Пропустить команды ленты
Пропустить до основного контента

Охотская НГП

:

Вход
Заявка для регистрации на портале Сообщение для службы поддержки портала
Главная > Углеводородное сырье > Охотская НГП > oilandgas
  Территория:  Карта:    Открыть в новой вкладке (только карту) Как работать с картой Как работать с картой
 

 Нефтегазоносность

 

Нефтегазоперспективные земли территории Дальнего Востока и сопредельных акваторий связаны преимущественно с современной переходной зоной между Евразиатским континентом и Тихим океаном, а также с мезозойскими складчатыми системами, развитыми на материковой суше и отделенными от переходной зоны окраинно-континентальными вулкано-плутоническими поясами.

Особенностями Дальневосточного региона является фрагментарность развития в его пределах осадочного чехла. Контуры впадин совмещаются с площадью развития осадочных комплексов, выделяемых как нефтегазоносные области. Границы субаквальных бассейнов, проводятся чаще всего условно по причине слабой изученности акваторий и невыраженности обрамляющих структур в рельефе дна.

На акваториях дальневосточных морей выделяется три нефтегазоносные провинции (Притихоокеанская, Охотская и Япономорская), приуроченные к переходной зоне.

Плотность отработанных сейсмопрофилей на о-ве Сахалин составляет 1,3 км/км2, разбуренность – 27,4 м/км2.

Основная продуктивность связана с песчано-глинистыми породами окобыкайской и дагинской свит миоцена и нутовской свиты плиоцена.

Осадочный чехол образован формациями разного типа: геосинклинального, орогенного, рифтового, эпиплатформенного. По вещественному составу это в основном терригенные и вулканогенно-осадочные образования позднемелового, палеогенового, неогенового и плиоцен-четвертичного возрастов.

Промышленная нефтегазоносность доказана на о-ве Сахалин и прилегающем шельфе, а также на западе п-ва Камчатка.

С учетом структурной этажности осадочного чехла, распространения и взаимоотношений коллекторов и флюидоупоров в разрезе Сахалинского шельфа и прилегающей суши выделяются шесть нефтегазоносных комплексов (НГК): шебунинский ВНГК (верхний эоцен), мачигарский ВНГК (нижний олигоцен), даехуриинский НГК (верхний олигоцен), уйнинско-дагинский НГК (нижний-средний миоцен), окобыкайско-нижненутовский НГК (средний-верхний миоцен), верхненутовско-помырский ВНГК (верхний миоцен-плиоцен).

Шебунинский (такарадайский) ВНГК (верхний эоцен) имеет вулканогенно-терригенный субконтинентальный состав и мощность до 2-3 км. Потенциал нефтематеринских пород невысокий, преимущественно газогенерирующий. Содержание Сорг. 0,4-1,6%, РОВ преимущественно гумусового состава. Песчано-алевритовые породы из-за сильной литификации имеют пористость не выше 4-5% и практически непроницаемы. Перспективы нефтегазоносности невысокие.

Мачигарский (гастелловский) ВНГК (нижний олигоцен) преимущественно глинисто-алевролитовый, углесодержащий с примесью вулканогенного материала, мощность более 2 км. Также сильно литифицирован, поровые коллектора предполагаются в пределах шельфа только в Приматериковой зоне (Северо-Сахалинский прогиб), предполагаемая пористость песчаников до 15%, проницаемость 0,1-10 мД.

Даехуриинский (холмско-невельской) НГК (верхний олигоцен). С этим комплексом связываются значительные перспективы. В качестве нефтематеринских толщ рассматриваются морские глинисто-кремнистые образования даехуриинского горизонта с Сорг. до 1,8%, РОВ с преобладанием сапропелевого материала, мощность на шельфе достигает 2,5 км. Коллектора – поровые и трещинно-поровые кремнистые аргиллиты и алевролиты с пористостью 1,3-18% и проницаемостью от 14 до 1000 мД, тип резервуара пластовый. Глинисто-кремнистая даехуриинская свита представляет собой хороший выдержанный по простиранию флюидоупор. На суше комплекс находится в зоне генерации нефти, на шельфе – в зоне генерации газа. Содержит нефтяную залежь на суше, в пределах Лунско-Пограничной зоны, имеющей выход на шельф (Пограничный прогиб).

