевризнефтегаз» (1 участок), ООО «СибирьГеоТЭК» (3 участка), ООО «СибГеоТЭК» (5 участков), ООО «ОмскГеоТЭК» (2 участка), ООО «Росс Энтерпрайз» (5 участков), ООО «ИртышГеоТЭК» (1 участок), ООО Амтрейд» (2 участка), ООО «Партнер» (1 участок).

В настоящее время в Омской области сложилась ситуация существования динамично развивающихся двух центров добычи нефти и газа. Первый – в северо-восточной части области на базе освоения Крапивинского месторождения нефти компанией ОАО «Газпром нефть». В последние годы на прилегающих территориях также начали работу по изучению недр другие крупные компании: ОАО «ТНК-Уват» и ОАО «Сургутнефтегаз». Второй центр – в северо-западной части области, в непосредственной близости от р. ц. Тевриз, создан на базе освоения Тевризского газоконденсатного (для местных промышленных и бытовых нужд) и Прирахтовского месторождения нефти. Здесь задействовано 8 компаний, которые проводят геологическое изучение на нефть и газ обширной территории площадью более 22 тыс. км2.

По сути дела в последние годы процесс изучения на нефть и газ пользователями недр в северной части Омской области только начал широко разворачиваться. При реализации условий лицензионных соглашений по проведению геологоразведочных работ и освоению месторождений можно будет ожидать значительное обеспечение прироста запасов нефти и газа и дальнейшее развитие темпов добычи в Омской области.

В основную Программу лицензирования на 2012 г. на углеводородное сырье по Омской области предлагается 7 участков недр (6 участков – для геологического изучения и 1 – на условиях аукциона).

2. СОСТОЯНИЕ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ ОМСКОЙ ОБЛАСТИ

 

Последняя оценка ресурсной базы углеводородов по Омской области проведена ВНИГНИ и ИНГГ СО РАН, утверждена в МПР России по состоянию на 01.01.2002 г. (Протокол Роснедра № 07/190-пр от 29.06.2005 г.) на основании рекомендации Западно-Сибирской экспертно-методической рабочей группы по количественной и геолого-экономической оценке перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

По сравнению с предыдущей оценкой 1993 г. произошло существенное увеличение (в 2,6 раза) начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ до 756/229 млн т (Протокол Роснедра № 07/190-пр от 29.06.2005 г.). В течение последних лет произошло изменение структуры НСР УВ по Омской области, что связано с процессами, обусловленными ростом добычи, приростом запасов и перспективных ресурсов нефти и газа.

Динамика добычи и прироста запасов нефти и газа в Омской области

По итогам года

Нефть, тыс. т

Газ, млн м3

Запасы

(извлек.,

В+С1+ С2)

 

Добыча / прирост запасов)

Запасы свободного газа

(извлекаемые, С1+С2)

 

Добыча/ прирост запасов

1998

14 594

647

– / –

1999

14 594

644

3 / –

2000

14 594

0 / –

641

3 / –

2001

22 015

0 / 7 421

632

9 / –

2002

23 144

64 /129

620

12 / –

2003

22 859

285 / –

607

13 / –

2004

21 826

498 / –

594

13 / –

2005

22 502

952 / 676

584

10 / –

2006

21 390

1 112 / –

572

12 / –

2007

22 675

1 130 / 1 285

557

15 / –

2008

23 764

1 126 / 1 089

543

14 / –

2009

22 881

883 / –

533

10 / –

2010

21 488

746 / –

526

7 / –

Накопленная добыча газа в Омской области за период с 1998 по 2010 гг. составила 121 млн м3, конденсата – 1 тыс. т; газа, растворенного в нефти – 335 млн м3. Кроме этого, на Прирахтовском месторождении добыча нефти в малых объемах (всего 12 тыс. т) проводилась в 1992–1993 гг. и 2004–2005 гг.

Опережающий прирост запасов и основной объем добычи нефти в Омской области обеспечивался до 2009 г. на юго-западной части Крапивинского месторождения (ОАО «Газпром нефть»).

Ранее, по состоянию на 01.01.2009 г., на Государственном балансе запасов полезных ископаемых в Омской области было всего 7 локальных структур с перспективными ресурсами по категории С3 –61,53 млн т. В 2009–2010 гг. площадными сейсморазведочными работами 2Д подготовлено к бурению дополнительно 13 локальных структур на 8 участках недр. Перспективные ресурсы углеводородов по категории С3 значительно выросли.

Прирост запасов и ресурсов нефти и газа в ближайшие годы будет осуществляться также при реализации планов многих других пользователей недрами, активно начинающих свою деятельность.

Нефть. Начальные суммарные ресурсы нефти (НСР) по Омской области составляют 221,1 млн т (извлекаемые).

По состоянию на 01.01.2010 г. извлекаемые запасы нефти по категориям В+С12 – 21,5 млн т (в распределенном фонде недр – 20,3 млн т), перспективные ресурсы категории С3 – 342,5 млн т (все в РФН), накопленная добыча нефти – 6,8 млн т.

