5. Минерально-сырьевые ресурсы Омской области
5.1. Месторождения полезных ископаемых
Омская область имеет достаточно широкий для Сибири ассортимент различных видов полезных ископаемых.
Территориальным балансом запасов полезных ископаемых (1-й очереди) по Омской области за 2010 год (на 01.01.2011 г.) учтено 11 месторождений, балансом запасов месторождений строительных материалов, находящихся на территории Омской области – 115 месторождений. Кроме того, в области насчитывается 151 месторождение и 8 проявлений озёрных сапропелей, 68 месторождений и 361 перспективная площадь торфа, 54 месторождения и участков подземных вод.
В 2010 году на территории Омской области разведано 6 новых месторождений песка строительного, одно месторождение сапропеля. В течение года эксплуатировалось 21 месторождение, в том числе: 1 – нефти, 1 – газоконденсата, 11 – песка строительного, 6 – суглинка кирпичного, 2 – керамзитового сырья.
Проведённый анализ показывает, что минерально-сырьевая база Омской области является важным резервом для развития экономики региона, но в настоящее время востребована лишь частично.
Горючие ископаемые
Нефть.
Последняя оценка ресурсной базы углеводородов по Омской области проведена Институтом геологии нефти и газа СО РАН, утверждена в МПР России по состоянию на 1 января 2002 года (Протокол Роснедра от 29.06.2005 г. № 07/190-пр) на основании рекомендации Западно-Сибирской экспертно-методической рабочей группы по количественной и геолого-экономической оценке перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Северная часть области площадью 59 тыс. кв. км, наряду с сопредельными территориями Томской и Тюменской областей, входит преимущественно в состав Каймысовской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). Небольшая часть (северо-запад области) входит в состав Приуральской и Фроловской НГО Западно-Сибирской НГП. На территории северной части Омской области выделено 7 нефтегазоносных районов.
Начальные суммарные геологические/извлекаемые ресурсы нефти по Омской области составляют 732,7 / 221,1 млн т (Протокол Роснедра от 29.06.2005 г. № 07/190-пр).
Территориальным балансом запасов полезных ископаемых по Омской области (нефть) за 2010 год учтены 4 нефтяных месторождения: Прирахтовское, Тайтымское, Ягыл-Яхское и юго-западная часть Крапивинского месторождения (основная часть месторождения расположена в Томской области). Все месторождения находятся в северных районах области в пределах Каймысовской НГО.
Продуктивные отложения месторождений в основном представлены нижне-средне-верхнеюрскими образованиями. Один продуктивный горизонт Ягыл-Яхского месторождения относится к палеозойским отложениям. Глубина залегания продуктивных горизонтов – 2411-2791 м. Виды нефти месторождений лёгкие (0,786-0,873 г/куб. м); сернистые (0,57-1,1 %, Крапивинское и Прирахтовское) и малосернистые (0,03-0,04 % и 0,41 %, Ягыл-Яхское и Тайтымское соответственно); малопарафинистые (1,0-2,44 %, Прирахтовское и Крапивинское) и высокопарафинистые (12,6-17,2 %, Ягыл-Яхское и Тайтымское); вязкие (1,1-17,58 мПм.с). Терригенные коллектора характеризуются однородностью, их эффективная ёмкость и проницаемость составляет 0,004-0,023 кв. мкм, открытая пористость – 14-19 %.
По величине извлекаемых запасов Прирахтовское, Тайтымское и Ягыл-Яхское месторождения являются мелкими, Крапивинское месторождение (в пределах Омской и Томской областей) – средним.
По степени вовлечения в промышленный оборот запасы нефти подразделяются на две категории: распределённый и нераспределённый фонды запасов. Внутри распределённого фонда по степени промышленного освоения выделяются: разрабатываемые (юго-западная часть Крапивинского, недропользователь – ОАО «Газпром нефть»), подготовленные для промышленного освоения (Прирахтовское, недропользователь – ООО «СибирьГеоТЭК») и разведываемые (Тайтымское, недропользователь – ООО «ТНК - Уват»); в нераспределённом фонде располагается разведываемое (Ягыл-Яхское) месторождение, находящееся на балансе Управления по недропользованию по Омской области (далее Омскнедра).
В 2010 году в Омской области добыто 0,746 млн. т нефти, что на 0,137 млн. т меньше, чем в 2009 году. В распределённом фонде произошли изменения за счёт добычи углеводородов и в результате пересчёта запасов нефти Крапивинского месторождения (протокол Государственной комиссии по запасам (далее ГКЗ) Роснедра от 22.12.2010 г. № 2369-дсп). Общие геологические/извлекаемые запасы распределённого фонда недр составили: по категориям В+С1 – 65,547/19,548 млн. т, категории С2 – 2,022/0,74 млн. т. В нераспределённом фонде изменений нет, учтены запасы: по категориям В+С1 – 1,687/0,5 млн. т, категории С2 – 2,33/0,7 млн. т (табл. 2).
