Читайте также:
  • Еда в офис на день рождения
  • Ювелирный интернет магазин
  • 2.1. ФАЦИИ ПРИБРЕЖНОЙ ЧАСТИ ШЕЛЬФА (ЛИТОРАЛЬНОЙ И ВНУТРЕННЕЙ ЗОНЫ)

  • 8.2.3. Геологические особенности месторождений и перспективных структур на шельфе Сахалина

    Основная промышленная нефтегазоносность Сахалина и его шельфа связана с Северо-Сахалинским НГО, где открыто 64 месторождения нефти и газа (45 мелких, 12 средних и 7 крупных), в Западно- и Южно-Сахалинском НГО пока известны только одно и три мелких газовых месторождения соответственно. Почти все углеводородные скопления приурочены к терригенным норовым коллекторам миоцена и лишь одно (Окружное) — к трещинно-поро-вым силицитам олигоцена. Все залежи УВ структурного типа с разной степенью дизъюнктивного и литологического ограничения.

    На шельфе Сахалина открыто восемь месторождений: Одоптинское, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Чайвинское, Лунское, Киринское, Венинское и Изыльметьев-ское (см. рис. 8.12, рис. 8.13-8.19). Все они, кроме мелкого Изыльметьевского месторождения, располагаются в Северо-Сахалинской НГО.

    Практически осе месторождения шельфа СевероСаха-линской НГО, кроме Венинского, но величине запасов отно сятся к категории Kpyi тых. Все они приурочены к структурным ловушкам, представляющим собой как крупные много-купольные мегантиклинали. так и одиночные брахианти-клинали. С трехкугюльными мегантиклиналями связаны Одоптинское, Пильтун-Астохское и Аркутун-Дагинское месторождения, объединенные в Одоптинскую зону нефтегазонакопления. К брахгшнтиклиналям приурочены остальные месторождения.

    В северной части шельфа Северо-Восточного Сахалина (месторождения Одоптинское, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское и Чайвинское) все залежи УВ сосредоточены в отложениях нижненутовского подгоризонта (верхний миоцен) на глубинах от 1100 до 2900 м. Месторождения — многопластовые (10-15 пластов). Резкие фациальные замещения пород в восточном направлении при переходе нутовских при-брежно-морских образований в сравнительно глубоководные

    отложения часто определяют восточные ограничения многих залежей. Литологический контроль залежей связан с резкой глинизацией и выклиниванием продуктивных пластов к востоку. Это затрудняет прогноз объема коллекторов и заставляет уменьшать ресурсы УВ нижненутовского комплекса в зонах возможного нефтегазонакопления, расположенных восточнее открытых месторождений.

    В более южной части шельфа Северо-Восточного Сахалина (месторождения Лунекое, Киринское и Венинское) залежи УВ связаны с нижне- и среднемиоценовым дагинским комплексом. Если в северном районе многопластовые месторождения состоят из самостоятельных пластовых залежей, то для южного района характерна уравновешенная автономная система с пластовыми массивными водоплавающими залежами с едиными водонефтяными контактами. Здесь залежи перекрыты мощной субрегиональной глинистой окобыкайской покрышкой, что отражается и на фазовом составе УВ. Если на севере содержание свободного газа в залежах варьирует от 20 до 50 %, то на юге в залежах дагинской свиты оно составляет ~ 70 %.

    Дагинские продуктивные отложения представлены осадочными последовательностями крупной дельты, програди-рующейся к северо-востоку и достаточно резко замещающейся на глубоководные глинистые и кремнисто-глинистые образования. Их нефтегазоносность пока не ясна, но можно предполагать, что эти образования во многом будут сходны с пиленгской и борской свитами, изученными на юге рассматриваемой области.

    На самом юге Северо-Сахалинской НГО, на суше Пограничного района промышленная нефтеносность связана с трещинно-поровыми силицитами пиленгской (олигоцен) и борской (н.миоцен) свит. Ниже приводится краткое описание всех месторождений шельфа Сахалина.

    Одоптинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1977 г. Оно расположено в 3-5 км от берега на глубине моря 25 м. Месторождение приурочено к крупной (32 х 8 км) мегантиклинальной трехкупольной складке (см. рис. 8.13). Залежи нефти, газа и газоконденсата приурочены к песчано-алевролитовым пластам-коллекторам ниж-ненутовского подгоризонта (верхний миоцеи) и залегают на глубинах 1100-2200 м. Всего открыто 13 продуктивных пластов, которые содержат 20 залежей:

    — нефтяных (XXI-1 и XIX-1 пласты северного и XXI-2 пласт южного купола) — три;

    — нефтпяных с газокоttdeHcanutыми шапками (XXI1-3, XXII-2 и XXII-1 в южном куполе) — три;

    — газоконденсатных с нефтяными оторочками (XXI-3. XXI-2 в южном и XXI-1 и Х1Х-2 пласты в центральном и южном куполах) — четыре;

    — газоконденсатных залежей в центральном и южном куполах— десять.

    Залежи— пластовые, сводовые с элементами литологи-ческого экранирования. Коллекторы в основном песчаники, реже алевролиты с открытой пористостью до 25 % и проницаемостью до нескольких сот миллидарси.

    Максимальная высота залежей — 234 м. Зал ежи газоконденсата в верхней части разреза (XII-XVII пласты) имеют горизонтальные контакты. Гкзонефтяные и нефтяные залежи (XIX-1-XXTV-2 пласты), залегающие ниже, характеризуются наклонными контактами.

    По запасам месторождение относится к категории крупных (по Cji нефть — 38 млн т; свободный газ — 58 млрд м3; конденсат — 1,7 млн т; по нефть — 4,4 млн т; газ свобод ный — 26,2 млрд м3; конденсат — 0,5 млн т).

    Пильтун-Астохское нефте га зошн щенсатное месторождение открыто в 1986 г. Оно расположено на расстоянии 15-20 icm от берега на глубине моря 27-35 м. Месторождение контролируется крупной (10x40 км) мегантиклинальной складкой, состоящей из трех брахиструктур: Пильтунской, Южно-Пильтунской и Астохской. Мегантиклипаль осложнена разрывными нарушениями с амплитудой 20-40 м.

    Залежи приурочены к отложениям нижненутовского подгоризонта (верхний миоцен) и вскрыты на глубинах 1200-2500 м (см. рис. 8.14).

    В разрезе установлено 15 продуктивных пластов, содержащих 34 залежи. Кроме структурного фактора в их размещении значительную роль играют разрывы и зоны глинизации пластов-коллекторов, установленные вдоль восточного крыла складки. Всего открыто залежей:

    — нефтяных.........................................................2;

    — газовых.............................................................6;

    — газоконденсатных............................................7;

    — нефтегазоконденсатных................................. 8;

    — газоконденсатных.......................................... 11.

    Месторождение по запасам УВ относится к категории крупных. Запасы УВ, извлекаемые: по категории Cj: нефть — 82,2 млн т: конденсат — 4.2 млн т; свободный газ — 58,9 млрд м3; по категории С^. нефть— 25,2 млн т; конденсат — 0,9 млн т; свободный газ — 19.3 млн т.

    Аркутун-Дагинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1989 г. Оно расположено в 26-44 км от берега при глубине моря 30-40 м. Месторождение приурочено к ме-гантиклинальной складке (14x60 км), состоящей из двух бра-хиантиктинальных структур—Аркутунской и Дагинской, размерами 6x15 км и 12x35 км соответственно (см. рис. 8.15).

    В разрезе нижненутовского подгоризонтпа открыто 12 продуктивных пластов, в том числе:

    — газоконденсатных............................................2;

    — нефтяных.........................................................3;

    — нефтяных с газоконденсатными шапками......7.

    Наиболее крупными по запасам нефти являются залежа

    XXI-1 -2 иXIII пластов. Так, пласты XXI-1 -2 содержат около 51 % от всех запасов нефти. Высота залежи — 350 м, в том числе нефтяной оторочки—229 м. Коэффициент заполнения — 69 %. В нефтяной оторочке XXIИ пласта содержится около 23 % от всех запасов. Высота залежи — 376 м. в том числе нефтяной оторочки — 237 м. Скопление залежей нефти сосредоточено на глубине 1700-2300 м.

    В верхних залежах содержатся нефти тяжелые (0,879-0,904 г/см3), смолистые (5,6-8,5 %), практически беспарафи-нистые (0,5 %).

    В нижних- залежах нефти легкие (0,823-0,844 г/см3), малосмолистые (2.2-4,2 %), малопарафинистые (0,67-2,59 %), содержащие до 40 % бензиновых фракций.

