Охотская нефтегазоносная провинция

Охотская НГП включает акватории Охотского, частично Японского морей и примыкающие к ним земли Сахалинской, Ма­гаданской и Камчатской областей.«Площадь перспективных зе­мель провинции составляет 730 тыс. км², в том числе 640 тыс. км² на акваториях.

Охотская НГП (рис. 249) располагается в зоне перехода от ма­терика к океану и включает структуры разной генетической при­роды. Западным ограничением провинции являются Сихотэ-Алиньский и Охотско-Чукотский мезозойские вулканогенные пояса, восточным — Камчатско-Курильская кайнозойская склад­чатая система. На юге, на акватории Японского моря, граница про­винции условно проведена по поднятию Ямато. В центральной ча­сти провинции находится Охотский срединный массив.

Фундамент провинции гетерогенен. Предполагается, что глу­бина его погружения максимальна в Восточно-Сахалинском, За­падно-Сахалинском, Охотско-Колпаковском прогибах (9000 — 10000 м), на поднятиях она составляет 1000 — 2000 м и менее.

Осадочный чехол образован формациями разного типа: гео­синклинального, орогенного, рифтового, эпиплатформенного. По вещественному составу это в основном терригенные и вулкано-генно-осадочные образования позднемелового, палеогенового, неогенового и плиоцен-четвертичного возрастов.

В пределах Камчатской и Хоккайдо-Сахалинской кайнозой­ских складчатых систем и Охотской ветви мезозоид осадочные образования концентрируются преимущественно в отрицатель­ных структурах и практически отсутствуют на крупных подня­тиях. На суше наиболее обширные области развития осадочной толщи приурочены к западному побережью Камчатки и север­ной части Сахалина.

На Западной Камчатке осадочный разрез представлен терри-генными породами палеоген-миоценового возраста. Мощность по­род меняется от 1 — 3 км в антиклинальных до 4 — 5 км в синклиналь­ных зонах. Эти структуры прослеживаются с суши в сопредельные районы акватории Охотского моря, но далее к западу осадочные отложения моноклинально погружаются к склону впадины Тинро, достигая в Охотско-Колпаковском прогибе мощности 6 — 8 км.

На Сахалине (рис. 250), как и на Камчатке, осадочные отложе­ния смяты в складки, образующие линейные протяженные анти-

Рис. 249. Охотская нефтегазоносная провинция.

Крупнейшие тектонические элементы обрамления: I — Охотско-Чукот-ский вулканогенный пояс, II — Сихотэ-Алиньский вулканогенный пояс, III — Центральнокамчатский мегантиклинорий.

Нефтегазоносные области: А — Северо-Восточно-Сахалинская, Б — Южно-Сахалинская, В — Западно-Сахалинская, Г — Западно-Камчатс­кая, Д — Ульянско-Мареканская, Е — Северо-Охотская, Ж — Централь-ноохотская, 3 — Южно-Охотская.

Месторождения: 1 — Пильтун-Астохское, 2 — Чайво, 3 Лунское, 4 — Изыльметьевское, !? — Восточно-Луговское, 6 — Среднекунжикское, 7 — Кшукское, 8 — Нижнеквакчикское

Рис. 250. Обзорная карта размеще­ния кайнозойских нефтегазоносных осадочных бассейнов Сахалина (элементы тектонического райони­рования по Радюшу В.М., 1998): 1 — осадочные бассейны: 1 — Бай­кальский (Байкальская впадина), 2 — Валский (Валская впадина), 3 — По-гибинский (Погибинский прогиб), 4 — Нышско-Тымский (Нышская и Тымская впадина), 5 — Пильтунский (Пильтунская впадина), 6 — Чайвин-ский (Чайвинская впадина), 7 — На-бильский (Набильская впадина), 8 — Лунский (Лунская впадина), 9 — По­граничный (Пограничная впадина), 10 — Макаровский (Макаровский прогиб),11— Дагинский (Дагинское поднятие), 12 — Западно-Сахалинс­кий (Александровский прогиб, Бош-няковское поднятие, Ламанонский прогиб, Красногорское поднятие, Чеховский прогиб, Холмское подня­тие, Крильонское поднятие), 13 — Анивский (Анивский прогиб), 14 — залив Терпения (прогиб залива Тер­пения), 15 — Шмидтовский (Шмид-товское поднятие); 2 — территория приложения компьютерной техно­логии прогнозирования в пределах Лунской впадины

клинальные и синклинальные зоны. Возраст отложений олигоцен-неогеновый. Максимальные (до 11 км) их мощности приурочены к прогибам в северной и восточной частях острова и на смежных акваториях. Основную часть осадочной толщи слагают верхнеми­оценовые отложения.

Осадочный слой в Южно-Охотской глубоководной впадине с субокеанической корой имеет мощность 2,5 — 4,5 км. Глубины до поверхности фундамента (второго слоя) меняются от 5 до 8 км. Южно-Охотская впадина сформировалась в результате интенсив­ного рифтогенеза, охватившего, главным образом, кору континен­тального строения. Довольно интенсивному рифтогенезу подвер­глась и юго-западная часть области развития субконтинентальной коры в центре Охотского моря.

Для Охотской НГП чрезвычайно характерно периферийное размещение основных осадочных бассейнов, концентрирующих большую часть объема осадочного чехла. К их числу относятся Сахалинские прогибы, Западно- и Восточно-Дерюгинские, Ульянско-Лисянский, Северо-Охотский, Западно-Камчатский, Охотско-Колпаковский, Тинровский и др., Южно-Охотская глубоководная впадина.