Государственным балансом запасов полезных ископаемых в Омской области учтено 4 нефтяных месторождения. Нефти месторождений преимущественно легкие (до 0,87 г/см3), среднесернистые (0,5–2,0 %), малопарафинистые (Прирахтовское и Крапивинское месторождения) и высоко-парафинистые (Ягыл-Яхское и Тайтымское месторождения). По величине извлекаемых запасов нефти все месторождения являются средними и мелкими.

Все месторождения расположены в северной части Омской области в пределах Каймысовской НГО. В распределенном фонде недр находятся Крапивинское, Тайтымское и Прирахтовское. Эксплуатируется пока только Крапивинское месторождение. На Прирахтовском и Тайтымском месторождениях проводятся геологоразведочные работы разведочного этапа: проведена сейсморазведка, планируется бурение разведочных скважин, ввод в разработку намечен на ближайшие годы.

Газ. Начальные суммарные ресурсы (НСР) свободного горючего газа по Омской области составляют 0,6 млрд м3, растворенного в нефти горючего газа (извлекаемые) – 7,3 млрд м3. Накопленная добыча газа на Тевризском газоконденсатном месторождении за период с 1998 по 2010 г. составила 121 млн м3, конденсата – 1 тыс. т; газа, растворенного в нефти (юго-западная часть Крапивинского месторождения нефти), – 335 млн м3.

Запасы свободного газа сосредоточены на Тевризском газоконденсатном месторождении, расположенном в пределах Прииртышского НГР. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию в пределах Красноленинской мегамоноклизы. Тевризское месторождение открыто в 1971 г. Продуктивными являются песчаные пласты ачимовской пачки нижнего мела. Месторождение разрабатывается компанией ОАО «Тевризнефтегаз». Добыча газа ведется для местных нужд трех северных районов Омской области. Запасы свободного газа по состоянию на 01.01.2011 г. составляют по категории С1 – 0,526 млрд м3, накопленная добыча (НД) за период эксплуатации 1998–2008 гг. составила 0,121 млрд м3.

Все подсчитанные запасы растворенного в нефти горючего газа поставлены на государственный баланс только по юго-западной части Крапивинского месторождения нефти. Месторождение разрабатывается компанией ОАО «Газпром нефть». Запасы попутного нефтяного газа по состоянию на 01.01.2011 г. составляют по категории B+С1 – 0,462 млрд м3, по категории С2 – 0,033 млрд м3, накопленная добыча (НД) за период эксплуатации 2002–2009 гг. составила 0,335 млрд м3.

Прирост запасов нефти и газа в ближайшие годы будет обеспечиваться при реализации планов пользователей недрами, ведущих геологическое изучение на участках недр.

3. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ УЧАСТКОВ НЕДР, ПРЕДЛАГАЕМЫХ К ЛИЦЕНЗИРОВАНИЮ В 2012 ГОДУ

 

Ниже дается краткое описание 7 участков нераспределённого фонда недр общей площадью более 12,1 тыс. км2 на углеводородное сырье на территории Омской области, предлагаемых к лицензированию в 2012 г. В пределах участков недр имеются: одно месторождение нефти, слабо подготовленные структуры, где проводилось поисковое бурение в незначительном объеме, а также не разбуренные структуры.

Ранее лицензии выдавалась на Мисский (досрочно отозвана в 2011 г.) и Приграничный (закончился срок пользования в 2007 г., не изучен в южной части) участки для геологического изучения.

Значительная часть участков была ранее включена в утвержденные Перечни участков недр по Омской области, предлагаемые для предоставления в пользование. Ниже указаны даты утверждения последнего перечня для участков:

Южная часть участка Приграничный – 16.03.2010 г.;

Когитский участок – 16.03.2010 г.;

Мисский участок – 30.11.2006 г.;

Баклянский участок – 17.01.2006 г.;

Орловский участок – 30.11.2006 г.;

Муромцевский участок – 30.11.2006 г.

Особо охраняемых природных территорий (ООПТ) федерального значения нет. В пределах одного участка (Никольский) восточную часть территории занимает ООПТ регионального значения – природный зоологический заказник «Аллапы». В соответствии с утвержденным положением в его пределах допускается проведение геологоразведочных работ и разработка полезных ископаемых.

3.1 Южная часть участка Приграничный

Административное положение. Приграничный участок недр (см. рисунок) расположен в северо-восточной части Омской области на землях Тарского района. Южная часть участка Приграничный включает в себя Ягыл-Яхское месторождение нефти и имеет площадь (в соответствии с расчетами ВНИГНИ, 2010 г.) – 650 км2.

Тектоническая приуроченность. В тектоническом отношении участок приурочен к восточному склону Верхнедемьянского мегавала, юго-западному склону Каймысовского вала и разделяющими их Осевому врезу.

