Читайте также:
  • 2.1. ФАЦИИ ПРИБРЕЖНОЙ ЧАСТИ ШЕЛЬФА (ЛИТОРАЛЬНОЙ И ВНУТРЕННЕЙ ЗОНЫ)
  • 7.2. ОСОБЕННОСТИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НА ШЕЛЬФЕ
  • 8.2.4. Технология разведки и освоения месторождений нефти и газа на шельфе Сахалина

  • 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.


    ::Следующая страница::