    Конденсат в верхних залежах достигает 108,5-196 г/м, в нижних — 55 г/м3.

    Месторождение относится к крупным. Извлекаемые запасы нефти категории С \ — 9.1 млн т; конденсата — 1,2 млн т; свободного газа — 22 млрд м3; категории Сг-нефти — 104,3 млн т; конденсата — 3.5 млн т; свободного газа — 46,2 млрд м3.

    Чайвинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1979 г. Оно расположено в 12 км от берега на глубине моря 25 м (см. рис. 8.16). Месторождение приурочено к крупной брахиантиклинальной складке (8x25 км), которая характеризуется простым строением и отсутствием разрывных нарушений. Углы падения пород на западном крыле — 6-7°, на восточном — 8-10°. В разрезе нижненутовского иодгоризонта (верхний миоцен) на глубинах 1100 и 2900 м выявлено 10 продуктивных пластов, из них содержат залежь:

    — газовую............................................................. 1;

    — нефтяную......................................................... 1;

    — нефтегазоконденсатную..................................2;

    — газоконденсатную............................................6.

    Пласты-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами с открытой пористостью до 28 % и проницаемостью — до одного дарси.

    Нефть в залежи тяжелая (плотность — 0,913 г/см3), вязкая, смолистая, парафиниетая (до 3,32 %). недонасыщен-ная газом (32 м33). выход бензиновых фракций до 10 %. Высоты залежей изменяются от 100 до 260 м, включая нефтяные оторочки (21-36 м). Высота нефтяной залежи (XTV пл.) составляет 116 м. размеры ее 2,5x8,1 км.

    Месторождение относится к крупным (но запасам свободного газа). Запасы УВ, извлекаемые по категории Ср. нефть — 18,2 млн т. конденсат — 8,5 млн т, свободный газ — 113,9 млрд м3; по категории Снефть — 1,3 мин т, конденсат — 1,6 млн т, свободный газ — 26,6 млрд м3.

    Лунское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1984 г. Оно расположено в 15 км от берега. Глубина моря 40-48 м. Месторождение приурочено к антиклинальной складке (8,5x26 км), поперечными сбросами разделенной на пять блоков (см. рис. 8.17).

    Залежи УВ приурочены к песчаным пластам дагинской свиты (средний миоцен), перекрытых глинистой окобыкай-ской покрышкой. Они образуют обычно сводовый массивно-пластовый резервуар с единым водогазонефтяным контактом для всех залежей и тектоническим ограничением на границах блоков. Залежи (нефтяных — 2, газоконденсатных — 15) вскрыты на глубинах 1800-2900 м, их высоты меняются от 40 до 95 м, площади нефтегазоносности — от 2,5 до 69 км2. Продуктивные пласты достаточно хорошо выделены как по эффективной нефтегазонасыщенной толщине (7,9-40 м), так и по коллекторским свойствам (пористость 24-29 %, проницаемость до 1,5 дарси).

    Лунское месторождение по запасам свободного газа относится к категории крупных. Запасы УВ извлекаемые, кхг тегории Cj, выражаются для нефти в 2,6 млн т. для конденсата — 27,4 млн т и для свободного газа в 324, 5 млрд м3; но категории С2 подсчитано: нефти — 5,2 млн т, конденсата — 4,9 млн т и свободного газа — 59,6 млрд м3.

    Киринское газоконденсатное месторождение открыто в 1992 г. Оно расположено в 28 км от берега, где глубина моря составляет — 83 м. Месторождение приурочено к мегантиклинальной двухкупольной складке. Залежи газоконденсата встречены в южном куполе (11x3,5 км). Углы падения пород на западном крыле равны 10-12°, на восточном — 5-6°. Залежи расположены на абсолютных глубинах 2798-2974 м. Всего открыты две залежи:

    — верхняя (I и III пласты) газоконденсатная— в массивно-пластовом резервуаре;

    — нижняя (IV пласт) — в пластовом резервуаре в дагин-ском горизонте.

    По запасам газа Киринское месторождение относится к категории крупных. Запасы УВ по категории Cj определены величинами свободного газа 14.8 млрд м3 и конденсата 1,7 млн т; по категории С2 — свободного газа — 60,6 млрд м3 и конденсата — 6,9 млн т.