Инфраструктура. Участок расположен в непосредственной близости от северо-восточной границы Омской области и Крапивинского месторождения нефти. Территория участка покрыта преимущественно смешанными лесами и болотами. На самом участке нет населенных пунктов. Расстояние по прямой от участка до г. Тары – 100 км. Последний в свою очередь связан с г. Омском профилированной асфальтированной дорогой (300 км) и имеет порт на судоходной реке Иртыш. От г. Тары до разрабатываемого Крапивинского месторождения имеется дорога. Часть дороги (40 км) асфальтирована, далее (120 км) идет грунтовая дорога (зимник), отсыпанная на болотистых участках. На расстоянии примерно 150 км от г. Тары зимник проходит непосредственно через Ягыл-Яхское месторождение.

Изученность участка: Общий объём сейсморазведочных работ МОГТ–2Д на территории южной части участка Приграничный составляет в настоящее время 631 п. км при плотности сети профилей 0,97 км/км2. Из них 596 п. км отработано в 1984–1989 гг. за счет государственных средств, прочие 35 п. км отработаны в 2001 г. недропользователем ОАО «Сибнефть».

В 1982–1988 гг. за счет государственных средств в пределах Кулайской (скв. № 2), Северо-Кулайской (скв. № 11), Сапрыкинской (скв. № 2), Ягыл-Яхской (скв.№№ 1–5, 7, 8) структур пробурено 10 поисковых скважин (26 517 п. м).

Нефтегазоносность. Участок приурочен к Демьянскому и Нюрольско-Колтогорскому НГР Каймысовской НГО. Плотность начальных геологических ресурсов (по оценке ИНГГ СО РАН) – до 50 тыс. т/км2.

Приграничный участок (без Ягыл-Яхского месторождения) был передан первоначально в 2000 г. для геологического изучения недропользователю ОАО «Сибнефть» (в 2006 г. переоформлено на ОАО «Газпром нефть») на срок до 31.12.2007 г. Недропользователь за 7 лет выполнил только часть намеченных ГРР в северной части участка. Срок пользования Приграничным участком у недропользователя закончился в 2007 г. Южная часть участка недропользователем не изучалась, полевые ГРР практически не проводились. По южной части участка недропользователем проведена переобработка имеющейся геолого-геофизической информации. Здесь выделены ряд перспективных на нефть и газ зон (структур): Верхне-Ягыл-Яхская группа л. п., Осевое л. п. Вышеуказанные структуры приурочены к северной и восточной частям участка недр. Слабо изученными (преимущественно это сейсморазведка МОВ) являются части структур, расположенные на границах участка (Кулайская, Северо-Кулайская, Сапрыкинская), где ранее проводилось бурение в небольших объемах.

Требуется постановка разведочных работ в пределах собственно Ягыл-Яхской структуры (Ягыл-Яхское месторождение нефти). Площадь нефтеносности, установленная в процессе поисково-оценочных работ, составляет 11 кв. км. Ягыл-Яхское поднятие было подготовлено к бурению сейсмическими работами МОВ в 1962–1963 гг. Все поисково-разведочные работы выполнены за счет государственных средств. В тектоническом отношении Ягыл–Яхское поднятие осложняет Верхне-Демьянский мегавал, характеризующийся наличием многочисленных тектонических нарушений. По основному отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) Ягыл-Яхская структура представляет собой антиклиналь неправильной формы, вытянутую в меридиональном направлении. Размеры структуры по оконтуривающей изогипсе –2 360 м составляют 10 на 5 км, амплитуда 105 м, площадь 34 кв. км. Год открытия месторождения – 1982.

Всего на Ягыл-Яхском месторождении открыто две залежи:

1) Залежь пласта М (кровля доюрских образований) установлена только в сводовой части структуры в коре выветривания раздробленных сиенито–диоритов. Дебит парафинистой нефти 9,1 куб.м/сут на штуцере 5 мм. Площадь нефтеносности 2,15 кв. км, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта не установлена, условно принята – 3,6 м.

2) Залежь пласта Ю2 (кровля тюменской свиты средней юры) вскрыта на склонах структуры. Дебит парафинистой нефти в скважине № 2 составил 1,65 куб. м/сут переливом.

Площадь нефтеносности – 11,05 кв. км, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта – 4,5 м, общая – 14,4 м. Залежь нефти в пласте Ю2 вскрыта только на склонах структуры; в 3-х скважинах коллекторские свойства пород ухудшены, вследствие чего получены слабые притоки или приток вообще отсутствует, хотя в керне отмечались и запах нефти, и пропитанность ею. Предполагается, что насыщение нефтью кровельной части рыхлых доюрских образований в своде Ягыл-Яхской структуры произошло за счет поступления нефти из пласта Ю2, развитого на склонах.

Залежь нефти в пласте Ю2 структурно-кольцевая, переходящая к своду в массивную залежь пласта М. Для последней положение ВНК не установлено. Нефть из обоих пластов близка по свойствам: плотность 0,842 г/см3 (пласт М) и 0,836 г/см3 (пласт Ю2), вязкость при температуре +50˚С –10,8 Сп, содержание парафина 12,6–15,2 %; до 200˚С выкипает 7,8–8 %; до 300˚С – 21 и 28,6 % соответственно по пласту М и пласту Ю2; содержание серы 0,03 %.

