Трещинные резервуары Сахалина

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

 поиск по сайту     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  50  51  52  53  54  55  56  57  58  59  60  ..

 

 

3.5. Трещинные резервуары Сахалина

Проблема нефтегазоносности трещинных резервуаров на Северном Сахалине возникла в начале 30-х годов вслед за открытием естествен-
ных нефтепроявлений в Пограничном грабене в глинисто-кремнистых отложениях пиленгской свиты. Интенсивный масштаб этих проявлений (последующими работами только в районе с. Пограничного обнаружено свыше 100 естественных выходов преимущественно нефти) и значительный ареал их распространения позволил уже в те годы выдвинуть предположение о второй (нижнемиоценовой) нефтегазоносной толще в разрезе Северного Сахалина [147].

Промышленная нефтеносность этой толщи (по современным представлениям, она относится к верхнему олигоцену) была установлена в 1971 году открытием залежи нефти в трещиноватых силицитах пиленгской свиты на месторождении Окружное.

Основной продуктивный горизонт здесь

- пиленгская свита миоценового возраста мощностью от 100 до 500 м и более, представленная тонким переслаиванием пелитоморфных кремнистых и глинисто-кремнистых пород с единичными маломощными прослоями туфов, песчаников и алевролитов. Продуктивные отложения перекрыты глинистыми породами борской свиты и образуют пластовую ловушку высотой около 600 м, которая практически до замка заполнена нефтью. Породы пиленгской свиты характеризуются интенсивной трещиноватостью, благодаря чему в пределах столь мощной толщи существует единая гидродинамическая система. Трещиноватость пород определяет и их сравнительно хорошие фильтрационные свойства, о чем свидетельствуют результаты испытания скважин, в которых получены притоки нефти с дебитами до 156 т/сут.

Открытие промышленной залежи нефти подтвердило перспективность нового направления нефтепоисковых работ, связанного с трещинными резервуарами в кремнистых толщах пиленгской и низов борской свиты Пограничного и Лунского районов и одновозрастных отложений даехуриинской свиты в более северных районах. В результате поискового бурения в Лун-ском районе открыто небольшое Полярнинское нефтяное месторождение в кремнистых аргиллитах борской свиты, получен промышленный приток нефти из отложений пиленгской свиты на Междуреченской разведочной площади.

Существование трещинного резервуара в отложениях даехуриинской свиты подтверждено получением обильных притоков пластовой воды при испытании этих отложений в поисковых скважинах Пойменная 1, Портовская 1 и Усть-Тымская 1. Глубоким бурением на прибрежных структурах Охинского района установлена промышленная нефтеносность трещинного резервуара в пильской кремнистой толще (нижний-средний миоцен). В 1989 году здесь открыто Восточно-Кайганское месторождение нефти, ранее при поисковом бурении на Кеутинской площади были получены малодебитные притоки нефти.

Потенциальные резервуарные толщи с трещинными коллекторами - глинисто-кремнистые породы - распространены практически по всему разрезу осадочного чехла Северо-Сахалинского бассейна от даехуриинского горизонта (поздний олигоцен) до маруямского горизонта (плиоцен). По результатам интерпретации сейсморазведочных материалов в более глубоководных зонах сахалинского шельфа они распространены и в более молодых осадках дерюгинского горизонта.
Наиболее широким ареалом распространения, охватывающим не только шельф, но и значительные участки острова, характеризуются уровни максимальных трансгрессий в бассейне

- даехуриинский и окобыкайский. Результаты поискового бурения и сейсморазведки говорят о формировании этого ареала не только в результате латеральной фациальной изменчивости осадков в бассейне, но и под влиянием тектонических процессов. Отмечается локализованное распространение пород, обогащенных кремнеземом, вдоль некоторых разрывов как в пиленгской свите Пограничного района, так и в пильско-даехуриинском глинисто-кремнистом комплексе Охино-Эхабинского района и Шмид-товского поднятия.

Степень трещиноватости глинисто-кремнистых пород находится в прямой зависимости от содержания свободного кремнезема. Хрупкость кремнистых пород определяет их повышенную тектоническую трещиноватость, интенсивность которой неоднородна в разрезе и по площади. Судя по имеющимся геолого-геофизическим материалам, ареалы кремненакопления локализуются вдоль крупных разрывных нарушений, имеющих сдвигово-надвиговую природу. Пространственное распределение этих ареалов зависит от характера присдвиговых напряжений, характеризовавшихся различной интенсивностью в периоды транстенсионного развития крупных дизъюнктивов.