    Ленинское газовое месторождение открыто в 1985 г; расположено в 8 км от берега, глубина моря — 25 м. Оно приурочено к северному блоку (5x2 км) крупной антиклинальной складки (5x40 км) с амплитудой до 1000 м. с пологим восточным (15-20°) и крутым (50-60°) западным крыльями. Складка пересечена нарушениями сбросового и взбросо-надвигового типа (см. рис. 8.18).

    Газовые залежи (I и II илаеты) залегают в кровельной части дагинской свиты на глубинах 869-982 м в массивно-пластовом резервуаре и подстилаются единым зеркалом пластовых вод. Размеры залежи 1,5x3,5 км, высота — 63 м.

    Месторождение относится к категории мелких. Запасы свободного газа категории Cj составляют ~ 1.5 млрд м3. Оно законсервировано.

    Изыльметьевское газовое месторождение открыто на шельфе юго-западного Сахалина в 1986 г. в 25 км юго-западнее г. Углегорска, в 22 км от берега, где глубина моря составляет 100 м (см. рис. 8.19). Местороледение приурочено к брахиантиклинальной складке размерами 3,7x5,5 км е амплитудой около 130 м. Залежи свободного газа обнаружены в песчано-алевролитовых пластах нижнемаруямского подго-ризонта (верхний миоцен) на глубинах 1200-1450 м. Пласты имеют слоистое строение и удовлетворительные коллектор-ские свойства (открытая пористость 26-32 %). Месторождение относится к категории мелких. Запасы свободного газа составляют по категории Cj — 3,8 млрд м3, по категории С2 — 0,8 млрд м3.

    На шельфе Сахалина изучены и испытаны на продуктивность четыре нефтегазоносных комплекса:

    — терригенные: нутовский, дагипский, маруямский неогенового возраста;

    — глинисто-кремнистый: даехуриинский олигоценового возраста.

    Проведенные испытания выявили залежи УВ лишь в неогеновых отложениях; в олигоценовом комплексе в акватории притоков УВ получено не было.

    В большинстве открытых на шельфе Сахалина месторождений продуктивен верхнемиоцен-плиоценовый нутовский комплекс. В его нефтеносной части, залегающей на глубинах от 1100 до 2900 м, при депрессии на пласт от 1.2 до 14,0 МИа получены фонтанные притоки нефти с деби-тами, достигающими максимальных значений от 174,1 до 521 т/сут (штуцер 20,64 мм). Наибольшие притоки зафиксированы на Пильтун-Аетохском месторождении из пласта XXI-2 — 361,1 т/сут на штуцере 15,08 мм с глубины 1954,7-1976,7 м.

    Газонасыщенная часть разреза нутовского комплекса располагается в разных месторождениях на глубинах от 1250 до 2820 м. Максимальные дебиты газа варьируют от 218 до 318 тыс. т/сут. (штуцер 15,08 мм). Самый значительный приток получен на месторождении Чайво из пласта XXI с глубины 2879-2920 м, достигший 585 тыс. м3/сут при штуцере 11,9мм.

    Газовые шапки в нутовском комплексе выявлены на месторождениях на разных глубинах от 1450 до 2450 м. Максимальные дебиты газа — 315-350 тыс. м3/сут (штуцер 15.08-12.7 мм). Наибольший приток (397 тыс. м3/сут (штуцер 12,7 мм)) получен на месторождении Одопту-море из пласта XXI-2 на глубине 1625-1643 м.

    Газоконденсатные залежи установлены на глубинах 1250-2787 м. Притоки конденсатного газа невысоки; их максимальные величины составляют 22,9-64,8 м3/сут (штуцеры 12,7 и 19,08 мм); наибольший дебит конденсата получен на месторождении Чайво из пласта XVIII с глубины 2533-2545 м — 114,7 м3/сут.

    Дагинский комплекс продуктивен на Лунском нефте -газоконденсатном и Венинском газовом месторождениях.

    11ефтегазонасыщенная часть разреза на Лунском место-рождении располагается на глубинах 2010-2140 м. Притоки нефти составляют 121,6-187 т/сут (штуцер 14,3 мм) при депрессии на пласт 1.8-5,8 МПа, из III—IV пластов.

