Министерство  образования и науки Российской Федерации 

Федеральное агентство по образованию 

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 

Прикладной  геологии 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Курсовая  работа

Неогеновые  нефтегазоносные комплексы о.Сахалин 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Выполнил  студент группы НБ-09-2 Данилюк Н.М.

            Проверил руководитель  Рапацкая  Л.А\ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Иркутск 2010.

4. Неогеновые нефтегазоносные  комплексы о. Сахалин

     История поисков нефти и газа на шельфе Северного Сахалина насчитывает  около 100 лет. До середины 70-х гг. нефтегазопоисковые работы концентрировались на суше Северного Сахалина. Всего на острове и прилегающем шельфе открыто 70 месторождений, в том числе 11 нефтяных, 17 газовых, 24 газонефтяных и нефтегазовых, 6 газоконденсатных и 12 нефтегазоконденсатных. Среди них по запасам нефти и газа 6 месторождений относятся к крупным, 8 – к средним и 56 – к мелким.

     Интенсивные сейсморазведочные работы начаты на шельфе в 1977 г. и эту дату условно  можно считать началом промышленного  освоения шельфа Северного Сахалина. Всего на шельфе к середине 90-х гг. пробурено 55 глубоких скважин и открыто 7 месторождений с суммарными извлекаемыми запасами нефти, газа и конденсата свыше 1 млрд. т условного топлива (в пересчете на нефть). Шесть из них относятся к крупным, среди которых самые крупные нефтегазоконденсатные месторождения Лунское и Аркутун-Дагинское с геологическими запасами по сумме УВ ~ 500 млн. т условного топлива. Все крупные, а также средние по запасам месторождения выявлены в пределах Северо-Сахалинского прогиба. Небольшие по запасам месторождения выявлены в центральной и северо-западной частях Северного Сахалина. Нефтяное месторождение Окружное открыто в зоне Пограничного грабена на побережье Восточного Сахалина .

     Основные  нефтегазоносные и перспективные комплексы связаны с кайнозойскими отложениями, в толще которых последовательно выделяются семь структурно-стратиграфических комплексов (снизу вверх): олигоценовый (мачигарский), верхнеолигоценовый (даехуриинский), нижне-среднемиоценовый (уйнинско-дагинский), средне-верхнемиоценовый (окобыкайско-нижненутовский), нижнемиоценовый (верхненутовский), верхнемиоценовый (помырский) и плейстоценовый (дерюгинский).

     Структурно-стратиграфические  комплексы, которые окончательно оформились в конце плиоцена, отличаются друг от друга по стилю и уровню дислоцированности и большей частью разделены поверхностями несогласий. Мачигарский, даехуриинский и уйнинско-дагинский комплексы характеризуются резким преобладанием дизъюнктивных дислокаций и широким развитием складчато-блоковых деформаций. В окобыкайско-нижненутовском, верхненутовском, помырском и дерюгинском комплексах в основном развиты складчатые структуры различной интенсивности.  
 
 

РИС. 1. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

 
1 – береговая линия; 2 – выходы  фундамента на поверхность; 3 –  региональные разрывы; 4 – глубина  залегания фундамента, км; 5 – зоны  или группы зон нефтегазонакопления  с доказанной нефтегазоносностью: I – Лангрыйская, II – Астрахановская, III – Гыргыланьи-Глухарская, IV – Волчинско-Сабинская, V – Эспенбергская, VI – Охино-Эхабинская, VII – Одоптинская, VIII – Паромайская, IX – Чайвинская, Х – Восточно-Дагинская, XI – Ныйская, XII – Конгинская; 6-9 – месторождения нефти и газа по величине геологических запасов, млн. т условного топлива: 6 – крупные (> 100): 12 – Одопту-море, 13 – Пильтун-Астохское, 14 – Аркутун-Дагинское, 15 – Чайво, 22 – Лунское, 23 – Киринское; 7 – относительно крупные (10-100): 1 – Колен-до, 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 – Уйглекуты, 20 – Катангли, 21 – Набиль, 24 – Окружное; 8 – мелкие (1-10); 9 – очень мелкие (< 1); 10-14 – типы месторождений по фазовому составу: 10 – нефтяные, 11 – газонефтяные, 12 – нефтегазовые, 13 – газовые, 14 – газоконденсатные 

     Формирование  комплексов проходило на различных  стадиях рифтового и пострифтового этапов развития Северо-Сахалинского осадочного бассейна.

