Природные резервуары Сахалина

  Главная       Учебники - Геология      Нефтегазовая геология сахалинского региона (Харахинов В.В.)

 поиск по сайту     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  30  31  32  33  34  35  36  37  38  39  40  ..

 

 

3.2. Природные резервуары Сахалина

В разрезах нефтегазоносных комплексов Сахалина и его шельфа выделяют следующие типы природного резервуара [25, 83]: пластовый, массивно-пластовый, массивный, линзовидный и рукавообразный.

Наиболее распространенным является пластовый резервуар - чередование песчаных, алевритовых и глинистых пластов. По соотношению коллекторов и флюидоупоров в нем выделяется несколько подтипов: преимущественно глинистый с долей коллекторов менее 10%, песчаноглинистый (10-20%), песчано-глинистый (20-40%), глинисто-песчаный (40-70%). Осадочные комплексы, выполненные преимущественно песчаной толщей с долей коллекторов более 70%), практически не содержат залежей нефти и газа, если они не перекрыты региональным или зональным флюидоупором. Для пластовых резервуаров наиболее благоприятное соотношение между коллекторами и флюидоупорами соответствует доле проницаемых пластов в разрезе 20^40%). С пластовым типом резервуара связана большая часть залежей и основные запасы нефти и газа.

Массивно-пластовый резервуар - это сочетание мощного флюидоупора с однородным проницаемым комплексом, который может содержать в разрезе глинистые пласты небольшой мощности, но последние, по крайней мере в геологическом времени, не выполняют роль покрышки, хотя могут проявлять свойства изолирующего раздела в процессе разработки залежи. Типичный пример залежей в массивнопластовом резервуаре - залежи в надугленосной подсвите (дагинской свиты) в Дагинско-На-бильском районе Северного Сахалина. С этим же подтипом связаны основные залежи крупнейшего в области Лунского месторождения. С резервуаром массивного типа в трещиноватой толще силицитов и кремнистых аргиллитов связана нефтяная залежь в пиленгской свите на месторождении Окружное и в пильской свите на месторождении Восточно-Кайганское. Широкое распространение массивного резервуара с порово-трещинным коллектором предполагается на Северо-Восточном шельфе в отложениях даехуриинского горизонта и глинисто-кремнистом пильском комплексе. По аккумулирующим
свойствам массивно-пластовый и массивный типы резервуара превосходят пластовый даже при оптимальном соотношении в последнем коллекторов и флюидоупоров.

Линзовидный и рукавообразный резервуар также является достаточно распространенным типом. Результаты исследований по морфологии и обстановкам осадконакопления песчаных тел в Охинском районе [87] и на Восточно-Шмид-товском шельфе (рис. 60) показали широкое распространение здесь этого типа резервуара, формирующегося в обстановках склона и дна бассейна в отложениях конусов выноса и заполнения каналов транспортировки обломочного материала.

Флюидоупорами во всех типах резервуаров являются пласты или пачки глинистых пород с прослоями алеврито-песчаных.

Глинистые породы обычно плохо отсортированы со значительной долей (20-40%) алевритовой фракции. По составу глины обычно монтмориллонит-гидрослюдистые. До глубины погружения 3,5-3,7 км в составе глинистых минералов преобладает монтмориллонит, ниже
выделяется зона смешаннослойных минералов. Доля гидро-слюдистой компоненты в составе последних постепенно увеличивается и на глубинах погружения свыше 4,5 км становится преобладающей. В подчиненных количествах встречаются хлорит, каолинит.

По площади распространейия флюидоупоры чаще всего относятся к зональным и локальным. Их мощности чаще всего изменяются в пластовых резервуарах в пределах 10-90 м, в массивнопластовых - ста и более метров. Нижнеокобы-кайская глинистая толща над верхнедагинским проницаемым комплексом имеет характер субрегионального флюидоупора, ее мощность на Северо-Восточном Сахалине и примыкающем шельфе измеряется сотнями метров. Эффективные мощности продуктивных пластов в пластовых резервуарах чаще всего измеряются единицами - первыми десятками метров. Нефтегазонасыщенные мощности в массивно-пластовых резервуарах достигают 400 м.

Проницаемые комплексы в промышленно нефтегазоносных резервуарах обычно представлены алеврито-песчаными породами с поровым типом коллектора, редко - силицитами, кремнистыми аргиллитами с порово-трещинным типом коллектора. Для алеврито-песчаных пород характерен полимиктовый состав: кварц - 35-55%, как исключение до 75%, полевые шпаты

- 10-35%, обломки пород - 10-30%. Песчаники обычно мелкозернистые, реже средне-мелкозернистые, со значительной долей алевритовой и глинистой фракции. В песчаниках и алевролитах преобладает глинистый неравномерно-поровый цемент в количестве 15-25%. В породах дагинского резервуара нередки прослои алевролитов и песчаников с количеством цемента менее 15%, на ряде месторождений (Монги, Лунское) встречены прослои с содержанием цемента 2-3%.

Положение того или иного типа резервуара в разрезе и распространенность по площади определяется цикличностью и условиями осадконакопления. Массивно-пластовые резервуары с поровым (или порово-трещинным) типом коллектора обычно приурочены к трансгрессивной ветви цикла. В истории осадконакопления на Сахалине и его шельфе условия формирования такого типа резервуара существовали в дагинс-кое, мачигарское, красноярковское и побединс-кое время. Значительно реже они встречаются в отложениях регрессивной части цикла, для которой обычным является пластовый резервуар. Массивный резервуар (с порово-трещинным или трещинным типом коллектора) приурочен к кремнистым, глинисто-кремнистым отложениям, накапливавшимся в условиях максимальной трансгрессии в позднем олигоцене (даехуриинский, холмский горизонты) или раннего-сред-него миоцена (пильский глинисто-кремнистый комплекс).

Разнообразие обстановок осадконакопления обусловило изменчивость строения резервуарных толщ региона. Особенно это характерно для хорошо изученного Северо-Сахалинского бассейна.
 

 

 

 

 

 

Рис. 60. Северо-Сахалииский бассейн.
Принципиальная модель строения резервуарных толщ Шмидтовского района