В 1984 г. в ЦКЗ Мингео по Ягыл-Яхскому месторождению принято на баланс 0,5 млн т извлекаемых запасов нефти (в том числе 0,09 млн т по пласту М и 0,41 млн т по пласту Ю2) по категории С1. По категории С2 извлекаемые запасы нефти составляют 0,7 млн т (пласт Ю2). Площадь нефтеносности может быть существенно увеличена за счет неохваченных бурением восточного и юго-западного склонов структуры. По геологическому строению месторождение относится к очень сложным с трудно извлекаемыми запасами. При этом отсутствует достоверная модель месторождения и обоснование подсчетных параметров, в первую очередь фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и коэффициента извлечения нефти.

На территории участка в 2003 г. проведена переинтерпретация сейсмического материала прошлых лет, в дальнейшем необходимо выполнить углеводородную съемку, дополнительно определенный объем сейсморазведки 2Д и 3Д, на Ягыл-Яхском месторождении пробурить разведочные скважины, на остальной территории участка – поисковые скважины. Наряду с разведкой предусматривается добыча нефти.

Расстояние между Ягыл-Яхским и Крапивинским месторождениями всего 17–20 км. Для организации транспортировки нефти от Крапивинского месторождения построен нефтепровод ø-300 до существующего нефтепровода ø-500 на Игольско-Таловом месторождении (Томская область). Аналогичный нефтепровод длиной около 80 км можно построить до существующего нефтепровода на территории Томской области.

Ближайшими к южной части Приграничного участка месторождениями нефти являются:

а) в Омской области – Крапивинское (5 км).

б) в Томской области – Игольско-Таловое (35 км), Карайское (15 км), Западно-Карайское (5 км).

Состояние запасов (ресурсов) нефти и газа. Извлекаемые запасы нефти Ягыл-Яхского месторождения, числящиеся на Государственном балансе полезных ископаемых, составляют по категориям: С1 – 0,5 млн т; С2 – 0,7 млн т.

Прогнозные извлекаемые ресурсы (оценка ВНИГНИ, 2010 г.) категории Д1 – 4,8 млн т, Д– 2,1 млн т.

Ранее участок предлагался неоднократно (2008–2010 гг.) к лицензированию на условиях аукциона. Аукционы не состоялись (заявки не подавались). Объект не реализован. Южная часть участка Приграничный повторно предлагается для предоставления в пользование в 2012 г. на условиях аукциона для геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья.

 

3.2. Мисский участок

Административное положение. Мисский участок недр (см. рисунок) расположен в северо-западной части Омской области на землях Усть-Ишимского и Тевризского районов. Северная граница участка проходит по административной границе с Тюменской областью. Площадь участка (в соответствии с расчетами ВНИГНИ, 2006 г.) – 1 309 км2.

Тектоническая приуроченность. В тектоническом отношении участок приурочен к восточному склону Красноленинской мегамоноклизы.

Инфраструктура. Территория участка покрыта смешанными лесами и болотами. Расстояние от южной границы участка до районного центра Тевриз составляет 20 км. Райцентр Тевриз связан с г. Омском профилированной асфальтированной дорогой (471 км) и расположен на берегу судоходной реки Иртыш – левого притока реки Обь. В непосредственной близости от р. ц. Тевриз находится разрабатываемое Тевризское газоконденсатное месторождение, на котором с 1998 г. ведется добыча газа для местных нужд, построен газопровод диаметром 200 мм от р. ц. Тевриз до г. Тара. Освоение территории Мисского участка предусматривает строительство временных дорог-зимников и использование небольшого количества имеющихся в южной части участка грунтовых дорог.

Изученность участка. Изученность сейсморазведочными работами МОВ – 306 км при плотности сети профилей 0,23 км/км2. Протяженность части регионального профиля МОГТ «125.87.01» на территории участка составила 40 км. На участке не выявлены локальные структуры. Бурение геологоразведочных скважин не проводилось.

Нефтегазоносность. Участок приурочен к Прииртышскому НГР Каймысовской НГО. Плотность начальных геологических ресурсов (по оценке ИНГГ СО РАН) – до 30 тыс. т/км2. Ближайшими к участку месторождениями нефти являются:

а) в Омской области – Прирахтовское (40 км), Тайтымское (60 км);

б) в Тюменской области – Урненское (90 км), Пихтовое (95 км).

Состояние запасов (ресурсов) нефти и газа. Подготовленные и предварительно оцененные запасы нефти и газа на участке отсутствуют, прогнозные извлекаемые ресурсы (оценка ВНИГНИ, 2007 г.) категории Д1 – 4,0 млн т.

Мисский участок был ранее передан для геологического изучения в 2007 г. Досрочно прекращено право пользования недрами Мисского участка 27.06.2011 г. Недропользователем (ООО «Росс Энтерпрайз») за 4 года не проводились какие-либо геологоразведочные работы.

