Калининградский нефтегазоносный район (23126)

Посмотреть архив целиком

Калининградский нефтегазоносный район

Г.Н. Ельцина

Из минеральных ресурсов прибрежных территорий и дна моря наиболее, пожалуй, важным ресурсом является нефть. Исследованиями последних десятилетий установлено, что Калининградская область и юго-восточная часть Балтийского моря представляют собой единый нефтегазоносный район и характеризуются наличием идентичных структур. Это положение дает основание достаточно реально оценивать перспективность еще не освоенной означенной части акватории и учесть некоторые аспекты охраны недр и рационального природопользования. Материалом исследования стали как опубликованные, так и фондовые данные. Работа посвящается профессору В.И. Лымареву – активному стороннику и пропагандисту использования системного подхода к решению научных задач.

1. История открытия и добычи нефти

Перспективы нефтегазоностности Восточной Пруссии достаточно высоко оценивались еще в начале ХХ века. С 1955 года нефтепоисковые работы в Калининградской области начал осуществлять трест "Спецгеофизика". В течение первых трех лет исследований геофизики передали в разведку более 40 перспективных структур. Уже в 1958 году в области было организовано глубокое разведочное бурение, а в 1962-1963 годах в районе г. Гусева получена первая Калининградская нефть. Примечательно, что первоначальное опробование кембрийского коллектора на Гусевской площади дало горячую высокоминерализованную воду с повышенным содержанием йода и брома и только после соляно-кислотной обработки был получен приток нефти 3 м3/сутки. Через два месяца из этой скважины начался самоизлив нефти при дебите 2,6 т/сутки и устьевом давлении 14-16 атмосфер. Скважина Гусев-2 считается первооткрывательницей нефти в Калининградской области [4].

В 1968 году в 36 км восточнее г. Калининграда открыто первое промышленное (и самое крупное) месторождение нефти – Красноборское. Изначально общие запасы нефти в нем оценивались в 11306 тыс. т (извлекаемые – 5633 тыс. т). Добыча нефти на Красноборском месторождении начата в 1975 году (этот год является официальным началом промышленной нефтедобычи в области). Первоначальные дебиты при самоизливе составляли 150-260 т/сутки. И сейчас, спустя четверть века, на Красноборском месторождении функционируют 57 механизированных скважин, что составляет 23% от общего количества действующих скважин в области. К Красноборской залежи прирезаны Западно- и Северо-Красноборская площади. Запасы этих залежей много меньше; на них работают 34 и 4 скважины соответственно.

В 1980 году введена в пробную эксплуатацию Дейминская структура. Ныне на месторождении действуют в режиме насосной эксплуатации 6 скважин. Функционирующие в области наиболее крупные (Красноборские, Ушаковские и Малиновское) месторождения вводились в эксплуатацию в 1975-1977 годах. Сегодня именно на этих площадях сосредоточено 80% всех эксплуатационных скважин. В 1975 году только с Красноборского и Ушаковского месторождений было получено 290 тыс. т. нефти. Несколько позже одно Красноборское месторождение много лет обеспечивало около 450 тыс. т, т.е. более половины годовой добычи. Рекордной добычи – 1,5 млн. т – область достигла в 1983 году, после чего добыча стала неуклонно снижаться (1991 г. – 1090,7; 1992 г. – 950,0; 1993 г. – 800,0; 1997 г. – 764,0 тыс. т). В 1999 году нефть добывали на 18 из 26 разведанных месторождений. Последние пять лет удается удерживать добычу на 700,0 – 750,0 тыс. т исключительно за счет освоения новых небольших месторождений, которых в запасе около десятка. Особых перспектив на открытие значительных месторождений не предвидится. По данным Управления природо- и недропользования, в случае введения в эксплуатацию Кравцовского морского месторождения в 2000 году общая добыча составит 650,0 – 680,0 тыс. т. Общие извлекаемые запасы нефти на суше и в море по последним оценкам составляют 18 млн. т [8].

Изучение нефтегазоностности советской Балтики относится к началу 60-х годов, но широкие и продуктивные исследования начались с 1976 года с созданием "СО Петробалтик" (совместная организация СССР, ГДР и Польши). В конце 70-х годов было открыто два нефтяных месторождения, объединенных общим названием "Шведе­нек" в акватории ФРГ. Одно из них расположено в Кильской бухте в 4,0 км от берега на глубине моря 20,0 м. Нефтеносны юрские терригенные коллекторы в интервале 1427,0 – 1457,0 м. Начальные запасы месторождений оценены в 2,5 – 3,0 млн. т. К концу 1985 года на 14 площадках советского и польского шельфа было пробурено 22 скважины, что позволило открыть 7 нефтегазовых месторождений. В польской части акватории в пределах Лэбской зоны поднятий (в 40,0 – 70,0 км от берега на глубинах моря до 70,0 км) открыто 4 месторождения. Нефть приурочена к терригенным коллекторам среднего кембрия, залегающим на глубине от 1600,0 до 2500,0 м. На советском шельфе выявлены 3 месторождения: вблизи г. Балтийска, к западу и к северо-западу от г. Ниды. Структуры и коллекторы аналогичны польским, нефтеносный горизонт залегает на глубинах 2400,0 – 2500,0 м.