Общие запасы нефти по месторождениям (распределённый и нераспределённый фонд)
№
п/п
|
Название
месторождения
|
Запасы нефти по категориям, тыс. т,
геологические / извлекаемые
|
|
В
|
С1
|
В+С1
|
С2
|
|
1.
|
Прирахтовское
|
—
|
9488 / 3788
|
9488 / 3788
|
—
|
|
2.
|
Тайтымское
|
—
|
15000 / 4500
|
15000 / 4500
|
—
|
|
3.
|
Крапивинское
|
39566 / 10709
|
1493 / 551
|
41059 / 11260
|
2022 / 740
|
|
4.
|
Ягыл-Яхское
|
—
|
1687 / 500
|
1687 / 500
|
2330 / 700
|
|
Итого по Омской области:
|
39566 / 10709
|
42747 / 14775
|
67234 / 20048
|
4352 / 1440
|
Начиная с 2001 года, в Омской области разрабатывается одно месторождение – Крапивинское (юго-западная часть).
Изучение геологического строения проводится в процессе бурения в пределах площади скважин разного назначения (эксплуатационных или нагнетательных). В 2001-2009 годах проводилось интенсивное разбуривание Западно-Крапивинского месторождения. По состоянию на 1 января 2011 года в пределах площади месторождения пробурено 150 эксплуатационных и разведочных скважин.
Добыча нефти на Крапивинском месторождении в пределах Омской области началась в 2002 году – 0,64 млн. т. В период 2003-2006 годов уровень добычи увеличивался, максимальное значение было достигнуто в 2007 году – 1,13 млн. т. (табл. 1.2). После этого наблюдается снижение объёмов добычи нефти.
Проектный уровень добычи нефти на 2010 год составлял 661 тыс. т, фактически добыто нефти – 746 тыс. т (табл. 3).
Динамика добычи нефти на Крапивинском месторождении в Омской области
|
Год
|
Извлекаемые запасы по категориям В+С1+С2,
тыс. т
|
Добыча,
тыс. т
|
|
2002
|
23144
|
64
|
|
2003
|
22859
|
285
|
|
2004
|
21826
|
498
|
|
2005
|
22502
|
952
|
|
2006
|
21390
|
1112
|
|
2007
|
22675
|
1130
|
|
2008
|
23764
|
1126
|
|
2009
|
22881
|
883
|
|
2010
|
21488
|
746
|
|
Итого:
|
|
6796
|
На Прирахтовском месторождении и прилегающей к нему территории в 2008–2009 годы проведены сейсморазведочные работы 2Д, предварительный пересчёт запасов нефти, детализация геологической модели Прирахтовского месторождения нефти. В результате проведённых работ выяснилось, что месторождение имеет значительную площадь нефтеносности в пределах Восточной части Улугульского участка.
На Тайтымском месторождении проведены сейсморазведочные работы 3Д, в результате которых оценены суммарные геологические запасы по категориям С1+С2, продолжаются сейсморазведочные работы 2Д по неизученной части Тайтымского участка.
Перспективные ресурсы нефти (категория С3), учтённые балансом запасов по состоянию на 1 января 2011 года на 19 площадях, подготовленных для поисково-оценочного бурения, составляют 342,5 млн. т. Часть площадей находится в распределённом фонде недр на балансе компаний: ОАО «Новосибирскнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «ТНК–Уват». В нераспределённом фонде недр находятся перспективные площади, выявленные на стадии поисково-оценочных работ в рамках лицензий, выданных компаниям: ООО «СибГеоТЭК», ООО «СибирьГеоТЭК», ООО «ОмскГеоТЭК», ООО «ИртышГеоТЭК».
По результатам сейсморазведочных работ 2Д, проведённых в 2009-2010 годах ООО «СибирьГеоТЭК», ООО «ТНК–Уват», ООО «ОмскГеоТЭК», ООО «ИртышГеоТЭК» в пределах лицензионных участков выделены перспективные нефтегазоносные объекты, подготовленные к бурению. Извлекаемые ресурсы по категории С3 составляют 16,01 млн. т, 16,95 млн. т, 69,01 млн. т и 139,2 млн. т соответственно.
В 2010 году в структуре перспективных и прогнозных ресурсов Туйского и Верхнедемьянского участков (лицензии ОМС 13659 НР и ОМС 00542 НР, ОАО «Сургутнефтегаз») произошли изменения, связанные с проведением геологоразведочных работ. Закончено строительство трёх поисковых скважин (№ 2524, № 2531, № 2533). По результатам бурения перспективные ресурсы, числящиеся ранее в пределах Верхнедемьянского лицензионного участка (Верхнедемьянский 2 объект), подлежат частичному списанию. На Туйском лицензионном участке (Укратусская структура) перспективные ресурсы списаны как не подтвердившиеся. Извлекаемые ресурсы нефти по категории С3 составляют 32,754 млн. т.