Мисский участок недр повторно предлагается к лицензированию в 2012 г. для геологического изучения на углеводородное сырье за счет собственных средств недропользователей.

3.3 Когитский участок

Административное положение. Когитский участок нераспределённого фонда недр (см. рисунок) расположен в Тарском районе Омской области. Площадь участка составляет (в соответствии с расчетами ВНИГНИ, 2010 г.) – 1 868 км2.

Тектоническая приуроченность. В тектоническом отношении участок приурочен преимущественно к центральной части Верхнедемьянского мегавала, юго-западная и северная части участка приурочены соответственно к Ерытовскому прогибу и Северо-Карандашовскому врезу.

Инфраструктура. Территория участка покрыта смешанными лесами и болотами. В 65 км к юго-западу от границы участка расположен поселок и речной порт Знаменское, а в 85 км на юг – город Тара. Все перечисленные населенные пункты связаны с г. Омском дорогой с асфальтовым покрытием. На самом участке дорог нет.

Изученность участка. В пределах Когитского участка выполнено 468 км сейсмических профилей МОВ и 114 км – МОГТ, в т. ч. – часть регионального профиля «Омск-3» (58 км) отработана в зимний период 2005–2006 гг. Плотность сейсмических профилей МОВ и МОГТ за весь период проведения геологоразведочных работ составила соответственно 0,25 и 0,06 км/км2. В пределах Когитского участка пробурено четыре поисковых скважины (1-я Когитская – 1969 г., 1-я и 2-я Восточно-Когитские – в 1984 и 1986 гг., 1-я Кулайская – 1964 г.), объем бурения составил 10 164 м. Изученность территории глубоким бурением составляет 1 скважина на 469 км2 или 5,4 м/ км2.

По результатам сейсморазведочных работ МОВ выявлено три структуры: Когитская, Восточно-Когитская, Кулайская (западная часть), изученные частично глубоким бурением.

Нефтегазоносность. Участок приурочен к Демьянскому НГР Каймысовской НГО.

Плотность начальных геологических ресурсов (по оценке ИНГГ СО РАН) – до 50 тыс. т/км2.

Ближайшими к участку месторождениями нефти являются:

а) в Омской области – Прирахтовское (115 км), Тайтымское (60 км), Ягыл-Яхское (5 км), Крапивинское (25 км);

б) в Томской области – Игольско-Таловое (80 км);

в) в Тюменской области – Урненское (70 км), Усть-Тегусское (50 км).

Состояние ресурсов и запасов нефти. На участке запасов нефти и газа не выявлено. Прогнозные извлекаемые ресурсы (оценка ВНИГНИ) категории Д1 – 8,4 млн т.

Ранее на Когитский участок недр объявлялись аукционы, которые не состоялись по причине неоплаты задатка двумя компаниями (2007 г.) либо по причине неподачи заявок (2009 и 2010 гг.). Объект не был реализован.

Когитский участок недр предлагается к лицензированию в 2012 г. для геологического изучения на углеводородное сырье за счет собственных средств недропользователей.

3.4 Баклянский участок

Административное положение. Баклянский участок недр (см. рисунок) расположен в северо-восточной части Омской области в пределах Седельниковского и Тарского районов. Площадь участка составляет (в соответствии с расчетами ВНИГНИ, 2006 г.) 1 945 км2.

Тектоническая приуроченность. В тектоническом отношении участок приурочен к южному склону Верхнедемьянского мегавала (Баклянское и Ельшинское поднятия) и юго-западному борту Нюрольской мегавпадины (Айсазское поднятие).

Инфраструктура. Территория участка покрыта преимущественно смешанными и хвойными лесами и болотами. Участок непосредственно примыкает в юго-восточной части к районному центру Седельниково, на северо-востоке граничит с Томской и Новосибирской областями. Седельниково связано с г. Омском асфальтированной дорогой (302 км). В 40 км на северо-восток от Баклянского участка расположено разрабатываемое Игольско-Таловое месторождение нефти (Томская область) с нефтепроводом ø – 500. На самом участке имеется небольшое количество грунтовых дорог (преимущественно в южной части участка). Прочие грунтовые дороги можно использовать преимущественно в зимнее время по причине заболоченности.

Изученность. Объем сейсморазведочных работ МОВ на территории участка составил 570 км при плотности сети профилей 0,293 км/км2, общий объем работ МОГТ – 203 км/км2 при плотности сети профилей 0,1 км/км2. За счет средств федерального бюджета отработаны частично через Муромцевский участок недр два региональных сейсмических профиля: «125.86.02» – 39 п. км (1986 г.) и «Омск-6» – 52 км (2008 г.). На территории участка пробурено 10 геологоразведочных скважин (29 336 п. м), что обеспечило плотность изучения 2 м/ км2 площади.

Айсазская структура подготовлена работами МОВ в 1968 г. По основному отражающему горизонту IIа, в пределах оконтуривающей изогипсы – 2 680 м, размеры структуры 12 на 33 км, амплитуда 75 м, общая площадь 198 км2 (частично находится в Томской области). В 1979–1980 гг. пробурено две поисковые скважины.