Самая крупная залежь открыта на нефтеперспективной площади Д-6, расположенной в акватории западнее г. Ниды. Первая же скважина, пробуренная со стационарной платформы, построенной в 22,0 км от берега на глубине моря 25,0 – 30,0 м, дала промышленный приток легкой высококачественной нефти с газовым фактором 24,9 м3/т. Месторождение получило название "Кравцовское", но часто именуется по названию площади – "Д-6". Структура Д-6 и Калининградская на площади С-9 (рис. 1) законсервированы до решения вопроса об экологической безопасности рекреационно-заповедной зоны Куршской косы и биологических ресурсов региона. В настоящее время ОАО "Лукойл-Калининграднефть" имеет лицензию Министерства природных ресурсов на право разработки месторождения. Разработку будет выполнять "Петробалтик" (Польша) с самоподъемной плавучей буровой установки типа "Levingston-III". Экологическая экспертиза оценила проект строительства первой разведочной скважины на месторождении "Кравцовское" как "отвечающей современным требованиям и обеспечивающей достаточный уровень экологической безопасности" [13]. Скважина запроектирована для получения гидродинамических характеристик пласта в целях дальнейшего определения технологии бурения и разработки месторождения [13].

2. Характеристика нефтеносности региона

В структурно-тектоническом отношении регион относится к обширной отрицательной платформенной структуре – Балтийской синеклизе. В региональном плане наиболее погруженная часть синеклизы имеет северо-восточное простирание. В юго-восточной части Балтийского моря наиболее погруженной является приосевая Гданьско-Куршская впадина (2,0 – 3,5 км). Впадина ограничена системой каледонских и герцинских разломов. В акватории прослеживаются продолжающиеся с суши тельшайские, неманские и прегольские

разломные зоны. Однако, оставаясь субширотными на юге в Лэбско-Cамбийской зоне, в северной части впадины они меняют простирание на северо-восточное и субмеридиональное. Зоны позднекаледонских разломов нередко сопровождаются локальными нефтеносными структурами, осложняющими древние волны. Например, один такой вал с семью нефтеносными структурами протягивается до г. Калининграда вдоль Московского шоссе от поворота на г. Знаменск. Второй вал, на котором подтверждено шесть месторождений, закартирован начиная от южного побережья Куршского залива вдоль побережья моря. Оба вала уходят под воды Балтики.

В южной и юго-восточной частях моря локальные поднятия имеют форму валов, располагающихся на приподнятых блоках региональных разломов. Некоторые поднятия соответствуют брахиантиклиналям с асимметричным профилем. Размеры структур измеряются первыми километрами, редко достигая 20,0 км по длинной оси, амплитуды составляют 10,0 – 50,0 м, что сопоставимо с таковыми для структур суши. Сами формы наиболее выражены в каледонском комплексе (Є1 – Д1), а амплитуды увеличиваются в направлении регионального погружения фундамента (к югу).

Таким образом, бесспорно, что и территория Калининградской области, и дно Юго-Восточной Балтики на протяжении всех периодов, с которыми возможно связывать образование нефти, ее ловушек, миграцию и сохранение нефтяных залежей, испытывали одинаковое тектоническое развитие. Различие заключается лишь в интенсивности (но не в направленности) процессов, о чем свидетельствует возрастание амплитуд структур и разломов в юго-западном направлении.

Наглядное представление о характере нефтеносных структур региона может дать рассмотрение Дейминской нефтяной залежи, расположенной вблизи Красоборского и Малиновского месторождений у г. Гвардейска. Структура находится в зоне сочленения Самбийского выступа и Прегольской депрессии. В отложениях среднего кембрия это куполовидная складка, ограниченная с юга и развитая по своду разлома. Разломы делят складку на западный и юго-восточный блоки. Западный юлок имеет форму трапеции ЗСЗ простирания. Юго-восточный блок имеет вид "полуантиклинали" северо-западного простирания, которая по северо-западному и юго-западному крыльям ограничена разломами. Углы падения меняются от 0о21' в западном крыле до 3о в северо-восточном. Нефтеносность приурочена к прослоям алевритов и алевролитов, мощность которых составляет около 10,0 м, а глубина залегания подошвы в западном приподнятом блоке 2096,0 м, в юго-восточном опущенном – 2267 м. Таким образом, амплитуда тектонического нарушения на структуре весьма значительна. Залежь Дейминского месторождения классифицируется как антиклинальная сводовая тектонически экранированная. Основные параметры залежи приведены в таблице 1.






Чтобы не видеть здесь видео-рекламу достаточно стать зарегистрированным пользователем.
Чтобы не видеть никакую рекламу на сайте, нужно стать VIP-пользователем.
Это можно сделать совершенно бесплатно. Читайте подробности тут.