В провинции открыто 72 месторождения нефти и газа, из них 60 на о-ве Сахалин, 8 на присахалинском шельфе и 4 на п-вё Кам­чатка. Добыча нефти (с 1928 г.) и газа (с 1956 г.) ведется только на о-ве Сахалину

По современным представлениям о геологическом строении и условиях формирования и размещения месторождений нефти и газа в пределах Охотской НГП выделяются 8 нефтегазоносных областей, из которых половина — Северо-Восточно-Сахалинская, Южно-Сахалинская, Западно-Сахалинская и Западно-Камчатс­кая — характеризуются доказанной нефтегазоносностью, а ос­тальные — Ульянско-Мареканская, Северо-Охотская, Централь­но-Охотская и Южно-Охотская — предполагаемой.

' Для всех областей характерны общие, возможно нефтегазо­носные, и нефтегазоносные комплексы. Первые приурочены к меловым и палеогеновым отложениям, ко вторым относятся дае-хуринский (нижний миоцен), уйнинско-дагинский (средний мио­цен) и окобыкайско-нутовский (средний миоцен-плиоцен) комп­лексы. Все они сложены, в основном, терригенными породами. Основными НГК являются Уйнинско-Дагинский и Окобыкайско-

Нутовский.

Уйнинско-Дагинский НГК — главный объект поисково-разве­дочных работ на Северном Сахалине. Полоса распространения гли­нисто-песчаной и песчано-глинистой литофаций (40 — 70% песчано-алевритовых пород) в верхней части НГК, перекрытых глинами ни­зов окобыкайской свиты, протягивающаяся от акватории Сахалин­ского залива на юго-восток через Катанглийско-Луньский район на шельф Охотского моря, содержит 19 месторождений нефти и газа. В Пограничном районе залежи нефти открыты в нижней части НГК. В южной части острова преобладают песчано-глинистые угленос­ные отложения с содержанием песчаников до 40 — 60%.

На Северном Сахалине, в центральной и западной частях, в дагинско-уйнинском НГК развиты поровые коллекторы с откры­той пористостью 15 — 30% и проницаемостью до 1 мкм²

Окобыкайско-Нутовский НГК объединяет отложения окобы-кайского и нутовского горизонтов Северного Сахалина, а на Юж­ном Сахалине — курасийского и маруямского горизонтов. Его максимальные мощности (до 7,5 км) характерны для Северо-Во­сточного Сахалина и сопредельного шельфа. Почти повсеместно в низах НГК развиты морские, преимущественно глинистые от­ложения. Лишь на Северо-Западном Сахалине НГК целиком представлен песчаными угленосными породами.

В пределах Северо-Восточного побережья у шельфа, где, как известно, размещено большинство месторождений нефти и газа, окобыкайский разрез сложен неравномерным переслаиванием песчано-алевритовых глинистых разностей (25 — 65% песчаников) общей мощностью 660 — 3500 м. На юге северо-восточного побе­режья количество песчано-алевритовых пород в окобыкайских от­ложениях резко уменьшается, и этот интервал разреза служит ре­гиональным флюидоупором для подстилающих песчаников дагин-ской свиты. В пределах северо-восточного шельфа Сахалина ниж­няя часть НГК замещается кремнисто-глинистыми породами с пла­стами песчаника. На юге Сахалина, на акватории Татарского за­лива, заливов Терпения и Анива в низах НГК развиты кремнисто-глинистые породы курасийской свиты.

Нутовско-Маруямская часть НГК почти повсеместно на о. Сахалин сложена преобладающими песчаниками лагунно-дельтовых и прибрежно-морских фаций. На крайнем северо-востоке острова в районе п-ова Шмидта и на северо-восточном шельфе в этой части НГК развиты чередующиеся песчано-глинистые и гли­нисто-песчаные прибрежно-морские и мелководно-морские литофации с оптимальным соотношением коллекторских и изолирую­щих пластов в интервале мощностью до 1 км (к нему приурочены продуктивные пласты Одоптинского и Чайвинского месторожде­ний). В самой восточной лито-фациальной зоне (площадь Дагиморе) средняя часть НГК преимущественно глинистая, без хоро­ших коллекторов.

В Окобыкайско-Нутовском НГК преобладает поровый тип кол­лектора пористостью до 30% и проницаемостью до 1 мкм². Хоро­шими коллекторскими свойствами характеризуются отложения комплекса, развитого в северной части острова и смежного шель­фа Охотского моря.

СЕВЕРО-ВОСТОЧНО-САХАЛИНСКАЯ НГО (рис. 251) площа­дью 67 тыс. км² (из них 24 тыс. км² на суше) является наиболее изу­ченной частью Охотской НГП. Осадочный чехол представлен пес­чаниками и алевролитами, переслаивающимися с глинами и крем­нисто-вулканогенными породами общей толщиной до 10 км. Вы­деляются три нефтегазоносных региональных комплекса.

Нижнемиоценовый (даехуринский) НГК терригенный, крем­нисто-глинистый толщиной до 1500 м. Порово-трещинные коллек­торы образованы литифицированными кремнистыми породами, покрышка — глинами даехуринской свиты.

Рис. 251. Схема расположения месторождений нефти и газа [18]:

1 — береговая линия; 2 — выходы фундамента на поверхность; 3 — ре­гиональные разрывы; 4 — глубина залегания фундамента, км; 5 — синк­линальные зоны — основные очаги нефтегазообразования; 6 — зоны или группы зон нефтегазонакопления с доказанной нефтегазоноснос-тью: I — Лангрыйская, II — Астрахановская, III — Гыргыланьи-Глухар-ская, IV — Волчинско-Сабинская, V — Эспенбергская, VI — Охино-Эхабинская, VII — Одоптинская, VIII — Паромайская, IX — Чайвинская, X — Восточно-Дагинская, XI — Ныйская, XII — Конгинская: 7 — 10 — ме­сторождения нефти и газа по величине геологических запасов (млн т): 7 — крупные (более 100): 12 — Одопту-море, 13 — Пильтун-Астохское, 14 — Аркутун-Дагинское, 15 — Чайво, 22 — Лунское, 23 — Киринское; 8 — относительно крупные (10— 100): 1 — Колендо, 2 — Оха, 3 —
Эхаби, 4 — Восточное Эхаби, 5 — Тунгор, 6 — Волчинка, 7 — Западное Сабо, 8 - Сабо, 9 - Кыдыланьи, 10 - Мухто, 11 - Паромай, 16 - Усть-Эвай, 17 - им. Р.С. Мирзоева, 18 - Монги, 19 - Углекуты, 20 - Катангли, 21 — Набиль, 24 — Окружное; 9 — мелкие (1 —10): 10 — очень мелкие (менее 1); 11 — 15 — типы месторождений по фазовому составу: 11 — нефтяные, 12 — газонефтяные, 13 — нефтегазовые, 14 — газовые,

15 — газоконденсатные

Нижне-среднемиоценовый (уйнинско-дагинский) НГКтерри-генный угленосный толщиной до 3000 м. Коллекторами служат тер-ригенные пласты в слоистой толще уйнинской и дагинской свит, региональной покрышкой — глины низов окобыкайской свиты.

Средне-верхнемиоценовый (окобыкайско-нутовский) НГК терригенный угленосный толщиной до 7000 м. В толще пересла­ивания коллекторами являются песчаники, покрышками — пе­рекрывающие их глины.

Возможно нефтегазоносные донеогеновые комплексы харак­теризуются, как правило, высокой степенью уплотнения пород.

К настоящему времени на северо-востоке Сахалина открыто 64 месторождения, в том числе семь в прибрежных зонах шельфа. Две трети ресурсов углеводородов области приходятся на окобы­кайско-нутовский комплекс. Среди месторождений преобладают многопластовые с залежами сводового типа и элементами текто­нического и литологического экранирования. Глубина залежей меняется от 50 до 3300 м. Основные месторождения на суше (Ок­ружное (рис. 252), Восточно-Дагинское (рис. 253), Восточно-Эха-бинское (рис. 254), Охинское (рис. 255), Эхабинское (рис. 256), Эрри, Тунгорское (рис. 257), Колендинское (рис. 258), Паромайс-кое (рис. 259), Шхунное (рис. 260), Некрасовское (рис. 261), Запад­но-Сабинское (рис. 262), Восточное Эхаби и др.) в значительной степени выработаны. Месторождения на шельфе отличаются боль­шими запасами и более благоприятными условиями разработки (Лунское, 1Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Одопту-море и др.), а в море острее стоят проблемы экологии. С дальнейшим развитием морских работ связываются основные перспективы расширения сырьевой базы в рассматриваемой НГО.

Окружное нефтяное месторождение (см. рис. 252) приуро­чено к одноименной брахиантиклинальной складке. Открыто в 1971 г. Расположено на берегу Охотского моря: западная его поло­вина находится на территории острова, а восточная — в аква­тории Охотского моря. Свод складки сложен породами барской свиты. На западном крыле углы падения 15—30°, на восточном они несколько круче. Кроме того, восточное крыло осложнено продоль­ным разрывом. Плотность нефти 828,1 кг/м³, содержание серы 0,21, парафина 0,66%.

Восточно-Дагинское газонефтяное месторождение (см. рис. 253) расположено в нижнем течении р. Даги и представляет собой бра-хиантиклинальную складку, разбитую рядом разрывов. Открытое

Рис. 252. Окружное нефтяное месторождение [22]:

1 — поисковые скважины, давшие нефть; 2 — изогипсы по электрорепе­ру внутри верхней части борской свиты; 3 — разрывы; 4 — нефтеносный горизонт; 5 — борская свита

1970 г., разрабатывается с 1974 г. Открыты две залежи: газонеф­тяная в низах окобыкайской свиты и нефтяная — в верхней части дагинской свиты. Нефть имеет плотность 839,8кг/м³, содержание серы 0,31, парафина 12,24; пластовое давление 199,5 кгс/см². Плот­ность газа 0,5866 кг/м³, содержание метана 95,8 %.

Рис. 253. Восточно-Дагинское газонефтяное месторождение [22]:

1 — изогипсы по кровле дагинской свиты; 2 — разрывы; 3 — контур нефтегазоносности; 4, 5, 6 — песчаные, глинистые и песчано-глинистые по­роды; 7 — нефть; 8 — нефть и газ

Охинское нефтяное месторождение (см. рис. 255) приуроче­но к асимметричной, сильно нарушенной сбросами брахиантик-линали с крутым восточным (30—70°) и пологим западным (15—20°) крыльями. Амплитуда и площадь структуры увеличиваются с глу­биной соответственно от 400 до 600 м и от 10 до 20 км².

Открытое 1923г., разрабатывается с 1923г. Продуктивные пласты характеризуются сильной литологической изменчивос­тью. Эффективные мощности их меняются от 1 до 90 м, порис­тость 14—30%, проницаемость составляет (1—1500)-10'¹⁵ м². За-

Рис. 254. Восточно-Эхабинское нефтяное месторождение [22]:

А — структурная карта надвинутой части структуры по кровле XVII пласта, Б — то же поднадвиговой части структуры по кровле 25-го пласта; 1 — изогипсы по кровле XVII и соответствующего ему 25-го пластов; 2 — разрывы; контуры: 3 — нефтеносности XVII и 25-го пластов, 4 — газоносно­сти 25-го пласта; 5 — нефть; 6 — газ; 7 — глинистые, 8 — песчаные породы

лежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. В на­чале разработки все залежи характеризовались режимом раство­ренного газа, который постепенно перешел в гравитационный. Нефть тяжелая, плотностью 0,91—0,93 г/см³, смолистая (акциз­ных смол 20-40 %).