Уйнинско-дагинский НГК (нижний-средний миоцен). В качестве нефтематеринской имеет значение прибрежно-морской и лагунно-континентальный угленосный комплекс с РОВ гумусового и гумусово-сапропелевого типа, Сорг. до 1,5%, на шельфе находится в зонах генерации газа и нефти. Уйнинско-дагинский комплекс сложен глинисто-алеврито-песчаными породами. Для нижней его части характерен пластовый резервуар, для верхней, в сочетании с региональной окобыкайской глинистой толщей, - массивно-пластовый. Комплекс содержит до 25 песчано-алевритовых поровых пластов-коллекторов мощностью от 7 до 100 м с пористостью от 11 до 30% и проницаемостью от 10 до первых тысяч мД (I-III класса). По материалам геофизических работ к востоку от Одоптинской зоны комплекс имеет удовлетворительные или низкие фильтрационно-емкостные свойства (коллектора максимум V класса) из-за значительных глубин погружения и глинизации. Кремнисто-глинистые отложения перспективны для поисков коллекторов трещинного типов. Флюидоупоры представлены глинистыми и глинисто-кремнистыми пластинами, переслаивающимися с коллекторами. Уйнинско-дагинские коллекторские горизонты содержат до 40% запасов нефти и до 45% запасов газа на суше, до 58% газа и около 4% разведанных запасов нефти и газоконденсата на шельфе. В этом комплексе на шельфе открыты 3 месторождения – крупные Лунское (НГК) и Киринское (ГК) и мелкое Венинское (Г). Общая мощность комплекса до 3 км.

Окобыкайско-нижненутовский НГК (средний-верхний миоцен). Нефтематеринские породы представлены морскими и прибрежно-морскими породами, содержащими гумусово-сапропелевое РОВ, Сорг. до 1,2%, суммарной мощностью на шельфе до 3 км. На большей части шельфа уровень зрелости ОВ соответствует ГЗН. Окобыкайско-нижненутовский комплекс отмечается вертикальной и латеральной изменчивостью, снизу вверх и с востока на запад состав его меняется от морских глинисто-кремнистых отложений до субконтинентальных песчаных угленосных. Преимущественно распространен пластовый тип резервуара, локально – массивно-пластовый. Соотношение коллекторов и флюидоупоров в пластовом разрезе изменяется от резко подчиненного содержания коллекторов до их преобладания, зона оптимального содержания коллекторов (20-40%) достигает в северо-восточной части Сахалина и на прилегающем шельфе глубины 1,5 км. Преобладающий тип коллектора – поровый (в основном, в нижненутовской части комплекса), пористость 15-30%, проницаемость – сотни мД. Окобыкайская преимущественно глинистая толща практически повсеместно содержит надежные покрышки мощностью 20-80, до 200 м. На шельфе основное значение имеют нижненутовские коллектора, в них содержится до 42% запасов газа и до 90% - нефти, в целом они образуют узкую нефтегазонасыщенную зону на северо-восточном шельфе. Открыто 4 морских крупных месторождения: Одопту-море, Чайво, Аркутун-Дагинское и Пильтун-Астохское.

Верхненутовско-помырский ВНГК (верхний миоцен-плиоцен) сложен морскими песчано-глинистыми и диатомовыми породами мощностью до 2-5 км. Распространен в наиболее погруженных структурах, предполагается линзовидный тип резервуара. На большей части шельфа, кроме Восточно-Одоптинской зоны, эти отложения находятся в зоне слабой катагенетической преобразованности, что обусловливает их низкие экранирующие свойства. Суммарная мощность коллекторов порядка 100 м, прогнозируемая пористость 20-30%, проницаемость 10-100 мД. Содержит на шельфе единичную газовую залежь.

В пользу возможной высокой продуктивности Западно-Камчатского бассейна, в том числе прилегающей акватории, говорит тот факт, что в его сухопутной части открыты 4 небольших газоконденсатных месторождения, а также его симметричное относительно Охотоморского срединного массива расположение с Северо-восточно-Сахалинским бассейном, сходство их тектонической природы и разреза. Здесь в разрезе осадочного чехла выделяется четыре НГК: палеоцен-эоценовый, олигоцен-нижнемиоценовый, средне-верхнемиоценовый, плиоцен-четвертичный. Промышленно нефтегазоносны олигоцен-нижнемиоценовый и средне-верхнемиоценовый.