Газ и конденсат.
Территориальным балансом запасов полезных ископаемых по Омской области (газ) за 2010 год учтено одно газоконденсатное месторождение – Тевризское.
Месторождение расположено в пределах Прииртышского нефтегазоносного района. Газоносность связана с терригенным коллектором нижнемелового возраста, залегающим на глубине 2249-2260 м и сложенного разнозернистыми песчаниками, чередующимися с прослоями аргиллитов различной мощности. Пластовое давление – 22,5 МПа, содержание стабильного конденсата – 11,0 г/куб. см.
В 2010 году на Тевризском месторождении добыто 6,6 млн. куб. м газа, что на 41 % ниже проектного объёма. Запасы конденсатсодержащего газа категории С1 составили 0,526 млрд. куб. м, конденсата – 0,004 млн. т, накопленная добыча газа – 123 млн. куб. м. На месторождении завершены сейсморазведочные работы 2Д, проведены электроразведочные работы МТЗ, снеговая съёмка, подготовлен геологический отчёт.
Получены результаты: детализированы 2 локальных поднятия, выявлено три новых поднятия; уточнены запасы газа, впервые подсчитаны по месторождению имеющиеся ресурсы нефти и газа, которые будут учтены территориальным балансом запасов за 2011 год после утверждения запасов Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) Роснедра.
По степени вовлечения в промышленный оборот запасы свободного газа Тевризского месторождения отнесены к распределенному фонду запасов. Месторождение разведываемое, разрабатывается компанией ОАО «Тевризнефтегаз».
На Тевризском месторождении, начиная с 1998 года, организована добыча природного газа для местных нужд трёх северных районов Омской области (Знаменского, Тевризского, Тарского).
ОАО «Тевризнефтегаз» осуществляет добычу газа в объёмах, существенно ниже объёмов, определённых «Проектом разработки Тевризского газоконденсатного месторождения» и Постановления ЦКР Роснедра от 31.08.2006 г. № 45-Г/2006 (табл. 4).
Динамика добычи газа на Тевризском газоконденсатном месторождении в 2006-2010 годах
|
Год
|
Запасы (С1) свободного газа,
млн. куб. м
|
Добыча газа,
млн. куб. м
|
|
плановая
|
фактическая
|
|
2006
|
572,0
|
16,0
|
12,0
|
|
2007
|
557,0
|
16,0
|
13,0
|
|
2008
|
544,0
|
16,0
|
15,0
|
|
2009
|
533,0
|
16,0
|
10,0
|
|
2010
|
526,0
|
16,0
|
6,6
|
ОАО «Тевризнефтегаз» после завершения сейсморазведочных работ 2Д получило возможность выполнения в 2011 году предписаний Протокола ЦКР Роснедра, а именно:
• осуществить достоверный подсчёт запасов газа в ГКЗ Роснедра;
• пробурить дополнительный горизонтальный боковой ствол из скважин № 5 и № 6 для увеличения объёма добычи газа;
• представить в ЦКР Роснедра проект 2-го этапа разработки Тевризского газоконденсатного месторождения.
Запасы растворённого газа учтены в территориальном балансе по Омской области (нефть) юго-западной части Крапивинского месторождения, являясь попутным компонентом в нефтяных залежах месторождения.
Сведения об эффективности использования недропользователем (ОАО «Газпром нефть») природного газа, растворённого в нефти, приведены в таблице 5.
Добыча и потери растворённого в нефти природного газа
|
Год
|
Запасы
растворённого газа
(В+С1+С2),
млн. куб. м
|
Общий объём
полученного газа,
млн. куб. м
|
Добыча
(использованный газ),
млн. куб. м
|
Потери газа,
млн. куб. м
|
|
2001
|
337
|
—
|
—
|
—
|
|
2002
|
364
|
2
|
—
|
2
|
|
2003
|
353
|
11
|
1
|
10
|
|
2004
|
311
|
28
|
3
|
25
|
|
2005
|
301
|
54
|
5
|
49
|
|
2006
|
242
|
59
|
6
|
53
|
|
2007
|
523
|
53
|
17
|
36
|
|
2008
|
570
|
52
|
21
|
31
|
|
2009
|
529
|
41
|
22
|
19
|
|
2010
|
495
|
34
|
23
|
12
|
|
Итого:
|
|
334
|
98
|
237
|
Добыча растворённого газа в 2010 году на месторождении составила 0,023 млрд. куб. м, при потерях – 0,012 млрд. куб. м. На 1 января 2011 года запасы растворённого газа составляют с учётом добычи, потерь и пересчёта запасов нефти, растворённого газа и ТЭО КИН Крапивинского месторождения: по категориям В+С1 – 0,462 млрд. куб. м, категории С2 – 0,033 млрд. куб. м. Изменений в запасах конденсата за 2010 год не произошло.