Эхабинское нефтяное месторождение (см. рис. 256) приуро­чено к антиклинальной складке, в строении которой принимают участие песчано-глинистые отложения миоцен-плиоценового воз­раста. Открытое 1936г., разрабатывается с 1937г. Эхабинская брахиантиклиналъная складка северо-западного простирания име­ет длину 6 км, ширину 2 км и амплитуду ловушки 250 м, асиммет­рична, с пологим западным и крутым (до 65°) восточным крылом, осложненным продольным взбросом. Плоскость последнего накло­нена на запад, амплитуда смещения 50—250 м. Складка по окобы-кайским горизонтам имеет сундучную форму, а по дагинским — гребневидную. На месторождении открыто восемь нефтяных за­лежей и одна газовая. Коллекторами для нефти и газа служат пес­ки и песчаники, эффективная пористость которых изменяется по площади в очень широких пределах — от 3 до 30%; в среднем по пластам она составляет 17—18%. Проницаемость коллекторов из­меняется от 4 до 155 мдарси. Эффективная мощность четырех пластов 12—24 м, остальных — не превышает 9 %.Все залежи пла­стовые сводовые и, за исключением трех пластов, срезанные раз­рывом на восточном крыле.

Тунгорское нефтегазоконденсатное месторождение (см. рис. 257) приурочено к брахиантиклинали меридионального про­стирания с углами падения восточного крыла 45', а западного до 20°. Открыто в 1958 г., разрабатывается с 1960 г. По продуктив­ному окобыкайскому горизонту амплитуда складки 130м, площадь 8 км. Первый промышленный приток нефти получен в 1957 г. На месторождении открыто 15 залежей: 3 нефтяных, 7 газовых и 5 газоконденсатных, приуроченных к песчаным пластам с эффек­тивной мощностью от 3 до 56 м, открытой пористостью 16— 22% и проницаемостью (1—140)-10^-14 м². Залежи пластовые сводо­вые, высота от 15 до 95 м. Нефтяные залежи характеризуются режимом растворенного газа с влиянием одностороннего напо­ра краевых вод, вследствие чего залежи частично смещены на восточное крыло. Начальное пластовое давление в XX пласте 21,5 МПа, рабочие дебиты в начале эксплуатации 130—160т/сут, средний газовый фактор 180 м³/т.

Рис. 256. Эхабинское нефтяное месторождение [22]:

1 - изогипсы по кровле XIII пласта; 2 - контур нефтеносности; 3 - разрывы; 4 - нефть; 5 - газ; 6 - глинистые, 7 — песчаные породы

Рис. 257. Тунгорское нефтегазоконденсатное месторождение [22]:

а - структурная карта по кровле пласта XX; б - геологический разрез; 1 - изогипсы кровли XX, м; 2 — контур нефтеносности; 3 — нефть; 4 — газ; 5 — покрышка; 6 — песчаные породы

Рис. 258. Колендинское газонефтяное месторождение [22]:

1 — изогипськ а — по кровле XVII пласта, б — по кровле XXI пласта; 2 — разрывы; контуры: 3 — газоносности XVII пласта, 4 — нефтеносности XVII пласта, 5 — нефтеносности XXI пласта для южной периклинали; 6 — нефть;

7 — газ; 8, 9 — глинистые и песчаные породы соответственно

Колендинское газонефтяное месторождение (см.. рис. 258) приурочено к асимметричной брахиантиклинали северо-западно­го простирания, с углами падения западного крыла 5—7°, восточ­ного 12—15°. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1964 г. Неф­тегазоносны отложения дагинской и окобыкайской свит среднего и верхнего миоцена. В интервале глубин 1000—1600м установлено шесть газовых залежей и одна газонефтяная. Залежи пластовые сводовые. Газ преимущественно метановый; нефть тяжелая,плотностью 0,874—0,927 г/см.³, содержит много смол (24—48 %) и парафина (2 %).

Паромайское нефтяное месторождение (см. рис. 259) приуро­чено к одноименной антиклинальной складке. Открыто в 1951 г., разрабатывается с 1951 г. Вскрытый скважинами разрез сложен песчано-глинистыми отложениями, расчлененными на нутовскую и окобыкайскую свиты. Паромайская антиклиналь имеет длину око­ло 20 км и осложнена несколькими более мелкими складками. Запад­ное крыло структуры с углами падения в присводовой части 60—80° нарушено продольным взбросо-надвигом, по которому сводовая часть надвинута на относительно пологое западное крыло. Плос­кость разрыва наклонена на восток, амплитуда смещения дости­гает в своде 700 м и уменьшается к югу. Нефтяные залежи приуро­чены к поднадвиговой части структуры, разбитой поперечными и диагональными нарушениями (преимущественно сбросового харак­тера) на многочисленные блоки. Амплитуды сбросов изменяются от 10 до 200 м. На месторождении открыты 12 залежей нефти, причем две залежи имеют газовые шапки. Песчаные пласты, содер­жащие нефть и газ, имеют эффективную мощность от 2 до J 5 м и пористость 27—19%, которая уменьшается вниз по разрезу. Все залежи по типу ловушек относятся к пластовым тектонически экранированным (поднадвиговым) и, кроме того, осложненным по­перечными и диагональными разрывами. Нефти месторождения относительно легкие, с плотностью 815,7—840,6 кг/м³. Содержат парафина 0,19—3,48, серы 0,14—0,31 %; выход легких фракций (до 300°С) составляет 75—84 %. Газы метановые, плотностью 0,6553— 0,7632 кг/м³, с содержанием тяжелых углеводородов до 10—23 %.