Ельшинская структура выявлена сейсморазведочными работами МОВ в центральной части Баклянского участка, к глубокому бурению не подготовлена из-за недостаточной плотности профилей.

Вне вышеперечисленных структур, в пределах Южно-Нюрольской мезовпадины пробурены две скважины для геологического изучения: параметрическая № 68 – Успенская (1986 г.) и поисковая № 2 – Орловская (1987 г.).

Баклянская структура подготовлена к бурению сейсморазведочными работами МОВ в 1965 г. По основному отражающему горизонту IIа размеры структуры 15 на 4 км по оконтуривающей изогипсе – 2 550 м, амплитуда – 25 м. Пробурено 6 поисковых скважин в 1966–1983 гг.

В 2008 г. через участок с юго-запада на северо-восток отработан региональный профиль «Омск–6» – 52 км. По итогам комплексирования результатов обработки сейсмических материалов, данных углеводородно-поисковой съёмки, тепловой съемки, гамма-поисковой съемки вдоль профиля «Омск–6» был выделено ряд нефтеперспективных зон, благоприятных для обнаружения скоплений нефти и газа. В пределах Баклянского участка на профиле «Омск–6» выявлены 3 таких зоны.

Нефтегазоносность. Участок приурочен к Демьянскому, Нюрольско-Колтогорскому и Пологрудовскому НГР Каймысовской НГО. Плотность начальных геологических ресурсов (по оценке ИНГГ СО РАН) – до 50 тыс. т/км2.

Промышленных притоков нефти и газа в скважинах не получено.

Признаки нефтегазоносности отмечены в керне скважин №№ 1, 3, 4, 6 Баклянской площади в интервалах отложений баженовской свиты.

В скважинах №№ 1 и 3 из отложений баженовской свиты верхней юры получены непромышленные притоки нефти.

Первые скважины №№ 1, 2, 5 были пробурены в 1966–1967 гг. По причине низкого выхода керна признаки нефтегазоносности в керне не были выявлены.

В скважине № 1 были вскрыты юрские отложения в инт. 2 500–2 720 м, палеозойские образования – в инт. 2 720–2 740 м. При испытании палеозоя, пластов тюменской (пласты Ю2–5), васюганской (пласт Ю1), баженовской (пласт Ю0) свит были получены притоки пластовой воды с пленкой густой черной парафинистой нефти. По причине негерметичности эксплуатационной колонны фактическая приуроченность нефти к определенному пласту не была установлена.

В скважинах №№ 2 и 5 баженовская свита не испытывалась. При испытании отложений васюганской (пласт Ю1) свиты получены притоки пластовой воды.

В последующем (1981–1983 гг.) было пробурено еще 3 скважины (№№ 3, 4, 6) со вскрытием проектного горизонта – отложений баженовской (пласт Ю0) свиты. В керне, поднятом из интервалов баженовской (пласт Ю0) свиты, в скважинах №№ 3, 4, 6 были выявлены признаки нефтенасыщения. По данным литологического изучения керна отложения баженовской свиты представлены битуминозными аргиллитами разной плотности, тонко-горизонтально-слоистыми, участками трещиноватыми с нефтепроявлениями в виде пятен и капель нефти.

В скважине № 4 при испытании в колонне притока не получено, при промывке скважины водой наблюдалась пленка нефти.

В скважине № 6 при испытании в колонне притока не получено.

В скважине № 3 ниже подошвы баженовской (пласт Ю0) свиты пробурено 14 м – васюганская свита: по керну нефтепризнаков нет, при испытании притока не получено. При испытании в колонне из инт. 2 554–2 594 м (пласт Ю0 баженовской свиты) получен приток нефти дебитом 4 м3/сут при депрессии на пласт 124 ат.

Состояние ресурсов и запасов нефти. Подготовленные и предварительно оцененные запасы нефти и газа на участке отсутствуют. Прогнозные извлекаемые ресурсы по данным ВНИГНИ на основании количественной оценки ресурсов УВС России (по состоянию на 01.01.2002 г.) категории Д1 – 8,8 млн т.

Ранее участок предлагался (2005 и 2006 гг.) к лицензированию на условиях аукциона. Аукционы не состоялись (заявки не подавались). Объект не реализован. Баклянский участок недр повторно предлагается. к лицензированию в 2012 г. для геологического изучения на углеводородное сырье за счет собственных средств недропользователей.

3.5 Орловский участок

Административное положение. Орловский участок недр (см. рисунок) расположен в восточной части Омской области в пределах Седельниковского и Муромцевского районов. Площадь участка составляет (в соответствии с расчетами ВНИГНИ, 2006 г.) 1 107 кв. км.

Тектоническая приуроченность. В тектоническом отношении западная часть участка приурочена к Южно-Нюрольской мезовпадине Нюрольской мегавпадины, восточная часть участка – к Севеверо- Межовской мегамоноклинали.

