Окобыкайско-нижненутовский НГК

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

 поиск по сайту     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  ..

 

 

Окобыкайско-нижненутовский НГК отличается существенными изменениями литофаци-ального состава по разрезу и по латерали. Снизу вверх и с востока на запад (на Северном Сахалине и его шельфе) состав комплекса изменяется от морских глинисто-кремнистых отложений до субконтинентальных песчаных угленосных. Преимущественно распространен пластовый тип резервуара, локализованно развит массив-но-пластовый (4-7 пласты месторождения Оха, XX пласт месторождения Тунгор). Соотношение коллекторов и флюидоупоров в резервуаре пластового типа также последовательно, вслед за литофациальными замещениями, изменяется от резко подчиненного содержания коллекторов до их преобладания. Выделяется зона оптимального соотношения коллекторов и флюидоупоров (доля коллекторов 20^0%), обладающая наилучшими для пластового типа резервуара аккумулирующими свойствами. В разрезах месторождений Северо-Восточного Сахалина и мелководной части Северо-Восточного шельфа мощность этой зоны достигает 1,5 км.

Преобладающим типом коллектора является поровый. Характеристики фильтрационноемкостных свойств аналогичны уйнинско-да-гинскому НГК: ш= 15-30%, Кпр=0,01-1 мкм2 и более.

Перспективы поисков коллекторов трещинного типа связываются в основном с кремнистыми аргиллитами пильской свиты, в которых на острове открыты залежи нефти (Восточно-Кай-ганское месторождение).

В разрезах комплекса в Поронайской, Сусу-найской впадинах преобладающе развиты плохо проницаемые коллекторы V класса, прослоями коллекторы IV класса. Пористость песчано-алев-ролитовых пород изменяется от 15-20% (Поро-найская впадина) до 30-35% (Сусунайская впадина). Проницаемость, соответственно, изменяется от 0,001 мкм2 до 0,05 мкм2. На шельфе заливов Терпения и Анива комплекс вскрыт скважинами
на Пугачевской, Лебяжьинской, Вахрушевской, Петровской и Новиковской площадях. По литологическому составу делится на две части: верхнюю — преимущественно песчаную с прослоями диатомитов и диатомитовых глин (маруямская свита), и нижнюю - преимущественно глинисто-кремнистую (курасийская свита). Наиболее благоприятный разрез с резервуаром пластового типа отмечается в нижней части маруямской свиты в Анивской и Сусунайской зонах шельфа и предполагается в Онорско-Макаровской зоне. Отложения комплекса обычно слабо литифици-рованы и характеризуются низкими экранирующими свойствами флюидоупоров.

На Юго-Западном Сахалине в комплексе развиты в основном поровые коллекторы IV, крайне редко - III класса (т = 20-30%, Кпр=0,01-

0,1 мкм2). По данным морского бурения, на Юго-Западном шельфе в южной его части (от Красногорской площади и южнее) комплекс представлен преимущественно глинистыми, глинисто-кремнистыми отложениями и не содержит поровых коллекторов. В северной части этого шельфа в разрезе комплекса выделяется резервуар пластового типа (в отложениях маруямской свиты), представленный чередованием песча-но-алевритовых и глинистых пластов. Породы резервуара находятся в оптимальных катагенетических условиях (nK3-MKj), обладают высокой пористостью (25-35%), но пониженными фильтрационными свойствами (IV-V класс по проницаемости) в связи с повышенной глинистостью и слабой отсортированностью.

Характеристики фильтрационно-емкостных свойств коллекторов комплекса на основных месторождениях приведены в таблице 3.3.

Верхненутовско-помырский ВНГК распространен в наиболее погруженных структурах области. Определенные перспективы связываются с отложениями этого комплекса на Восточно-Одоптинской антиклинальной зоне, расположенной на шельфе Северо-Восточного Сахалина. Здесь предполагается в преимущественно глинистом разрезе комплекса распространение линз песчано-алевритовых пород. Возможен линзовидный тип резервуара. Учитывая невысокую степень катагенетической преобразованное™ отложений комплекса (nK3-MKj), можно ожидать неплохие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.
 

 

 

Таблица 3.3

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов окобыкайско-нижненутовского нефтегазоносного комплекса

Месторождение

Пласт, пачка

Глубина залегания, м

Пористость, %

Класс коллектора по проницаемости

Колендо

XVII-XXII

1420-2320

21-23

III

Оха

2-7

0-310

22-30

II, III

 

8-14

350-670

14-25

II-IV

 

XVI-XIX

640-990

16-21

III, IV

Эхаби

16-21

530-1110

21-26

III-IV

Восточное Эхаби

22-29

1260-1890

12-21

IV

Тунгор

XIX-XXI

2050-2340

15-17

IV

Сабо

XI-XIX

1210-1940

15-25

III, IV

Западное Сабо

I-VII

900-1270

21-27

I, II

 

VIII-XII

1260-1490

20-23

III, IV

Мухто

A-VIII

600-1730

20-27

II

Паромай

д-к

300-580

19-30

IV

 

I-III

490-560

16-24

IV

 

IV, V

630-670

19-29

IV

 

VI-XII

770-1260

13-24

IV, V

Одопту

XX-XXI

2050-2150

14-25

IV, V

Чайво

XIV XVII,

 

19-23

I-III

 

XVII-XXII

 

16-19

III

Одопту-море

XII-XVII

 

21-24

II, III

 

XVIII-XXI,

 

19-25

III, IV

 

XXI,

 

20-24

II, III

 

XXI,

 

19-22

IV

 

XXII-XXIV

 

19-24

II, III

Пильтун-Астохское

XVI-XVIII

 

27-30

-

 

XIX-XXI

 

22-23

II, III

 

XXII-XXV

 

19-26

III, IV