Читайте также:
  • Размеры постельного белья
  • Пластиковые окна
  • 1.2. ШЕЛЬФЫ АКТИВНЫХ КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ОКРАИН И ОСТРОВНЫХ ДУГ

  • 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.

    В Дагинском районе главный интервал нефтегазонакопления определяется i изложением кровли окобыкайского горизонта (наиболее глубокая залежь — 4850 м). в северных районах— глубиной залегания отложений с наилучшим сочетанием свойств коллекторов и покрышек. Здесь 70 % запасов сосредоточено на глубине до 2 км. Для Дагинского района характерен пластово-массивный, для остальных районов — пластовый резервуары.

    Наилучшими коллекторскими свойствами обладают песчаники дагинского, окобыкайского и нутовского горизонтов. Значения их открытой пористости в 20-30 % и проницаемости более 100 мД сохраняются до глубин погружения 2-3 км (градация катагенеза ПК3-МК1).

    Другой — трещинно-поровый тип коллектора характерен для даехуриинского горизонта Пограничного района. Открытая пористость кремнисто-глинистых пород достигает здесь 18 %, трещинная проницаемость— 100 мД.

    Основными нефтегенерирующими толщами в Северо-Сахалинской НГО являются сравнительно глубоководные, выдержанные по площади кремнисто-глинистые и глинистые толщи даехуриинского и уйнинского горизонтов и миоценовые отложения, резко фациально изменяющиеся от континентальных угленосных образований на западе до сравнительно глубоководных глин на востоке. В морских глинистых толщах преобладает О В алинового типа с содержанием Сорг до 1,8 %; остальные отложения характеризуются незначительным содержанием Сорг (до 0,9 %) и смешанным типом ОБ; в угленосных толщах преобладает гумусовая органика. На значительной территории уровень зрелости ОВ кайнозойских толщ соответствует главной зоне генерации и эмиграции нефти (MKi-MK2), а в мульдах крупных прогибов породы нижней (палеогеновой) и верхней (верхнемиоценовой) части чехла продуцируют в основном газ.

    В С еверо-С ахал инском НГБ выделяются три основных очага генерации УВ:

    — Пильтун-Чайвинский;

    — Байкал о -11омыр ский;

    — Пограничный.

    Это крупные осадочные депрессии с мощностью кайнозойских отложений до 7-10 км.

    В Пильтун-Чайвинском и Пограничном очагах преобладает алиновый тип ОВ; в Байкало-Помрском — смешанный и арконовый. Наибольшим значением эмиграционного потенциала обладает Пильтун-Чайвинская депрессия. Расположенные в зоне этого очага ловушки содержат около 95 % разведанных запасов У В.

    Осадочные чехлы Западно-Сахалинской и Южно-Сахалинской НГО во многом сходны, но стратиграфическая полнота их существенно разнится. На протяжении большей части кайнозоя (вплоть до позднего миоцена) рассматриваемые районы являлись частями единой седимен-тационной области. Западно-Сахалинская НГО соответствует осадочному депоцентру этой области, Южно-Сахалинский — ее восточной периферии, где осадконакопление началось лишь в олигоцене.

    На Западном Сахалине и сопределыюм шельфе изучены самые полные кайнозойские разрезы Сахалинского региона. Здесь снизу вверх выделяются следующие стратиграфические горизонты:

    — снежинкинский (палеоцен);

    — краснопольевский и шебунинский (эоцен):

    — аракайский и холмский (олигоцен):

    — невельский;

    — углегорский;

    — курасийский (миоцен);

    — маруямский (миоцен-плиоцен).

    Часто из верхней части маруямской свиты вычленяется помырский горизонт (средний плиоцен-квартер).

    По специфике состава и наличию несогласий кайнозойские отложения разделяются на четыре осадочные серии:

    — палеоцен-эоценовуютерригеннуто западно-камышевую;

    — вулканогенно-осадочную олигоценовую сергеевскую;

    — существенно терригенную миоценовую макаровскую;

    — плиоценовую помырскую.

    В связи с последовательной миграцией депоцентра осадконакопления на запад общую мощность чехла определить трудно, но на шельфе Татарского пролива она оценивается не менее чем в 7-8 км. Наибольшая мощность западно-камышевой и сергеевской серий (до 5 км) устанавливается в предгорьях Западно-Сахалинских гор; Макаров-осой (до 5 км) — на островном мелководье; помырской (до 1,5 км. иногда — до 3 км) — в центральной пасти Татарского пролива.

    Западно-камышевая серия распространена только в Западно-Сахалинской НГО, разрез чехла Южно-Сахалинской НГО начинается с вулканогенно-осадочных отложений сергеевской серии, а в центральной части этой области слож-нодислоцированные и прорванные интрузиями мезозойские образования трансгрессивно перекрываются различными слоями более молодой макаровской серии.

    Западно-камышевая серия сложена разнообразными по составу граувакковыми образованиями, изменяющимися снизу вверх по разрезу и от периферии бассейна к его центру от конт инентальных угленосных отложений до однообразных морских сероцветных алевролитовых толщ.

    Сергеевская серия — это главным образом морские вулканогенно-осадочные образования. В целом палеогеновые отложения характеризуются непостоянством физических свойств. При достаточно удовлетворительных емкостных показателях (открытая пористость до 15 % и более) они обычно слабопроницаемы. Лучшая проницаемость (до 165 мД) установлена для эоценовых русловых песчаников (Шебунинская площадь).

    Миоценовые отложения как на Сахалине, так и в заливах Терпения и Анива характеризуются сравнительно постоянным составом. Макаровская серия — это трансгрессивно-регрессивный комплекс, в основании которого залегает про-мышленно угленосная углегорская свита, сменяющаяся глинисто-кремнистой курасийской свитой, а затем и регрессивно построенной маруямской свитой. Песчаникам и алевролитам свойственны хорошие коллекторские свойства (пористость — до 30 %, проницаемость — до первых сотен мД). Вместе с тем, на запад, в Старений пролив, макаровская серия испытывает резкие фациальные изменеиия: на некотором удалении от сахалинского орогена все песчаники глинизируются. В Красногорской, Старомаячипской и Ильинской скважинах, пробуренных в 20-35 км от берега, в макаровской серии удовлетворительных резервуаров не обнаружено .

    Главными нефтегазоматеринскими свитами в НГО являются морские алевролито-аргиллитовые толщи верхнего мела, эоцена (такарадайская свита) и миоцена (курасийская свита), а также угленосные паралические толщи палеоцена-эоцена и нижнего миоцена.

    Обращает на себя внимание мощная (до 2,5 км), обогащенная органикой (Сорг — до 2,5 %) среднемиоценовая кура сийская свита.

    В южной части шельфа — это преимущественно глинисто-кремнистая толща с преобладанием алинового ОВ и восстановленных битумоидов с большим содержанием масляной фракции.

    На северном шельфе (Надеждинская, Изыльметьевская. Гавриловская и Александровская морские площади) толща отличается существенно меньшими концентрациями ОВ (Сорг — 0,5-0,7 %).

    В Западно-Сахалинской и Южно-Сахалинской НГО установлены многочисленные нефте газопроявления, но пока открыты четыре небольших газовых месторождения: Изыль-метьевское — в Татарском проливе; три — на побережье Апив-ского залива. Все месторождения приурочены к песчаникам верхнемиоценовой маруямской свиты.

    В шельфовых зонах всех нефтегазоносных областей Сахалина основная нефтегазоносность связывается с терри-генными поровыми коллекторами среднего-верхнего миоцена-плиоцена и трещинно-поровыми коллекторами олиго-цен-нижнемиоценовых силицитов.