Инфраструктура. Территория участка покрыта преимущественно смешанными лесами и болотами, особенно сильно заболочена юго-восточная часть участка. Участок непосредственно примыкает к районному центру Седельниково, на востоке граничит с Томской областью. Районный центр Седельниково связан с г. Омском асфальтированной дорогой (302 км). На самом участке (преимущественно в северной части участка) имеются ряд населенных пунктов (села), связанные грунтовыми дорогами.

Изученность. Объем сейсморазведочных работ МОВ на территории участка составил 444 км при плотности сети профилей 0,43 км/км2.

В последующем отработаны частично (50 км) через Орловский участок недр 2 региональных сейсмических профиля: «I-Ж» – 50 км (2004 г.) и «Омск–6» – 17 км (2008 г.). По итогам комплексирования результатов обработки сейсмических материалов, данных углеводородно-поисковой съёмки, тепловой съемки, гамма-поисковой съемки вдоль профиля «Омск–6» в пределах Орловского участка было выделено 2 нефтеперспективные зоны, благоприятных для обнаружения скоплений нефти и газа. На территории участка пробурена одна поисковая скважина № 1 Орловская (1973 г.) глубиной 3 181 м, что обеспечило 3 м/ км2 площади.

Орловская структура подготовлена к бурению сейсморазведочными работами МОВ в 1973 г. По основному отражающему горизонту IIа размеры структуры 18 на 10 км по оконтуривающей изогипсе – 2 600 м, амплитуда – 50 м. В пределах структуры пробурена одна скважина № 1 Орловская. В западной части участка выявлен Кейзесский перегиб.

Нефтегазоносность. Участок приурочен к Нюрольско-Колтогорскому и Пологрудовскому НГР Каймысовской НГО. На территории участка признаков нефтегазоносности не выявлено. На соседней Баклянской площади (Баклянский участок) из отложений баженовской и васюганской свит верхней юры получены непромышленные притоки нефти.

Плотность начальных геологических ресурсов (по оценке ИНГГ СО РАН) – до 30 тыс. т/км2.

Ближайшими к участку месторождениями нефти являются:

а) в Омской области – Ягыл-Яхское (90 км), Крапивинское (115 км);

б) в Томской области – Игольско-Таловое (80 км);

в) в Новосибирской области – Межовское (130 км).

Состояние ресурсов и запасов нефти. Подготовленные и предварительно оцененные запасы нефти и газа на участке отсутствуют. Прогнозные извлекаемые ресурсы по данным ВНИГНИ на основании количественной оценки ресурсов УВС России (по состоянию на 01.01.2002 г.) категории Д1 – 7,4 млн т.

Ранее участок предлагался (2006 и 2007 гг.) к лицензированию на условиях аукциона. Аукционы не состоялись (заявки не подавались). Объект не реализован. Орловский участок недр повторно предлагается к лицензированию в 2012 г. для геологического изучения на углеводородное сырье за счет собственных средств недропользователей.

3.6 Муромцевский участок

Административное положение. Муромцевский участок недр (см. рисунок) расположен в восточной части Омской области в пределах Седельниковского и Муромцевского районов. Площадь участка составляет (в соответствии с расчетами ВНИГНИ, 2006 г.) – 2 135 км2.

Тектоническая приуроченность. В тектоническом отношении западная часть участка приурочена к южному склону Васильевского мезовала Пологрудовского мегавала, восточная часть участка приурочена к Южно-Нюрольской мезовпадине Нюрольской мегавпадины.

Инфраструктура. Территория участка покрыта преимущественно смешанными, хвойными лесами и болотами. Участок непосредственно примыкает в южной части к районному центру Муромцево, на востоке граничит с Новосибирской областью. Муромцево связано с г. Омском (229 км) и районным центром Седельниково (дорога проходит через западную часть участка) дорогой с твердым покрытием. На самом участке имеются ряд населенных пунктов, связанных грунтовыми дорогами.

Изученность. Объем сейсморазведочных работ МОВ на территории участка составил 614 км при плотности сети профилей 0,29 км/км2. В последующем отработаны частично через Муромцевский участок недр 2 региональных сейсмических профиля: «118.89.03» –42 п. км (1989 г.) и «Омск–6» – 76 км (2008 г.). По итогам комплексирования результатов обработки сейсмических материалов профиля «Омск-6» и данных углеводородно-поисковой съёмки, тепловой съемки, гамма-поисковой съемки вдоль профиля «Омск–6» в пределах Муромцевского участка было выделено 6 нефтеперспективных зон, благоприятных для обнаружения скоплений нефти и газа. На территории участка пробурена одна поисковая скважина № 1 Муромцевская (1970 г.) глубиной 2 905 м, что обеспечило плотность изучения 1 м/км2 площади.

Муромцевская структура подготовлена к бурению сейсморазведочными работами МОВ в 1969 г. По основному отражающему горизонту IIа размеры структуры 37 на 20 км по оконтуривающей изогипсе – 2 600 м, амплитуда – 100 м. В пределах структуры пробурена скважина № 1 Муромцевская.

