Дальневосточная нефтегазоносная провинция

1. Охотско-Камчатская НГО.

В 1983 году здесь открыто первое и единственное газовое месторождение – Кшукское в отложениях миоцена.

2. Северо- Сахалинская НГО охватывает Сахалинский мегаантиклинорий, и сочленяющиеся с ним прогиб Татарского пролива и Восточно-Сахалинский антиклинорий.

В разрезе выделяется три структурных этажа. Нижний – (верхнемеловой) этаж представлен мощной –5км толщей песчано-глинистых пород на западе и вулканогенно-осадочных образований на востоке. Средний этаж (палеоген-плиоценовый) – терригенными, значительно деформированными породами мощностью 6-8 км, верхний (верхнеплиоцен-четвертичного возраста – слабодислоцированными терригенными породами. Первое месторождение нефти - Охинское открыто в 1923г. в неогеновых отложениях. Всего более 60 месторождений открыто (около 500 залежей).

В Ceвepo-Сахалинской области выделяется до 14 зон нефтегазонакопления с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Кроме того, можно указать еще не менее 36 линейных складчатых зон с нефтегазопроявлениями.

В наиболее изученном Охинском районе можно выделить семь зон нефтегазонакопления приуроченных к зонам линейных складок.

В восточной зоне, находящейся вблизи Охотского моря, открыто Одоптинское местоскопление. В пределах следующей к западу Охинской, зоне установлены местоскопления Охинское, Южно-Охинское, Эхабинское, Восточно-Эхабинское, Тунгорское. Местоскопления Кыдыланьинское, Мухтинское, Паромайское составляют самостоятельную зону нефтегазонакопления. Сабинская зона для большинства локальных структур бассейна характерно сочетание кон- и постседиментационного развития. Заложение многих структур можно отнести к началу среднего миоцена - периоду активизации тектонических движений. Рост складок с различной степенью интенсивности и унаследованности продолжался в позднем миоцене и плиоцене. Постседиментационные, тектонические движения (сахалинская фаза складчатости) в разной степени преобразовали облик этих структур, увеличив их амплитуду, степень интенсивности, осложненность разрывами. За счет этих движений сформированы и новые чисто постседиментационные структуры. Указанный период формирования ловушек практически совпадает со временем интенсивной генерации и эмиграции УВ в основных очагах нефтегазообразования.

Все местоскопления Ceверо-Сахалинской нефтегазоносной области приурочены к антиклинальным складкам, большая часть которых  сложно построены и нарушены сбросами и надвигами. Местоскопления многопластовые.

Большинство месторождений, перспективных ловушек и зон нефтегазонакопления относятся к структурному типу, обычно приурочены к антиклинальным складкам различного генезиса и часто связаны с региональными зонами тектонических нарушений: взбросо - надвигами (Восточно-Эхабинская, Паромайская и другие зоны), конседиментационными сбросами. Структурно-литологичес -кие ловушки, связанные с зоной замещения песчаных пластов нижненутовского подгоризонта на глинистые, содержат залежи нефти и газа Одоптинской зоны нефтегазонакопления. Ловушки этого типа выявлены в окобыкайско-нижненутовом комплексе на западном крыле Одоптинской антиклинальной и северной периклинали Венинской структуры, а также предполагаются в дагинском комплексе на западных крыльях Дагинской и Аяшской структур.

Проницаемые (резервуарные) породы наблюдаются во всех стратиграфических подразделениях мезо-кайнозойского разреза. В них выделяются несколько типов природных резервуаров: пластовый, массивно-пластовый, массивный и линзовидный. Наиболее распространен пластовый тип, представляющий чередование песчаных, алевритовых и глинистых пластов. С ним связана большая часть залежей и запасов нефти, разведанных в регионе, и около половины запасов свободного газа. Оптимальными условиями аккумуляции УВ характеризуется пластовый резервуар с отношением коллекторов и флюидоупоров 1 – 4 - 2 - 3. Залежи массивно-пластового типа менее распространены, однако очень весомы по запасам УВ.

Резервуары массивного типа с трещинным и трещинно-поровым коллекторами предполагаются на северо-восточном шельфе в отложениях даехуриинского горизонта и пильском глинисто-кремнистом комплексе. К резервуару массивного типа в трещиноватой толще силицитов приурочена нефтяная залежь на месторождении Окружное.