Шхунное газонефтяное месторождение (см. рис. 260) приуро­чено к самой северной антиклинальной складке Гыргыланьинской зонынефтегазонакопления. Открытое 1964г., разрабатывается с 1972г. Структура имеет широкий свод, относительно крутое (25— 30°) восточное крыло и пологое (15—20°) западное. Диагональными разрывами она разбита на ряд блоков. Наиболее крупным является разрыв северо-западного простирания, по которому опущена север­ная периклиналь. Амплитуда этого нарушения достигает 240 м, плоскость разрыва наклонена на юго-запад под углом около 60°. На месторождении открыто 4 газовые и 5 нефтяных залежей. Все они приурочены к коллекторам нижнеокобыкайской подсвиты, имею­щим, эффективную мощность от 12 до 53 м, пористость 25—26 % и проницаемость до 433 мдарси. Глубина залегания промышленных

Рис. 259. Паромайское нефтяное месторождение [22]:

1 — изогипсы по кровле VIII пласта; 2 — разрывы; 3 — нефть; 4 — газ; 5 — контур нефтеносности; 6 — песчаные, 7 — глинистые породы

скоплений нефти и газа — от 650 до 1260 м.Все залежи нефти и одна залежь газа находятся в северном блоке и относятся к пластовым тектонически экранированным (на периклинали). В центральном блоке открыты залежи газа, которые по типу ловушек относятся

Рис. 260. Шхунное газонефтяное месторождение [22]:

1 — йзогипсы по кровле VII пласта; 2 — разрывы; 3 — контуры: а — неф­теносности, б — газоносности; 4, 5, 6 — песчаные, глинистые и песчано-глинистые породы; 7 — нефть; 8 — газ

к пластовым сводовым, разбитым разрывами на блоки. Высота за­лежей в своде не превышает 25 м, а на периклинали — 50 м. Нефть месторождения тяжелая, с плотностью 928,4—932,8 кг/м³; содер­жит акцизных смол до 12, серы —0,21—0,32, парафина —0,44—0,62%. Газ метановый, плотностью 0,5662—0,6233кг/м³, с содержанием тя­желых углеводородов до 2,8%.

Некрасовское газонефтяное месторождение (см. рис. 261) приурочено к брахиантиклинальной асимметричной складке с кру­тым восточным (до 40°) и пологим западным (10—15°) крыльями. Открытое 1957г., разрабатывается с 1963г. Строение складки-на глубине (по отложениям окобыкайской свиты) значительно ус­ложнено большим количеством разрывных нарушений с амплиту-дамидоЗООм. Открыто 10 залежей:2 нефтяные, 3 газонефтяные и 5 газовых. Нефти месторождения легкие, плотность их колеб­лется от 775 до 843 кг/м³. Содержание серы составляет 0,1—0,3, парафина — до 2%. Выход легких фракций (до 300° С) достига­ет 70—90%. Установлена высокая растворимость нефти в газе, наличие конденсата. Начальный газовый фактор дости­гает 2000 м^э/т. Все залежи относятся к пластовым сводовым, разбитым разрывами на блоки.

Коллектором для нефти и газа служит разнозернистый пес­чаник с эффективной пористостью около 18 %, проницаемостью до 150 мДарси. Дебиты нефти изменяются от 10—15до 42т/'сут­ки, дебиты газа достигают 75—100 тыс. м/сутки. Нефтьлегкая, плотность 797—821,2 кг/м³, содержание акцизных смол 6—7, пара­фина 1—2, серы 0,1—0,2 %. Выход легких фракций 77—94 %. Началь­ное пластовое давление 242,5 кгс/см², пластовая температура 84,5°С. Газовый фактор колеблется от 475 до 1600 м³/т. В составе газа преобладает метан (85,4—90,0%), отмечено большое содер­жание этана и высших углеводородов (до 10%).

Западно-Сабинское газонефтяное месторождение (рис. 262) расположено западнее Сабинского и приурочено к антиклиналь­ной складке, осложняющей западное крыло антиклинальной зоны. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1966 г. Представляет со­бой куполовидное поднятие размером 3,3x5,5 км, нарушенное мно­гочисленными сбросами с амплитудами от нескольких десятков до 200 м. Углы падения породна крыльях не превышают 5—6°. От­крыто 6 залежей: 4 нефтяные, одна газонефтяная и одна газовая. Нефтяная залежь VIII пласта по запасам является наибольшей. Пласт, залегающий на глубине 1263—1407 м, представлен череда-

ванием тонких песчаных и глинистых прослоев общей мощностью до 39 м. Средняя эффективная мощность 11м. Пористость пес­чаных коллекторов составляет 20 %, проницаемость в среднем — 300 мДарси. Нефтеносность VIII пласта впервые была установ­лена в скв. 1, при испытании которой получен приток нефти с де­битом 12 т/сутки (через 6-миллиметровый штуцер). Пластовое давление в залежи 125,2 кгс/см², начальный газовый фактор 30— 40м³/т. Нефть тяжелая (плотность 973кг/м³), слабопарафинис-тая (1,8 %), бессернистая. Высота нефтяной залежи 110м.

Южно-Охинское газонефтяное месторождение приурочено к одноименной куполовидной складке размером 2x1,5 км и ампли­тудой поднятия около 80 м. В северной ее части проходит сброс северо-восточного простирания с амплитудой 400 м. Два других разрыва, но уже северо-западного простирания, с амплитудой 40 и 140м, осложняют свод и южную периклиналь структуры. Склад­ка по верхним горизонтам асимметрична: углы падения западного крыла 10—15°, восточного до 45°. Свод складки с глубиной смеща­ется к западу на 800—900м. Открытое 1949г., разрабатывается с 1952 г. На месторождении открыто 6 залежей: 3 газовые, 2 газо­вые с нефтяными оторочками и одна нефтяная. Все продуктив­ные пласты сложены песками со средней пористостью 19—27 % и эффективной мощностью от 1 до 22м. Газ месторождения сухой, метановый, с плотностью 0,575—0,645кг/м³. Нефти имеют плот­ность 838—852кг/м³, содержат акцизных смол до 10, парафина до 6 %. Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевые, с минерализа­цией около 14 г/л.