Нефтегазоносность. Участок приурочен к Нюрольско-Колтогорскому и Пологрудовскому НГР Каймысовской НГО. Плотность начальных геологических ресурсов (по оценке ИНГГ СО РАН) – до 30 тыс. т/км2. Признаков нефтегазоносности на участке не отмечено. Ближайшими к участку месторождениями нефти являются:

а) в Омской области – Ягыл-Яхское (90 км), Крапивинское (105 км);

б) в Томской области – Игольско-Таловое (100 км), Карайское (95 км), Западно-Карайское (95 км);

в) в Новосибирской области – Межовское (110 км).

Состояние ресурсов и запасов нефти. Подготовленные и предварительно оцененные запасы нефти и газа на участке отсутствуют. Прогнозные извлекаемые ресурсы по данным ВНИГНИ на основании количественной оценки ресурсов УВС России (по состоянию на 01.01.2002 г.) категории Д1 – 7,9 млн т.

Ранее участок предлагался (2006 и 2007 гг.) к лицензированию на условиях аукциона. Аукционы не состоялись (заявки не подавались). Объект не реализован. Муромцевский участок недр повторно предлагается к лицензированию в 2012 г. для геологического изучения на углеводородное сырье за счет собственных средств недропользователей.

3.7 Никольский участок

Административное положение. Никольский участок недр (см. рисунок) расположен в восточной части Омской области в пределах Муромцевского района. Площадь участка составляет около 2 250 км2.

Тектоническая приуроченность. В тектоническом отношении западная часть участка приурочена к южному склону Васильевского мезовала Пологрудовского мегавала, более обширная восточная часть участка приурочена к Южно-Нюрольской мезовпадине Нюрольской мегавпадины.

Инфраструктура. Территория участка покрыта преимущественно смешанными, хвойными лесами и болотами. Районный центр Муромцево находится в северо-западной части участка. На востоке участок граничит с Новосибирской областью. Муромцево связано с г. Омском (229 км) дорогой с твердым покрытием (дорога проходит через западную часть участка). На северной части участка имеются ряд населенных пунктов, связанных грунтовыми дорогами.

Изученность. Объем сейсморазведочных работ МОВ на территории участка составил 565 км при плотности сети профилей 0,18 км/км2. В последующем отработаны частично через Никольский участок 2 региональных сейсмических профиля: «112.87.6а» – 18 км (1987 г.) и «Омск–6» – 44 км (2008 г.). Всего на участке выполнено 243 км сейсморазведочных работ МОГТ при плотности сети профилей 0,08 км/км2. По итогам комплексирования результатов обработки сейсмических материалов, данных углеводородно-поисковой съёмки, тепловой съемки, гамма-поисковой съемки вдоль профиля «Омск–6» в пределах Никольского участка было выделено 3 нефтеперспективных зоны, благоприятных для обнаружения скоплений нефти и газа. На территории участка пробурена одна параметрическая скважина № 1 Никольская (1978 г.) глубиной 4 523 м, что обеспечило плотность изучения 2 м/ км2 площади. Скважина № 1 пробурена вне контура Никольской сложной структуры, выявленной в 1976 г.

Нефтегазоносность. Участок приурочен к Нюрольско-Колтогорскому и Пологрудовскому НГР Каймысовской НГО. Плотность начальных геологических ресурсов (по оценке ИНГГ СО РАН) – до 15 тыс. т/км2. Скважиной № 1 Никольской вскрыт наиболее полный разрез толщи триаса (Т1, Т2, Т3) в инт. 3 224–4 523 м. В керне, поднятом с глубины 4 467–4 470 м (Т1in – индский ярус нижнего триаса), представлен маломощный покров базальтовых порфиритов с прослоями туфов, туфоалевролитов с линзами и прослоями известняка и аргиллита, обогащенные бурым битумом, адсорбированным глинистыми частицами в виде капелек и примазков в известковистых и глинистых разностях, отмечается высокая нефтенасыщенность (15,1–63 %) практически непроницаемых пород.

Ближайшими к участку месторождениями нефти являются:

а) в Омской области – Ягыл-Яхское (145 км), Крапивинское (160 км);

б) в Томской области – Игольско-Таловое (135 км);

в) в Новосибирской области – Межовское (95 км).

Состояние ресурсов и запасов нефти. Подготовленные и предварительно оцененные запасы нефти и газа на участке отсутствуют. Прогнозные извлекаемые ресурсы по оценке ИНГГ СО РАН на основании количественной оценки ресурсов УВС по категории Д1 – 3,7 млн т.

Никольский участок недр впервые предлагается к лицензированию в 2012 г. для геологического изучения на углеводородное сырье за счет собственных средств недропользователей.

 

Программа лицензирования утверждена начальником Управления по недропользованию по Омской области А. П. Максимовым

Подготовлена начальником отдела геологии и лицензирования Управления по недропользованию по Омской области Н. К. Фалалеевым

Похожие материалы