Антиклинальные и брахиантиклинальные складки меридионального простирания, осложнены дизъюнктивными нарушениями на блоки. Отсюда залежи по типу: пластовые сводовые тектонически экранированные, литологического выклинивания, массивные, пластовые тектонически экранированные.

Высота залежей находится в прямой зависимости от мощности покрышек. Если покрышка менее 10-12 м, залежь не сохраняется. Покрышки окобыкайской свиты состоят из плохо отсортированных глин, аргиллитов, алевролитов, что снижает их герметичность.

Существует прямая зависимость между амплитудами складок и запасами в зонах нефтегазонакопления. В складках с амплитудами менее 60 м встречены газовые , реже газонефтяные залежи. А в складках с амплитудой 80 –100 м и более преобладают скопления нефти. Интересно, что осложнение структур сбросами заметно не отражается на величине запасов местоскоплений. Отмечено, что структуры высотой менее 30м не содержат промышленных запасов.

Все открытые месторождения на острове Сахалин входят в состав Северо-Сахалинской НГО, в составе которой выделяется до 14 зон нефтегазонакопления с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Северо-Сахалинский прогиб.

1. Эспенбергская нефтяная зона (Северо-Колендинское, Колендинское ГН, 14 залежей нефти в песчаниках, алевролитах нутовской, окобыкайской свит нижнего неогена. Пористость 26%, проницаемость 1-820 мд). Дебиты нефти 50-150 т/сут.).

2. Эхабинская антиклинальная зона. (Северо.-Охинское 4, Южно-Охинское-6 залежей.

Охинское нефтяное –10 блоков, 13 залежей пластово-сводовых тектонически экранированных, в песчаниках, алевролитах. ФЕС-25-30%, 140-400-1500мд, Глубина залегания залежей от 40 м до 600м. Толщина нефтенасыщенных песчаных пластов 10-85м. Дебиты нефти от 4,5 т/сут до 70 т/сут. Газовый фактор менее 150 м3/т.

Эхабинское –9 залежей.

3. Восточно-Эхабинская антиклинальная  зона. (Тунгорское -14, Восточно--Эхабинское, - надвиг, Восточно-Эхабинское-поднадвиг –13 залежей.

4. Приморская антиклинальная зона: (Одоптинское нефтяное, открыто в 1955г. Установлено 2 блока, 6 залежей  (пластовые, тектонически экранированные и литологически экранированные.

Одоптинское-море. НГК 1977г. 13 залежей в песчаниках – ФЕС: 20-22%, 10-130мд, отдельные образцы –590 мд. Пластово сводовые, тектонически экранированные, толщина песчаных пластов от 9 м до 60 м. Глубина залегания 1100-1800м.

5. Паромайская антиклинальная зона. Кыдыланьи ГН (8 блоков)-17залежей – пластово-сводовые массивные, песчаники, алевролиты, ФЕС:20-23%, 10-20 300, в верхней залежи до -2000мд. Дебиты нефти 15-80 т/сут, газа около 100 тыс.м3/сут.

Мухто (поднадвиг -8 блоков и надвиг -1блок) –17 залежей - пластовые, пластово-сводовые тектонически экранированные, нефтяные в алевролитах и песчаниках окобыкайской свиты

Северо-Паромай, Паромай-надвиг нефть., Паромай-поднадвиг-ГН -15, Пильтун,нефть. Пильтун-море, Горомайскоенефть.

6. Сабинская антиклинальная зона. Нельминское, Эрринское,  Сабинское,

7. Восточно-Дагинская антиклинальная зона. Дагинская, Восточно-Дагинская ГН-10,  Монгинская НГК-13 залежей в породах дагинской свиты, миоцен-средний. Покрышка- глины окобыкайской свиты. –верхний миоцен.

8. Катанглинская антиклинальная  зона Ногликское нефтяное –2 залежи, Катанглинское -2 блока, 3 залежи нефти в песчаниках слабосцементированных дагинской свиты. Глубина кровли пластов –100-135 м. ФЕС: 29-36%, проницаемость 500-2500мд Тип залежей массивные пластовые тектонически - экранированные и стратиграфически экранированные.

9. Набильская антиклинальная зона. Набильское газонефтяное,8 залежей.