     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: взбросонадвигами (Восточно-Эхабинская, Паромайская и другие зоны), конседиментационными сбросами. Структурно-литологические 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 переклинали Венинской структуры, а также предполагаются в дагинском комплексе на западных крыльях Дагинской и Аяшской структур.

     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.

     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.

     Наименее  распространен линзовидный тип  резервуара. На Сахалине с ним связано  несколько мелких залежей. На шельфе выявлен ряд ловушек, предположительно тяготеющих к линзам песчано-алевритов  в нутовской толще Восточно-Одоптинской  зоны.

     Большая часть запасов нефти и газа на месторождениях Сахалина и шельфа приходится на глубину, не превышающую 3 км .

     Распределение ресурсов УВ по глубине залегания  определяется закономерностями изменения  экранирующих и коллекторских свойств  пород в зависимости от степени их катагенетической преобразованности, возраста и условий седиментации. Для палеогеновых и неогеновых отложений наблюдаются существенные различия в критических глубинах распространения поровых коллекторов: для первых они обычно не превышают 3,0-3,5 км, для вторых при благоприятных условиях могут достигать 5,0-5,5 км, но зона оптимального нефтегазонакопления с максимальной концентрацией ресурсов ограничивается 3,0-3,5 км [4]. Этим объясняется приуроченность подавляющей части как разведанных запасов, так и прогнозных ресурсов к интервалу глубин до 3 км.

     Для шельфа характерна низкая доля площади  и соответственно ресурсов мелководной  части с глубиной моря до 50 м.

     Распределение ресурсов по площади шельфа отражает закономерность, свойственную и другим нефтегазоносным регионам: концентрацию ресурсов в районах и зонах, отличающихся оптимальным сочетанием благоприятных условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Они выделяются большой мощностью (максимальная – 10-14 км) осадочного чехла преимущественно кайнозойского возраста. В разрезе присутствуют мощные толщи морских глинистых и глинисто-кремнистых нефтематеринских пород с высокой степенью зрелости ОВ и высоким нефтегазогенерационным потенциалом. Количество эмигрировавших УВ, суммированное по всему разрезу, достигает 15-25 млн. т (в пересчете на нефтяной эквивалент) на 1 км2.

     В последние годы существенно изменилась оценка нефтегазового потенциала сахалинского шельфа вследствие проведения более  детальных геофизических исследований, переинтерпретации геологического разреза по материалам геофизических работ и уточнения условий и эффективности процессов нефтегазонакопления в ловушках шельфа. В результате выявлены новые группы ловушек в отложениях нижненутовского и дагинского комплексов (традиционное направление нефтегазопоисковых работ), выделены новые перспективные направления нефтепоисковых работ, что позволило повысить почти в 2 раза оценку ресурсов шельфа Северного Сахалина.

     В соответствии с результатами проведенных  нефтегазопоисковых исследований, распределением перспективных и прогнозных ресурсов УВ, характеристиками выявленных и предполагаемых ловушек нефти и газа на шельфе выделяются несколько направлений нефтегазопоисковых работ, с которыми можно связывать основные перспективы прироста ресурсной базы.

