Резервуарные толщи

  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  ..

 

 

 

Резервуарные толщи встречаются во всех стратиграфических подразделениях разреза и приурочены к этапам регрессивного или начального трансгрессивного осадконакопления. Выделяются нефтегазоносные даехуриинский, уйнинско-дагинский, окобыкайско-нижненутовский комплексы (системы) и перспективные
- мачигарский и верхненутовско-помырский комплексы. В пределах шельфа отложения мачигарского комплекса вследствие преимущественного глинисто-алевритового состава и высокой степени катагенетической преобразованности характеризуются низкими коллекторскими свойствами и за небольшим исключением малоперспективны для поисков нефти и газа. Отложения верхненутовско-помырского комплекса на большей части субрегиона находятся в зоне слабой катагенетической преобразованности, что обуславливает низкие экранирующие свойства пород комплекса. Лишь на некоторых структурах Восточно-Одоптинской и южном погружении Одоптинской антиклинальных зон верхненутовские отложения входят в катагенетическую зону, благоприятную для формирования залежей нефти и газа. Суммарная мощность коллекторов оценивается порядка 100 м. Предполагается, что коллекторы будут иметь высокую пористость (20-30%) и удовлетворительную проницаемость (10-100 мД).

Основными нефтегазоносными комплексами (системами) являются окобыкайско-нижне-нутовский и уйнинско-дагинский, значительные перспективы связываются с трещинными коллекторами даехуриинского комплекса.

Окобыкайско-нижненутовский нефтегазоносный комплекс (система) отличается существенными изменениями литофациального состава по разрезу и по латерали. Снизу вверх и с востока на запад состав комплекса изменяется от морских глинисто-кремнистых отложений до мелководноморских и дельтовых глинисто-песчаных. Преимущественно распространен пластовый тип резервуара. Соотношение коллекторов и флюидоупоров в резервуаре пластового типа последовательно, вслед за ли-тофациальными замещениями, изменяется от резко подчиненного содержания коллекторов до их преобладания. В пределах шельфовой части субрегиона выделяется зона оптимального соотношения коллекторов и флюидоупоров (доля коллекторов 20-40%), обладающая наилучшими для пластового типа резервуара аккумулирующими свойствами. Максимальная мощность этой зоны достигает 1,5 км. Поровые коллекторы в разрезе комплекса (в основном в нижне-нутовской части комплекса) наиболее развиты в пределах Одоптинской антиклинальной зоны (суммарная мощность до 750 м). В южном и восточном направлениях отложения комплекса
глинизируются и сокращаются в мощности. За пределами Одоптинской антиклинальной зоны поровые коллекторы в разрезе нижненутовских отложений, по геофизическим материалам (Ку-делькин и др., 1991 г.), выделяются на Восточно-Одоптинской, Лагунной, Южно-Лагунной и на северной периклинали Бенинской структуры. В разрезе комплекса на Одоптинской антиклинальной зоне преобладают коллекторы хорошего качества с пористостью 20-30% и проницаемостью в сотни мД. В разрезе комплекса на Восточно-Одоптинской антиклинальной зоне ожидаются коллекторы удовлетворительного и плохого качества (повышенная глинистость, неотсортированно сть) с проницаемостью меньше 100 мД и пористостью 15-25%.

В пределах шельфовой части субрегиона наиболее аккумулирующие свойства приобретает нижненутовский подкомплекс, содержащий основные объемы углеводородов Охинского района. В пределах островной части субрегиона, в ее западных и центральных секторах, в пластовых резервуарах окобыкайского подкомплекса содержатся залежи большинства мелких месторождений острова.