Палеоцен-эоценовый НГК – терригенный флишоидный с примесью туфогенного материала, углей. В разрезе Западно-Камчатского шельфа с ним коррелируются отложения клиноформного сейсмокомплекса Г, выполняющего грабены и имеющего, вероятно, обломочный субконтинентальный и прибрежно-морской состав. Мощность палеоцен-эоценового комплекса достигает в акватории 4 км. По данным сейсмофациального анализа морской сейсморазведки и бурения на Магаданском шельфе лагунно-континентальные глины Шелиховского прогиба содержат гумусовое ОВ, мелководно-морские фации Гижигинского прогиба – смешанное. Содержание Сорг. до 1,5%. Отложения находятся в газогенной или постгенерационной зоне. Предполагается локальное развитие поровых коллекторов с пористостью от 5-10 (Шелиховский прогиб) до 15-20% (Гижигинский прогиб) и проницаемостью от 1 до сотен мД. Региональной покрышкой являются глубоководные морские отложения свит верхнего эоцена и олигоцена, образующие пластово-массивный резервуар. На суше в пределах комплекса зафиксированы притоки нефти, газа и конденсата из эоценовых и олигоценовых свит Охотско-Колпаковского и Воямпольского прогибов.

Олигоцен-нижнемиоценовый НГК представлен терригенно-туфогенно-кремнистыми флишоидными отложениями. На шельфе с этим комплексом коррелируется слоисто-клиноформный сейсмокомплекс. В мелководного и относительно глубоководного песчано-алеврито-глинистого и кремнистого состава. Мощность комплекса на шельфе от 1 до 4 км, максимума достигает в прогибе Тинро. В глинах содержится гумусовое РОВ, в кремнистых аргиллитах и диатомовых глинах – преобладает сапропелевое, концентрация Сорг. 0,8-1,9%, уровень зрелости от ГФН до ГЗН в погруженных участках. Поровые коллектора предполагаются в более грубообломочной олигоценовой части разреза, а в кремнистых нижнемиоценовых горизонтах – порово-трещинные. Прогнозная пористость 15-20%, проницаемость от десятков от тысячи мД. На суше зафиксированы притоки газа и конденсата из олигоценовых свит в Охотско-Колпаковского прогиба. Комплекс промышленно продуктивен в своей нижнемиоценовой части, в туфопесчаниках утхолокской свиты содержатся газоконденсатные массивные тектонически экранированные залежи Кшукского, Нижне-Квакчикского, Северо-Колпаковского и Средне-Кунжикского месторождений. Региональными покрышками являются окремненные аргиллиты и плотные песчаники верхней части нижнего миоцена.

Средне-верхнемиоценовый НГК – вулканогенно-обломочный, терригенно-кремнистые угленосные флишоидный прибрежно-морского и дельтового генезиса. Сейсмокомплекс Б, соответствующий этому комплексу, плащеобразно перекрывает все структурные зоны, скоростные характеристики говорят о глинизации разреза по сравнении с сушей. Мощность комплекса на шельфе – 400-3000 м. Нефтематеринскими толщами являются пласты мелководных глин мощностью до 800 м (аналог кавранской серии), ОВ гумусовое и смешанное, содержание Сорг. 0,8-1,25%, степень зрелости достигает ГЗН в погруженных частях прогибов. По сейсмофациальным данным пористость среднего миоцена на шельфе 15-35%, проницаемость от 10 до 1000 мД. По мере удаления от берега характерна глинизация разреза. В верхнемиоценовой части комплекс содержит промышленные газовые залежи Кшукского месторождения.

Плиоцен-четвертичный НГК грубообломочный углесодержащий; коррелирующийся с ним горизонтально-слоистый сейсмокомплекс А имеет значительно сокращенную по сравнению с сейсмокомплексом Б область развития. Суммарные мощности сейсмокомплексов А и Б составляют 4,2-4,6 км. Нефтегенерационный потенциал невысок.

 
 
 

 Партнеры