Потери попутного газа существенно сократились. Уровень утилизации (использования) попутного газа по состоянию на 1 января 2011 года составил 65 % при плане 35 % (протокол ЦКР Роснедра от 25.12.2009 г. №73-09). Компания рассчитывает довести уровень утилизации попутного нефтяного газа в 2011 году до 75 %, в 2012 году – до 95 %.
Торф.
Торфяные месторождения Омской области разнообразны по условиям образования и развития, качественным и количественным характеристикам залежей и многим другим признакам, в изменении которых прослеживается чёткая закономерность, связанная с природной зональностью. Средний показатель заторфованности Омской области 16 %, наибольшая (до 40 %) заторфованность характерна для северных и северо-западных районов области, в центральной части области этот показатель снижается до 1 %. Южнее широты 55°20' месторождения торфов не выявлены.
Отчётным балансом запасов торфа по Омской области, составляемым 1 раз в 5 лет, на 1 января 2011 года учтено 68 месторождений торфа с суммарными запасами по категориям А+В+С1 – 248943 тыс. т; по категории С2 – 445004 тыс. т; забалансовые запасы составляют 76015 тыс. т. Общая площадь месторождений в нулевой границе составляет 415676 га, в границах промышленной глубины торфяной залежи 237881 га.
К группе «резервные» относятся 26 месторождений, разведанных по категориям А+В, с балансовыми запасами 32504 тыс. т, в том числе по категории А – 27509 тыс. т, по категории В – 4995 тыс. т; к группе «перспективные для разведки» – 27 месторождений, оценённых по категориям С1+С2 с запасами 662700 тыс. т, в том числе по категории С1 – 178021 тыс. т, по категории С2 – 444679 тыс. т. Тринадцать месторождений учтены как «мелкозалежные» с забалансовыми запасами 34667 тыс. т.
К распределённому фонду частично отнесены два месторождения: Мавлитка (Колосовский район) и Степановское (Тарский район).
С 2006 по 2010 годы ООО НПП «Возрождение» разрабатывало участок месторождения Мавлитка (лицензия ОМС 00403 ТЭ). В 2010 году добыто 2,58 тыс. т, потери при добыче составили 0,12 тыс. т: в этом же году лицензия утратила силу.
В 2010 году ООО «Иордан» получило лицензию ОМС 80076 ТЭ на добычу торфа на участке месторождения Мавлитка, добыча торфа не производилась.
ООО «Омский торф» в 2009 и 2010 годах получило лицензии (ОМС 80067 ТЭ и ОМС 80080 ТЭ) на добычу торфа на двух участках месторождения Степановское. Добыча торфа пока не производилась.
Прогнозные ресурсы торфа по категориям Р1+Р2+Р3 составляют 5 млрд. т.
Около 50 % торфяных прогнозных ресурсов сосредоточены на торфяных месторождениях Васюганское (площадь 349 тыс. га, ресурсы 1,37 млрд. т) и Кациярское (площадь 280 тыс. га, ресурсы 1,53 млрд. т), расположенных на границе Омской, Тюменской и Томской областей, в труднодоступных, малонаселённых районах, где разведка и освоение месторождений проблематичны. К крупным месторождениям площадью свыше 10000 га каждое, выявленным на территории области относятся: Килейное, Рахтово, Морозкино, Артёво-Утичье, Романовское, Степановское, Ионино, Кусяй-Куль, Яровское и Широкое.
Основные запасы и ресурсы торфа в территориальном отношении находятся в Большеуковском, Тарском, Тевризском, Усть-Ишимском районах, где выявлены крупные торфяные месторождения площадью более 1000 га. Малые торфяные месторождения площадью до 100 га с небольшими запасами торфа имеют большое распространение в Тюкалинском, Крутинском и Большереченском районах.
В Омской области преобладает торф низинного типа (около 63 %). Ресурсы верхового торфа сосредоточены на площадях труднодоступных территорий, запасы торфа смешанного типа составляют не более 4 %.
Основное направление использования торфяного сырья Омской области – органо-минеральные удобрения, гуминовые препараты, питательные грунты, топливные брикеты. Есть предпосылки создания сырьевой базы для получения продуктов гидролизного производства: кормовых дрожжей, торфяной мелассы, осахаренного торфа, использование торфа как адсорбента, в медицинских целях и др.
© В.В.Лизунов, 2013
Материалы сайта могут содержать информацию, не подлежащую просмотру
начало статьи