10. Астрахановская антиклинальная  зона. Узловое газоконденсатное -17 залежей в песчаниках, алевролитах, глинах окобыкайской, дагинской и уйнинской свит. Залежи пластовые сводовые тектонически экранированные. Дебиты газоконденсата от 150 до 450 тыс.м3/сут.

11. Шатуно-Хузинская нефтяная зона. Окружное нефтяное – 5 залежей. На Окружном месторождении залежь нефти выявлена (1971 г.) в кремнистых отложениях пиленгской свиты.(неоген). Пиленгская свита представлена тонко переслаивающимися кремнистыми аргиллитами, опоковидными силицитами и кремнистые аргиллиты.

12. Сочленение Пильтунской и  Чайвинской синклинальных зон.

Чайво-море нефтегазоконденсатное. Открыто в 1979г.–8 залежей пластово-сводового типа в алевролитах, песчаниках окобыкайской и нутовской свит. ФЕС: 20-25%, 10-200мд. Дебиты нефти до 170 т/сут, газа – 300 .660 тыс. м3/сут.

Физико-химические свойства УВ. Нефти Сахалина характеризуются большим разнообразием. Плотность от 0,8 г/см3 до 0,813 г/см3 на месторождениях Паромайском, Некрасовском. Тяжёлые нефти - 0,92 – 0,95 г/см3 на месторождениях Катангли и Оха. Асфальтово-смолистых веществ от 2-3% до 20%. Нефти малосернистые. Отмечена закономерность в распределении нефти по разрезу: уменьшение плотности и смолистости, увеличение парафинистости с глубиной. Газ-метановый. – 90% (СН 4 более 90%), в газе отсутствует сероводород, азота-0,2%-4%. Газовые конденсаты имеют низкую плотность- от 0,69 до 0,79г/см3 . Большинство газовых конденсатов выкипают ло 300 градусов., их углеводородный состав метано-нафтеновый.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

 

Перспективы поисков месторождений нефти и газа связаны с юго-западной частью острова Сахалин, где выявлены многочисленные непромышленные притоки нефти и газа. Здесь перспективны отложения миоцена, палеоцена и верхнего мела. Традиционный район с развитой добывающей промышленностью на Северном Сахалине основательно разведан, там можно лишь рассчитывать на прирост запасов нефти в мало амплитудных нарушенных дизьюнктивами структурах, неструктурных объектах и более глубоких стратиграфических горизонтов, что связано со значительными материальными и ресурсными затратами. В то же время незаслуженно мало внимания уделяется юго-западному району Сахалина, перспективы которого достаточно велики.

Разработаны программы по освоению недр Сахалина. Всего 8 программ: «Сахалин-1»; Сахалин-2»; «Сахалин-3» и т.д..

Лицензионный блок «Сахалин-3» находится южнее Лунского залива. Проведены сейсморазведочные работы. В плане поисково-оценочное бурение. В 1993 г. приобрели программу компании Мобил и Тексако, Затем «Роснефть». Компания «КОО Пега-Стар».

«Сахалин-4». Это участок недр - Астрахановский блок шельфа северо-западного Сахалина, в Сахалинском заливе. Лицензия у «Сахалинморнефтегаз» (СМНГ). В 1999 году СМНГ пробурили на Астрахановской площади одну разведочную скважину-результат отрицательный.

«Сахалин»-5. Лицензионный блок находится на полуострове Шмидта, с его восточной стороны. Лицензию приобрёл «Бритиш Петролеум».

«Сахалин-6». – Проект  включает пограничный блок на восточном шельфе Сахалина (Поронайский район, Смирныхинский район, до мыса Терпения).

«Сахалин-7» -в лицензионный блок входит юго-восточная часть Сахалина и залив Анива.

«Сахалин-8» - Участок недр находится на юго-западном берегу Сахалина- Мыс Крильон, мыс Тык. 

 

 

 

 

Библиографический список

 

 

1.    Каламкаров   Л.В.   «Нефтегазоносные   провинции   в   области   России   и сопредельных стран» [Текст]: учебник для вузов. – М: ФГУП издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. Н.М.Губкина 2003. – 560с.

2.   Гайдуков Т.А. «Нефтегазопромысловые  провинции и области России»  [Текст]: учебное пособие.