Северо-Охинское газонефтяное месторождение приуроче­но к небольшой антиклинальной складке, осложняющей северную периклиналь Охинской структуры. Свод ее сложен глинисто-пес­чаными осадками нижненутовской подсвиты, под которыми за­легают песчано-глинистые отложения окобыкайской свиты мощ­ностью 1100м. Открытое 1967г., разрабатывается с 1967г. От­крыто 5 залежей: одна газовая, две нефтяные с газовыми шапка­ми и две нефтяные. Промышленные скопления залегают на глуби­нах 900—1400 м. Эффективная мощность пластов колеблется от 8 до 23 м, пористость — от 20 до 23%. Пласты характеризуются резкой литологической изменчивостью. Нефти месторождения имеют плотность от 842,1 до 869,3 кг/м³, содержат 12—28% ак­цизных смол и 0,6—2,8% парафина. Газы метановые, с плотнос­тью 0,5871—0,5945 кг/м³, увеличивающейся вниз по разрезу.

Мухтинское газонефтяное месторождение является самым крупным месторождением Паромайской зоны нефтегазонакопле-ния. Приурочено к антиклинальной структуре. Открытое 1959г., разрабатывается с 1963г. Мухтинская антиклиналь отделена от Паромайской небольшим седловидным прогибом. Углы падения по­род ее западного крыла в присводовой части составляют 50—85, восточного — 20—30°. Вдоль западного крыла складки проходит ре­гиональный взбросо-надвиг с амплитудой 600—800 м, по которому восточный блок надвинут на западный; кроме того, поперечными и диагональными разрывами типа взбросов складка разбита на ряд блоков. Открыто 14 залежей: 3 газонефтяные, остальные нефтя­ные. По типу ловушек залежи тектонически экранированные на периклинали и пластовые сводовые, разбитые на самостоятель­ные блоки. Эффективная мощность пластов-коллекторов изменя­ется обычно в пределах 5—20 м. Пористость коллекторов 21—30 %, проницаемость — до 500 мДарси. Нефти месторождения в четы­рех верхних пластах имеют плотность 830—906,6, в нижних — 829,9-874,0 кг/м³; содержание серы 0,1-0,2, парафина 0,7-3,2%. Газ метановый, с плотностью 0,5944—0,6232 кг/м³ и содержанием тяжелых углеводородов 3,2—3,5 %. Воды гидрокарбонатно-натри-евые, с минерализацией 6—28 г/л, возрастающей вниз по разрезу.

Волчинское газонефтяное месторождение связано с круп­ной антиклинальной складкой, осложненной в южной части более мелкими локальными структурами. Открыто в 1963 г., разраба­тывается с 1972г. Месторождение многопластовое: в дагинской свите в отдельных тектонических блоках выявлены нефтяные залежи. На Северинской и Ключевской площадях (свод и южные пе-риклинальные блоки структуры) в окобыкайской свите установ­лено 10 газоносных пластов и, кроме того, в дагинской свите об­наружена залежь газа. В пределах месторождения выявлен ряд сбросов с амплитудами до 200 м, которые часто служат текто­ническими экранами для нефтяных и газовых скоплений. Коллек­торами нефти и газа являются пачки пород, представленные пе­реслаиванием песчаных разностей, мощностью до первых десят­ков метров, с глинистыми и алеврито-глинистыми разностями. Открытая пористость песчаников составляет 20—25 %, а прони­цаемость — 500—600 мДарси.

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторожде­ние расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 67км к ЮВ от г. Оха и в 17 км от берега. Открыто в 1986 г., по запасам

относится к категории крупных. Приурочено к Одоптинской ан­тиклинальной зоне. Месторождение контролируется крупной ан­тиклинальной складкой, осложненной тремя куполами — Пильтун-ским, Южно-Пильтунским и Астохским. Амплитуда каждого — от 100 до 200 м. Антиклиналь осложнена сбросами амплитудой 20—40 м, которые разделяют структуру на ряд блоков и контролируют рас­пространение залежей по площади. Углы падения слоев на запад­ном крыле 10—12°, на восточном — 8—10°. Нефтегазоносны терри-генные отложения нижненутовской подсвиты нижнего миоцена. До­казана продуктивность 13 пластов. Глубина кровли верхнего 1300м, нижнего — 2334 м. Пористость от 22 до 24%, t — 50,5— 73°С. Плот­ность нефти 0,874—0,876г/см³, вязкость 0,11—0,5МПа-с, содержа­ние серы 0,12—0,27%, парафина 0,21—2,56%, смол и асфальтенов 2,5—4,3 %. Плотность газа по воздуху 0,604—0,638; газ содержит ме­тана 94,11-91,75 %, углекислого газа 0,52 %, азота 0,28-0,84 %.

Аркутун-Дагинское нефтегазокондепсатное месторожде­ние расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 123км восточно-юго-восточнее от г. Оха, в 26 км от береговой линии. При­урочено к Одоптинской антиклинальной зоне. Открыто в 1986 г., по запасам относится к категории средних. Залежи контролиру­ются тремя антиклинальными складками — Аркутунской, Дагинс-кой иАйяшской. Размеры общей структуры 56x10км (покровлениж-ненутовскогоподгоризонта), амплитуда — до 500 м. Нефтегазонос­ны терригенные отложения нижненутовского подгоризонта ниж­него миоцена (10 пластов); глубина кровли верхнего — 1700 м, ниж­него — 2300 м. Пористость коллекторов в среднем 23%,t — om60go 71 °. Плотность нефти 0,824—0,844 г/см³, вязкость 0,41—0,5 МПа-с, содержание серы 0,18—0,38 %, парафина 0,15—2,59 %, смол и асфаль­тенов 2,2—5,73 %. Плотность газа по воздуху 0,614—0,660. Конден-сатный фактор — 108,5. Газ содержит метана 94,44—90,85 %, угле­кислого газа 0,23-1,03 %, азота 0,30-0,35 %.