Наиболее высокая кремнистость присуща позднеолигоценовым присдвиговым палеограбенам, развитым вдоль Пограничного и Восточно-Сахалинского разломов, глубоко (более 50 км) проникающих в нижние слои литосферы. Меньшей степенью кремнистости и трещиноватости отличаются кремнистые толщи нижнего миоцена, формировавшиеся в присдвиговых структурах растяжения в зонах Восточно-Эха-бинского, Охинского и Восточно-Сахалинского разломов.

По соотношению кремнистого и глинистого материалов породы разделены на кремнистые и глинисто-кремнистые. К первым относятся разновидности, в которых кремнезем составляет более 55% объема породы, ко вторым - менее 55%. Граничное содержание кремнезема выбрано по уровню изменения внешнего облика пород и их физических свойств.
 

 

Среди кремнистых пород выделены опо-ковидные силициты (по внешнему сходству с опоками) и халцедонолиты. Опоковидные силициты представлены светло-серыми разностями и отличаются от халцедонолитов, имеющих самую разнообразную окраску, преимущественно модификацией кремнезема. В опоковидных си-лицитах преобладает кристобалит; в халцедо-нолитах присутствует халцедон с незначительной примесью менее устойчивых модификаций кремнезема.

Глинисто-кремнистые породы названы кремнистыми аргиллитами. Это темно-серые разновидности, содержащие кремнезем в виде крис-тобалита и частично опала. Резкое различие в окраске опоковидных силицитов и кремнистых аргиллитов обусловлено более высоким содержанием в последних глинистого материала.

Опоковидные силициты составляют около 50% объема свиты, кремнистые аргиллиты -35-40%, халцедонолиты - 5—10%. Породы ритмично переслаиваются, мощность отдельных прослоев 1-5 см.

Выделенные литотипы различаются как по вещественному составу, так и по физическим свойствам. Их особенностью является высокая трещиноватость. Наблюдаются тектонические и диагенетические трещины. Первые обособляются в три системы: одна проходит по напластованию; две другие образуют с трещинами первой двугранные углы 60-90°, а между собой - 45-82°. Плотность трещин систем примерно одинаковая и составляет 12-20 м, раскрытость их 1-3 мм и более. Среди диагенетических трещин выделяются две группы: первая характеризуется субпараллельной ориентировкой их относительно друг друга и слоистости; вторая представлена слабоизвилистыми трещинами типа сутурных швов, развитых под углами 45-70° к слоистости. Плотность открытых трещин этих групп 50-1050 м, раскрытость 5-55 мкм. Степень трещиноватости пород прямо зависит от содержания кремнезема и его преобладающей модификации.

Матрица пород практически непроницаемая, открытая пористость ее может достигать довольно значительных величин, что обусловлено своеобразной глобулярно-пластинчатой микроструктурой пелитовой составляющей.

В последние годы появились материалы, позволяющие выделить еще один стратиграфи-
ческий уровень распространения трещинного (или каверново-трещинного) резервуара. Он связывается с серпентинизированными массивами ультраосновных пород в мезозойском фундаменте, распространенными на всем протяжении шельфа Северо-Восточного Сахалина от Пограничного грабена на юге до полуострова Шмидта на севере [89, 201].

Распространение серпентинитового комплекса контролируется Восточно-Сахалинским и Пограничным глубинными разломами, формирующими крупные массивы сильно разуплотненных (по данным гравиметрии и наземных измерений плотности на полуострове Шмидта) ультраосновных пород. По данным бурения, на Окружной площади они характеризуются повышенной битуминозностью и высоким уровнем трещиноватости. По предварительной оценке, наибольшим нефтегазовым потенциалом комплекс обладает в пределах Трехбратской и северной части Восточно-Одоптинской антиклинальной зон, где он залегает на относительно небольших глубинах 2,0-3,5 км и характеризуется сочетанием благоприятных условий нефте-газообразования и аккумуляции У В. Одними из первоочередных объектов являются Северо-Кайганская и Восточно-Одоптинская структуры. Прогнозные геологические ресурсы нефти, конденсата, свободного газа по Восточно-Одоптинской структуре оцениваются в 300 млн. т у.т.

Освоение нефтегазового потенциала трещинных резервуаров кайнозойских бассейнов, в первую очередь Северо-Сахалинского и Пограничного, является одним из главных резервов увеличения ресурсной углеводородной базы Сахалинского региона [89]. Главное направление поисков УВ в трещинных резервуарах связано со структурными ловушками в глинисто-кремнистом пильско-даехуриинском комплексе Сахалинского шельфа и побережья Северо-Восточного Сахалина.