     В последние годы в качестве нового перспективного направления нефтегазопоисковых работ на шельфе Сахалина рассматриваются  ловушки в верхнемезозойском  комплексе фундамента с кавернозно-трещинным  типом коллектора, связанные с  массивами серпентинитов (Толкачев М.В. и др., 1998). Комплекс разуплотненных серпентинитов перспективен на всем протяжении шельфа Северо-Восточного Сахалина (от Шмидтовского сектора на севере до Пограничного на юге), эти массивы фиксируются в магнитном поле положительными аномалиями. Наибольшим потенциалом обладают ловушки в пределах Трехбратской и Восточно-Одоптинской антиклинальных зон, для которых характерно благоприятное сочетание условий нефтегазообразования и аккумуляции УВ.

     На  возможную нефтегазоносность трещинного коллектора, приуроченного к зоне распространения серпентинитов фундамента Восточно-Одоптинской зоны, указывали А.А. Терещенков (1996), Э.Г. Коблов и В.В. Харахинов (1997), которые оценивали плотность ресурсов в 65 тыс.т/км. Они также полагали, что на долю фундамента приходится 17 % прогнозных ресурсов зоны, основные перспективы которой связаны с трещинными коллекторами дагинско-даехуриинского комплекса (58 %) и частично с поровыми коллекторами окобыкайско-нижненутовского (16 %), верхненутовского (7 %) и дагинского (2 %) комплексов [2].

     Образование массивов серпентинитов произошло в результате гидротермальной серпентинизации ультраосновных пород, входящих в Восточно-Сахалинский офиолитовый (гипербазитовый) пояс, протягивающийся вдоль одноименного коромантийного разлома.

     Информация  о фильтрационно-емкостных свойствах  данного типа резервуаров отсутствует. Сведения о плотности этих пород были получены при изучении последних в процессе поисковых работ на хромиты на п-ове Шмидта по Южно-Шмидтовскому гипербазитовому массиву. Детальное описание толщи серпентинитов показывает ее неоднородность.

     В строении толщи выделяются в различной  степени серпентинизированные, а  в тектонических зонах – милонитизированные дуниты, перидотиты и пироксениты, тремолит-серпентиновые  и тальк-хлорит-серпентиновые сланцы. Определения плотности показывают, что среди них присутствуют разуплотненные породы с сильно пониженными значениями плотности.

     Данные  породы были вскрыты также в скв. 28 на месторождении Окружное, где  они состоят из серпентина, реликтов пироксена и примеси рудных минералов (магнетит ?). По данным лабораторных исследований (В.С. Ковальчук, Г.Я. Молошенко, А.И. Уткина) образцы серпентинита, отобранные в интервале 2908-2973 м, содержат видимые включения битумоидов. Люминесцентно-микроскопическими исследованиями установлено, что в брекчированных разуплотненных серпентинитах в большом количестве содержатся легкие битумоиды, люминесцирующие зеленовато-голубыми и желтовато-зелеными тонами.

     Содержание  битумоидов в хлороформной вытяжке (0,47 % объема вытяжки) сопоставимо с  данными анализа образцов керна  нефтенасыщенных терригенных коллекторов разрабатываемых месторождений Северного Сахалина.

     Фильтрационно-емкостные  параметры серпентинитовых коллекторов  подтверждаются результатами изучения их скоростных параметров по данным сейсморазведочных  работ. Определения скорости Vогт no профилю 219035 в пределах серпентинитового массива выполнены на трех гидроточках (892, 988 и 1036). Рассчитанные значения пластовой скорости изменяются в следующих пределах: 892 - 3,68...4,45 км/с, 988 -3,27...3,78 км/с, 1036 - 3,44...3,86 км/с. По установленным для Сахалина зависимостям между скоростью и плотностью пород [4] таким пластовым скоростям соответствуют значения плотности 2,25-2,52 г/см3 и открытой пористости 4-16 %. Основываясь на этих оценках, при подсчетах запасов в перспективных ловушках с аналогичным типом резервуара в качестве средней оценки пористости было принято значение 10 %, минимальной и максимальной соответственно 5 и 15 %.