Одопту-Море нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 6—8 км от берега и 40—50 км к югу от г. Оха. Открыто в 1977г. Приурочено к Одоптинской антиклинальной зоне. По кровле нутовской свиты (N₁nt) размеры 6,5x32 км, амплитуда 200 м. Свод структуры ослож­нен тремя куполами — северным, центральным и южным, размеры от 6 до 12 км. Западное крыло складки более крутое, чем восточ­ное, углы падения слоев 5—17° и 3—7°. Разрывных нарушений не ус­тановлено. Нефтегазоносные отложения нижненутовской подсвиты нижнего миоцена представлены песчаниками, алевролита­ми и аргиллитами. Установлено 13 продуктивных пластов-коллек­торов. Глубина кровли верхнего пласта 1250м, нижнего 1972м. По­ристость коллекторов от 19 до 25%, проницаемость в среднем 0,56 мкм². Начальные пластовые давления 17,1—21,3 МПа, 162—72°С. Начальные дебиты нефти от 10,5 до 90 т/сут. Плотность нефти 0,839—0,871 г/см-³, вязкость 0,74—1,18МПа-с, содержание серы 0,2— 0,4%, парафина 0,5—1,3%, смол и асфальтенов 3,91—8,8%. Плот­ность газа по воздуху 0,584—0,636. Газ содержит метана 94,85— 96,4 %, углекислого газа 0,12%, азота 0,51-1,10 %.

Лунское-Море нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 335 км к югу от г. Охи и 12—15 км от берега. В тектоническом отношении приурочено к Ныйской антиклинальной зоне. Открыто в 1984 г. Контролируется крупной брахиантиклинальной складкой разме­ром 8,5x26 км (по кровле дагинской свиты) и амплитудой 600 м. Структура пересечена серией сбросо-сдвиговых нарушений с ам­плитудой смещения от нескольких до 200 м. Углы падения слоев на крыльях структуры 8—10°. По верхним горизонтам складка выпо-лаживается, углы падения уменьшаются до 3—4°. Нефтегазонос­ный комплекс приурочен к дагинской свите нижнего-среднего ми­оцена, сложенной терригенными песчаниками, алевролитами и ар­гиллитами. На месторождении установлена продуктивность 15 пластов-коллекторов. Это газоконденсатные залежи, нефтяные оторочки открыты в 4 из них. Кровля верхнего пласта на глубине 2082 м, нижнего — 2843 м. Пористость коллекторов от 24 до 26%, t — от 72 до 82°С. Плотность нефти 0,816 г/см³, вязкость 0,25— 0,7 МПа-с, содержание серы 0,13%, парафина 1,44—1,79%, смол и асфальтенов 1,2—1,45%. Плотность газа 0,621—0,630. Газ содер­жит метана 93—92,06 %, углекислого газа 0,28 %, азота 0,65—1,14 %.

Кирийское газоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном, шельфе о. Сахалина в 65 км к востоку от пос. Ноглики и 20 км от берега. В тектоническом отношении оно при­урочено к Ныйской антиклинальной зоне. Открыто в 1992 г., по запасам относится к категории средних. Залежи газоконденсата ограничены антиклинальной структурой, представляющей собой вытянутую складку, осложненную поперечным сбросом небольшой амплитуды. Размеры складки 10x1,5км (покровле дагинскогогори­зонта), амплитуда 200 м. Газоносны терригенные отложения да-гинского горизонта нижнего-среднего миоцена, в которых открыmo 4 газоконденсатных пласта. По данным, испытаний предпола­гается, что в верхних трех пластах существует одна массивная залежь с единым газоводяным контактом. Глубина кровли верхне­го пласта 2820 м, нижнего — 2968 м. Пористость коллекторов — 18-22%.

Чайво-Море нефтегазоконденсалшое месторождение рас­положено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 120 км к юго-востоку от г. Оха и в 12 км от берега. Приурочено к безымянной седловине между Чайвинской и Пильтунской синклинальными зо­нами. Открыто в 1979г. Залежи контролируются брахиантикли-нальной складкой простого строения размером 4x8 км по кровле нижненутовского подгоризонта и амплитудой до 150м. Ось склад­ки ориентирована на северо-запад. Нефтегазоносные нижнемио­ценовые отложения нижненутовского подгоризонта представле­ны песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Установлена про­дуктивность 10 пластов-коллекторов. Глубина залегания верхнего пласта 1175 м, нижнего 2787 м. Пористость 19—25%, проницае­мость 0,163-0,458 мкм² (68-87°С.Плотностънефти 0,832-0,913 г/ см³, вязкость 0,640—0,642 МПа-с, содержание серы 0,1—0,4%, па­рафина 0,5—1,3%, смол и асфальтенов 5—13,1%. Плотность газа по воздуху 0,624—0,673. Газ содержит метана 93,6—93,8 %, углекис­лого газа 0,3-0,52 %, азота 0,3-0,6 %.

ЮЖНО-САХАЛИНСКАЯ НГО площадью 47,5 тыс. км² (в том числе перспективная площадь суши — 4 тыс. км²) отличается зна­чительно меньшими толщинами неогеновых отложений и сокра­щенным разрезом палеогена. Выделяется Макаровский прогиб с мощностью кайнозойского осадочного чехла 6 — 7 км и располо­женный к востоку Владимирский прогиб с мощностью осадочных отложений до 3 — 4 км. Ресурсы углеводородов связаны, в основ­ном, с окобыкайско-нутовским нефтегазоносным комплексом. От­крыты три небольших месторождения газа: Восточно-Луговское, Южно-Луговское и Золоторыбинское. Общий потенциал НГО оце­нивается невысоко.