    Газоносная часть разреза на Лунском месторождении занимает интервал 2082-2845 м, на Венинском — продуктивный интервал всего месторождения — 900-930 м. Притоки газа на Лунском месторождении, полученные из 1-XVI пластов (351-528 тыс. м3/сут, штуцер 19,05 мм), заметно превосходят притоки газа Венинского месторождения, составляющие 211,7-266 тыс. м3/сут (штуцер 19,05 мм).

    Газовые шапки выявлены над нефтяными залежами Лунского месторождения и располагаются в интервале 1893-2010 м. Полученные из газовых шапок притоки газа сопоставимы по своим объемам с притоками свободного газа; 210-539,4 тыс. м3/сут (штуцер 19,05 мм).

    Конденсат практически распространен по всему продуктивному разрезу Лзлюкого месторождения (1893-2848 м), его

    притоки составляют 24,48-109 м3/сут на штуцере 19,05 мм.

    Продуктивность маруямского комплексов акватории установлена только в мелком Изыльметьевском месторождении газа. Он залегает на глубинах 1238-1510 м, и из него при испытании получены притоки газа невысоких дебитов — 155,5 (штуцер 6 мм) и 188,6 тыс. м3/сут (штуцер 11,9 мм).

    На восточном шельфе Сахалина (Северо-Сахалинская НГО) широко распространен глинисто-кремнистый даехури-инский комплекс олигоцена, продуктивность которого в акватории еще не установлена. Однако в прибрежной части острова уже открыты два небольших месторождения нефти — Окружное и Восточный Кайган, залежи которых приурочены к этому комплексу.

    В Окружном месторождении из продуктивного интервала на глубинах 1130-1807 м были получены фонтанные притоки нефти, максимальные из которых достигали 133-156 т/сут при 10-миллиметровом штуцере.

    Из глинисто-кремнистььх даехуриинских отложений месторождения Восточный Кайган с глубин 3500-4200 м при испытаниях были получены пульсирующие притоки нефти, дебитом от 28,7 (штуцер 6 мм) до 35 м3/сут (штуцер 9 мм).

    Следует отметить, что при проведении буровых работ на Окружном месторождении были приняты во внимание более сложные процессы фильтрации, свойственные глинис-то-кремнистомутрещинно-поровому коллектору, и часть скважин бурили с использованием облегченного безводного бурового раствора. В этих скважинах были получены высокие устойчивые дебиты. Отрицательный результат испытаний даехуриинских отложений в экваториальных скважинах — Борисовской и Хангузинской, — возможно, отчасти связан с использованием распространенных технологий ведения буровых работ.

    В поисках возможности прогнозирования дебитов ожидаемых притоков на перспективных объектах нами был выполнен предварительный анализ зависимости средней величины притока от глубины залегания продуктивного горизонта. Он показал, что при прочих относительно равных условиях наиболее высоких дебитов можно ожидать в интервале глубин около 2,0-2,5 км.

    Пространственное распространение углеводородных скоплений сахалинского шельфа согласуется и уточняет закономерности, установленные для ранее открытых месторождений суши Северо-Сахалинской НГО. Главными из них являются:

    — приуроченность средних и крупных месторождений к очагам нефтегазообразования, к которым относится и значительная восточная часть шельфа с чехлом кремнисто-глинистых обогащенных ОВ отложений;

    — наличие благоприятных коллекторов, связанных обычно с зоной мелководных и шельфовых песчаников, последовательно смещающихся в Северо-Сахалинском бассейне с запада-юго-запада на восток-северо-восток;

    — наличие антиклинальных структур, размеры которых, как правило, увеличиваются по мере удаления от сахалинского орогена.

    Важно обратить внимание на то, что критерии поиска крупных месторождений, вероятно, лишь отчасти приемлемы для удаленных от побережья районов шельфа, где бурение еще не проводилось. Судя по известным трендам изменения перспективных отложений и сейсмическим наблюдениям, нефтегазоноеность этих новых районов (в первую очередь, участка Сахалин-5) может обладать значительной спецификой. Это определяет значительный риск нефтегазопоисков. Равный элемент риска — это обнаружение резервуаров. Можно предполагать, что, наряду с традиционными коллекторами в самом позднем миоцен-гшиоцене, здесь будут достаточно широко развиты пока неизвестные на Сахалине резервуары. связанные с глубоководными песчаниками конусов выноса и турбидитов, а также сложные трещинно-поровые коллекторы в силицитах.