Читайте также:
  • 1.2. ШЕЛЬФЫ АКТИВНЫХ КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ОКРАИН И ОСТРОВНЫХ ДУГ
  • ОСОБЕННОСТИ РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НА ШЕЛЬФЕ
  • 8.2.2. Тектоника шельфовых областей Сахалина

  • 8.2.1. Геолого-геофизическая характеристика осадочного чехла на шельфе Сахалина

    Для нефтегазоносных областей Сахалина характерны резкая изменчивость мощностей и литолого-фациального облика отложений, что создает проблемы их стратиграфического сопоставления даже в пределах одного бассейна и тем более при межбассейновой корреляции. Для Сахалинского региона и его шельфа существуют две субрегиональные стратиграфические схемы:

    — для Северо-Сахалинского бассейна (НГО),

    — для Западно- и Южно-Сахалинского бассейнов (НГО).

    Осадочный чехол Северо-Сахалинской НГО резко

    несогласно залегает на складчатых мезозойских образованиях. Последние обнажаются лишь в антиклинальных поднятиях суши; на шельфе и островном склоне фундамент практически везде перекрыт чехлом. В чехле выделяются люка минский (эоцен), ai а ч и га реки п (эоцен?-олигоцен), даехуриинский (олигоцен), уйнинский, дагинский, окобы-кайский (миоцен), нутовский (миоцен-плиоцен) и помыр-ский (плиоцен-квартер) стратиграфические горизонты. Отчетливые структурные несогласия отмечены в основании осадочного комплекса между отложениями люкамин-ского и мачигарского горизонтов и в основании помырского горизонта.

    На значительной акватории севернее Луньского залива в осадочном чехле прослежено 10 сейсмических горизонтов (1, 2. 3, 4, 5, 5а, 6, 6а, 7, 9), южнее, на шельфе Пограничного района, к ним добавляются горизонты 8, 9, 10. Опорными рефлекторами являются 1, 2, 5а и 6, сопоставляемые с осно-

    ваниями помырского, нутовского и окобыкайского горизонтов соответственно (рис. 8.11).

    Мощности каждого из стратиграфических горизонтов достигают 2-3 км, за исключением позднемиоцен-плиоцено-вого нутовского, мощность которого в Чайвинской мульде оценивается в 4-5 км. Общая мощность кайнозойского чехла в Пильтун-Чайвинской синклинали — не менее 10 км.

    Осадочное выполнение Северо-Сахалинского бассейна представлено главным образом терригенными породами гра-уваккового ряда разнообразного фациального состава. Для олигоцена характерны кремнисто-глинистые и силици-товые толщи, особенно на юге области (Пограничный район). Стратиграфический объем глинистых и глинисто-кремнистых пород увеличивается к северо-востоку при переходе миоценовых шельфовых образований в глубоководные слои. Вулканогенные породы имеют весьма ограниченное распространение (олигоцен-нижнемиоценовые андезито-базальты и их туфы п-ова Шмидта), но олигоценовые пепловые прослои характерны для всей территории.

    По типам кайнозойских разрезов выделяются следующие районы, включающие сушу и сопредельный шельф: Дагинско-Астрахановский, Пограничный, Охинский, Одоп-тинский и Шмидтовский. В целом для кайнозоя они отвечают северо-северо-западным простираниям фациальных зон, ха растеризующих смену с запада-юго-запада на восток-северо-восток континентальных и прибрежно-морских отложений на более мористые и глубоководные толщи. Фациальная зональность более отчетлива для неогеновых отложений и менее характерна для палеогеновых толщ.

    Определяющим моментом фациального изменения неогеновых отложений от континентальных до глубоководных является заполнение глубоководного морского бассейна выносами продвигающейся на восток крупной дельты па-леоАмура. По мере проградационного заполнения бассейна мощным потоком осадков происходило последовательное смещение всех фациальных зон к востоку. Положение паралической и прибрежно-морской зон, где формировалась осадочная последовательность, наиболее благоприятная для формирования резервуаров, определяет и приуроченность

    основных ресурсов УВ. Этим же вызвана отчетливая площадная зональность в стратиграфической приуроченности запасов нефти и газа и омоложение с юго-запада на северо-восток главного этажа нефтегазоносности.

    Выделенные выше но типами разреза районы характеризуются также определенной стратиграфической приуроченностью нефти и газа. Для Пограничного, Дагинско-Астраха-новского, Охинского, Одоптинского районов характерны следующие нефтегазоносные комплексы соответственно: даеху-риинско-уйнинский, дагинекий, окобыкайский и нутовский.

    Пока нет данных о стратиграфическом положении углеводородных скоплений на востоке Шмидтовского района (участок Сахалин-6). Можно предполагать, что главный интервал нефтегазоносности здесь будет приурочен к плиоценовым пескам, песчаникам обширных конусов выноса верхиедагин-ского возраста и олигоцен-нижнемиоценовым силицитам. Такая толща песчаников с нефтепроявлениями обнажается в пильской свите п-ова Шмидта.

    Отмеченные нефтегазоносные комплексы, за исключением даехуриинско-уйнинского, представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и глин преимущественно прибрежно-морского генезиса, в Дагинско-Аетраха i ювеком районе в составе ПГК широко развиты паралические угленосные толщи. Очень характерен Даехуриинско-Уйнинский НГК. Его нижняя (дасхуриинская) часть сложена глинисто-кремнистыми породами и силицитами. В трещинно-поровых коллекторах этого НГК — пиленгской и борской свитах Пограничного района — известно пока одно (Окружное) месторождение. Аналогичные, но более крупные скопления нефти предполагаются на сопредельном шельфе (участок Сахалин-6).

    Региональные покрышки в Северо-Сахалинской НГО отсутствуют. Наиболее распространенной глинистой толщей является окобыкайская свита мощностью от 200 до 2000 м, служащая главным флюидоупором в Дагинском районе. Все месторождения этого района связаны с дагин-скими песчаниками, залегающими под окобыкайской покрышкой. В северных районах бассейна роль флюидоу-поров выполняют сравнительно выдержанные пачки глин в окобыкайской и нутовской свитах. Па месторождениях залежи нефти и газа встречены под всеми глинистыми флю-идоупорами мощностью более 40 м, а наиболее крупные из них экранируются покрышками мощностью более 80 м. Под глинистыми разделами менее 5 м сохраняются лишь единичные мелкие залежи.


    ::Следующая страница::