ЗАПАДНО-САХАЛИНСКАЯ НГО площадью 135 тыс. км² в сво­ей субаквальной части приурочена к акватории Татарского про­лива и смежных районов Японского моря. Перспективная площадь акватории в пределах шельфа о. Сахалин составляет 23,6 тыс;, км². Высокая степень эродированности отложений на островной час­ти области, неблагоприятный для аккумуляции лито-фациальный состав неогеновых отложений и на большей части площади области высокая степень литофикации палеогеновых и верхнемеловых отложений, значительно снижает перспективы нефтегазоносности области.

Крупнейшей геологической структурой Западно-Сахалинской НГО является — Западно-Сахалинский прогиб, охватывающий акваторию Татарского пролива (северные широты г. Чехова), Амурского лимана и смежные районы Северо-Западного Саха­лина. В осадочном чехле мощностью до 4 — 5 км выделяются верхне-меловой, палеоген-среднемиоценовый и верхнемиоценовый комплексы, отличающиеся смещением структурных планов. Бо­лее сложно устроена южная часть Западно-Сахалинского проги­ба, где на восточном крыле развиты крупные, довольно крутые асимметричные брахиантиклинали, нарушенные значительными продольными разрывами (Красногорская, Старомаячнинская).

Большая часть начальных суммарных ресурсов УВ отнесена к Нутовско-Окобыкайскому НГК и уйнинско-дагинскому комплек­сам. Около 74% начальных суммарных ресурсов составляют нефть и конденсат. В целом на долю Западно-Сахалинской ПНГО прихо­дится лишь около 8% начальных суммарных ресурсов УВ Сахалин­ского шельфа. В пределах ПНГО основные УВ приурочены к глу­бинам до 3 км.

На западном шельфе Сахалина в отложениях окобыкайско-нутовского комплекса (маруямская свита) открыто Изыльметьевское газовое месторождение.

ЗАПАДНО-КАМЧАТСКАЯ НГО площадью 70 тыс. км² занима­ет прогибы западного побережья п-ва Камчатка и прилегающей акватории (Западно-Камчатский, Охотско-Колпаковский, Воям-польский и др.). Крупнейшая тектоническая структура области является Западно-Камчатский синклинорный прогиб с мощностью осадочного чехла 6,5 км. Основная часть разреза представлена па­леоген-неогеновыми терригенными и кремнисто-глинистыми от­ложениями, среди которых развиты пласты с удовлетворительны­ми емкостно-фильтрационными свойствами и изолирующие дос­таточно мощные пачки. Нижнюю часть осадочного чехла слагают песчано-глинистые верхнемеловые отложения.

Перспективы нефтегазоносности связываются (в порядке убывания) с неогеновыми, палеогеновыми и верхнемеловыми комплексами. Вторая крупная отрицательная структура Западно-Камчатской НГО — Охотско-Колпаковский тыловой прогиб — имеет осадочный чехол мощностью до 8 км. Он практически целиком представлен неогеновыми отложениями, в верхней части разреза которых имеются мощные пласты хороших поровых кол­лекторов.

На суше открыто четыре небольших по запасам газоконден-сатных месторождения (Кшукское и др.) на глубине 1200 — 1600 м, приуроченных к нижнемиоценовому и средне-верхнемиоценово­му комплексам; газопроявления отмечены в отложениях эоцена и верхнего мела.

Кшукское газовое месторождение — первое месторождение, открытое на Камчатке, расположено на ее юго-западном, побере­жье и приурочено к антиклинальной складке размером 8x5 км, с амплитудой около 100 м. Продуктивны вулканомиктовые песча­ники кавранской серии (верхний миоцен-плиоцен), обладающие от­крытой пористостью 12—32 % и проницаемостью 0,02—0,15мкм² и более. Глубина залегания продуктивного горизонта 1149—1560 м. Дебиты скважин составляют от 70—207 тыс. м³/с на штуцере 12 мм, до 706 тыс. м³/с газа на штуцере 27 мм и 4,1 мУс газокон­денсата.

В целом, по Западно-Камчатской НГО основная часть прогноз­ных ресурсов нефти и газа приурочена к неогеновым и палеоге­новым отложениям.

Ульянско-Мареканская, Северо-Охотская, Центрально-Охотская и Южно-Охотская перспективные нефтегазоносные области выделены в акватории Охотского моря и на прилегаю­щих участках суши по аналогии с областями доказанной нефте-газоносности. По геофизическим и геологическим данным в их пределах предполагаются крупные осадочные бассейны, выпол­ненные преимущественно терригенными, реже кремнисто- вул­каногенными породами суммарной толщиной 5000 — 8000 м (Го-лыгинский прогиб и др.) палеогенового, неогенового и четвертич­ного возрастов.

Месторождения Сахалина в основном приурочены к ловуш­кам структурного типа. Наиболее широко развиты месторожде­ния, связанные с антиклинальными складками с нарушенными сводами (Охинское, Узловое, Сабинское, Катанглинское и др.). Ограниченное распространение имеют месторождения связан­ные с антиклинальными и брахиантиклинальными складками с ненарушенными сводами (Прибрежное, Тунгорскоеидр.) и мес­торождения, приуроченные к моноклиналям (Паромайское, Се­верное Колендо). Большая часть залежей пластовые с эффективной мощностью 5 — 25 м, иногда до 50 — 60 м с открытой пористо­стью 13-20%.

Подавляющее большинство залежей осложнено разрывными нарушениями, литологическим выклиниванием, стратиграфичес­ким срезанием. Основные запасы нефти 84% приурочены к глу­бинам 0 — 2 км, газа — 1 — 3 км, газоконденсата (90%) — 2 — 3 км.

Поиск по сайту: