Коллекторский потенциал Дальневосточных и Южных морей РФ. Дзюбло Александр Дмитриевич, д. г. -м. н. , проф.
Схематический геолого геофизический разрез Северо Сахалинского бассейна II II Астрахановская антиклинальная зона ЮЗ о. Сахалин Дерюгинский Охотский свод СВ прогиб 0 0 1. 0 N-Qoh-dr 2 2 2 1. 0 2. 0 N-Qoh-dr 2 N-Nok-nt 21 3. 0 2 12 4. 0 MZ N-Nok-nt 21 12 6 Nun-dg Аф 6 MZ 6. 0 Nun-dg 1 -2 1 MZ 7 7. 0 P 8. 0 9. 0 5. 0 1 -2 1 7 7. 0 4. 0 2 P 5. 0 6. 0 3. 0 8. 0 Аф 9. 0 10. 0 Н, км УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ водный слой помырско-дерюгинский комплекс окобыкайско-нутовский комплекс уйнинско-дагинский комплекс мачигарско-даехуриинский комплекс палеоценовый подкомплекс основания разрывные нарушения 6 сейсмогоризонты
Схема корреляции разрезов кайнозойских отложений Охотоморского региона
31% Углеводородный потенциал Охотского моря 41% 4% 1% 23%
Киринский блок
Киринский блок. Состояние ресурсной базы и ожидаемые запасы УВ по перспективным объектам Ресурсы Запасы Месторождение, площадь газа, млрд. м 3 (локализованные) конденсата (извл. ), млн. т газа, млрд. м 3 конден сата (извл. ), млн. т нефти (извл. ), млн. т раств. газа, млрд. м 3 С 1 С 2 С 3+ Д 1+Д 2 Киринское 14, 8 60, 6 1, 7 6, 9 _ _ Южно. Киринская _ _ 620 40 _ _ Мынгинская _ _ 300 21 50 15, 3 14, 8 60, 6 1, 7 6, 9 920 61 50 15, 3 ИТОГО По данным ООО «ВНИИГАЗ»
Киринское газоконденсатное месторождение Структурный план по кровле пласта I дагинского горизонта миоцена 3 Киринское газоконденсатное месторождение открыто в 1992 г. В разрезе месторождения установлена продуктивность отложений дагинского горизонта. Месторождение расположено в 25 км от берега, глубина моря 80 м. Месторождение осложнено поперечным разломом типа сброса небольшой амплитуды. В терригенной толще переслаивания глинистых и песчано алевролитовых пород дагинского горизонта установлены 4 продуктивных пласта в интервале глубин 2820 З 000 м. Газоконденсатные залежи массивно пластового и пластового типа. Пористость коллекторов 18 22%. 2 проектные скважины На соседнем Лунском нефтегазоконденсатном месторождении продуктивными являются 17 пластов дагинского горизонта с продуктивной толщиной около 1000.
Карта сейсмической изученности Киринского месторождения, Южно-Киринской и Мынгинской площадей Мынгинская
Нефтегазоперспективные объекты Киринского блока Месторождение Расстояние Глубина площадь от берега, моря, залегания м миоцен плиоценового нефтегазо перспективного комплекса, км Киринское 25 80 1, 6 3, 4 Южно. Киринская 50 180 2, 9 3, 1 Мынгинская 50 200 2, 7 3, 2 По данным ООО «ВНИИГАЗ»
Северо Сахалинский бассейн. Восточно Одоптинская зона. Временной сейсмический разрез. Взаимоотношение кайнозойских и докайнозойских комплексов. Цифры в кружках – сейсмогоризонты
Схема строения нефтегазоконденсатного месторождения Одопту море
Одоптинское морское нефтегазоконденсатное месторождение Месторождение открыто в 1977 году первой поисковой скважиной № 1, пробуренной в своде Северного купола Одоптинской морской структуры. Оно расположено на шельфе Северо Восточного Сахалина на широте северного замыкания залива Пильтун, в 6 8 км от береговой линии. Глубина моря в районе месторождения колеблется от 26 до 32 м. По величине начальных геологических запасов углеводородов месторождение Одоптуморе относится к категории крупных.
В структурном плане месторождение приурочено к крупной мегантиклинарии, простирающейся в северо западном направлении, расположенной в северной части одноименной антиклинарной зоны. Одоптинская мегантиклиналь представляет крупную пологую структуру размером 32 х7 км, амплитудой 350 м, осложненную тремя куполами: Северным, Центральным и Южным. Размеры брахикуполов составляют 11 12 х6 7 км, амплитуды – до 200 м, углы падения пород на западном крыле – 5 17°. на восточном 3 7°. В пределах изученного разреза разрывные нарушения не установлены. Продуктивность месторождения связана с отложениями нижненутовского подгоризонта, залегающими на глубинах 1100 2000 м.
В литологическом отношении подгоризонт сложен чередованием сложнопостроееных пластов мелко и среднезернистых песчанников различной степени отсортированности, алевритов и глин. На месторождении выявлено 17 продуктивных пластов с эффективной мощностью 4 17, 5 м. Пласты содержат 22 залежи, из них 5 нефтяных (XIX, XX 1, XX 2, XXI 1 в Северном куполе и XXIV 2 в Южном куполе), 3 нефтяных с газовыми шапками (XXII 1, XXII 2 и XXII 3 в Южном куполе), 4 газоконденсатных с нефтяными оторочками (XXI 3 и XXI 2 в Южном и XXI 1 и XIX 2 в Центральном и Южном куполах) и 10 газоконденсатных залежей (в пластах XIX 1, XVIII, XIII XIV, XII на Центральном и Южном куполах). Нефтяные оторочки залежей развиты только на западных крыльях куполов. Общие мощности песчаных пластов с IX по XXVI составляют от 10 до 60 м.
Разрез нижненутовских отложений характеризуется резкой литологической изменчивостью выделенных продуктивных пластов вплоть до полного замещения на отдельных участках проницаемых пород глинистыми. По сложности геологического строения и литологической выдержанности пластов коллекторов месторождение относится к категории сложных. Залежи углеводородов относятся к виду пластовых сводовых, осложненных литологическим фактором. Залежи полнопластовые с наклонными контактами в связи с гидродинамическим напором пластовых вод. Пласты коллекторы порового типа обладают пористостью 20 29%, проницаемостью 0, 06 1, 9 мкм 2, нефтегазонасыщенностью 31 77%.
Максимальные дебиты нефти через 11, 9 15, 9 миллиметровые штуцеры составляют 295 378 м 3/сут. Нефти месторождения Одопту море относятся к легким (0, 876 г/см 3), малосмолистым (до 6, 3%), малопарафинистым и парафинистым (до 3, 3%), малосернистым (до 0, 4%), с высоким выходом бензиновых фракций (до 31%). Газосодержание колеблется от 96 до 115 м 3/т. В групповом составе преобладают нафтеновые (44%) и ароматические (31%) углеводороды. Максимальные дебиты газа и конденсата через 12, 7 миллиметровый штуцер составляют 330 тыс. м/сут и 18, 7 м 3/сут, соответственно. Газ относится к «сухому» типу с содержанием метана 92, 8 95%, тяжелых углеводородов 3, 71 6, 53%. Содержание стабильного конденсата в свободном газе колеблется от 17, 1 до 52, 4 г/см 3.
За период 2001 2004 годов для уточнения строения Северного купола месторождения Одопту море с берега в восточном направлении пробурено две группы кустовых наклонно направленных скважин, со сверхдальним отходом от вертикали, 12 из которых эксплуатационные, две поисковые. Максимальные горизонтальные отходы составили 5500 5964 м. Наклонно направленные скважины внесли существенные коррективы в представления о строении залежей. Установлена продуктивность XXI пласта, ранее не числящегося на балансе запасов.
Строение Пильтун Астохского нефтегазоконденсатного месторождения
57 Пильтун – Астохское Нефтегазоконденсатное месторождение «Пильтун – Астохское» Находится на северо восточном шельфе Сахалина и расположено в 15 20 км к востоку от южной оконечности Пильтунского залива между Одоптинским месторождением на севере и Аркутун Дагинским месторождением на юге. Месторождение открыто в 1986 году и введено в промышленную разработку в 1999 г. Ближайшим населенным пунктом является г. Оха. Карта размещения месторождений Северного Сахалина
Расположение Астохского участка
Геологический профиль по линии I I
Астохский участок. Структурная карта по кровле пласта XXIs
Динамика технологических показателей по Астохской площади за 1999 -2005 г. г.
Изменение газового фактора и пластового давления до и после заводнения.
Пильтун Астохского нефтегазоконденсатного месторождения Месторождение открыто в 1986 году в результате бурения и опробования поисковой скважины № 1 и расположено на шельфе Северо Восточного Сахалина, в 15 20 км к востоку от береговой линии на широте южного замыкания залива Пильтун. Глубина моря в районе месторождения изменяется от 27 до 35 м. Пильтун-Астохское морское месторождение по величине запасов УВ относится к категории крупных. Залежи нефти и газа открыты в песчано алевритовых пластах коллекторах нижненутовского подгоризонта. Месторождение приурочено к крупной одноименной мегантиклинали, расположенной в пределах Одоптинской антиклинальной зоны. Пильтун Астохская мегантиклиналь размером 32 х8 км осложнена тремя куполами: Пильтунским, Южно Пильтунским и Астохским.
Продуктивная часть разреза залегает на глубинах 1200 2500 м и относится к нижненутовскому подгоризонту, представленному чередованием мелкозернистых песчано алевритовых пластов коллекторов (XII XXV) мощностью от 2 до 70, 6 м и глинистых разделов покрышек мощностью от 2 до 123 м. На Пильтун Астохском месторождении установлена результатами бурения и прогнозируется по ГИС продуктивность 12 пластов: XII, XIII—IV, XVII, XVIII, XIX, XXI, ХХ 12, ХХ 13, XXIII, XXIV 2, XXV. Значительную роль в размещении залежей по площади играют разрывные нарушения и глинизация пластов коллекторов. В разрезе нижненутовского подгоризонта открыто или прогнозируется 30 залежей нефти, газа и конденсата.
На Пильтунском куполе месторождения в блоке I открыто и прогнозируется 11 залежей: 3 нефтяных с газовыми шапками в XXII, XXIII, XXVI 2, пластах, 5 нефтегазоконденсатных с нефтяными оторочками в XVII, XIX, XXI 1, ХХI 2 и ХХI 3 пластах, и 3 газовых в XII, XIII XIV, XVII пластах. В блоке II южной части Пильтунского купола скважинами № 7 и № 11 установлено и предполагается 8 залежей: 4 газоконденсатныхс нефтяными оторочками (пласты XIX, XXI 1, и ХХI 2, ХХI 3); 2 газоконденсатные (в XVIII и XXIII пластах) и 2 газовые (пласты XII и XVII). В разрезе Южно Пильтунского свода открыто 7 залежей: 5 газоконденсатных с нефтяными оторочками (XIX 1, XXI, XXI 1, ХХI 3, XXIII пласты), 1 - газоконденсатная (XXIV 2 пласт) и 1 газовая (XVI XVII пласты).
На Астохском куполе, в южной части месторождения, установлено 4 залежи: 2 нефтяных (пласты XXI 1, и ХХI 2), 1 газоконденсатная с нефтяной оторочкой (XXII пласт) и 1 газоконденсатная (XXV пласт). Пласты коллекторы в нижней части нижне нутовского разреза (XVIII XXIV пласты) литологически изменчивые и глинизируются на восточном крыле структуры и межкупольных сочленениях. Пласты, залегающие в верхней части разреза (XII XVI), обычно развиты по всей площади с уменьшением мощности или глинизацией на западном погружении структуры. Величины эффективных мощностей пластов коллекторов колеблются от 1, 5 до 38 м. Коллекторские свойства пластов, содержащих залежи, характеризуются высокими значениями пористости от 20 до 29%. Типы залежей месторождения различные: пластовые сводовые, пластовые, литологически и тектонически экранированные.
Максимальный дебит нефти получен из нефтяной залежи ХХI 2 пласта в скважине № 11 через 20, 25 миллиметровый штуцер и составил 636, 2 м 3/сут. Дебит газа в газоконденсатной залежи ХХI 2 с нефтяной оторочкой в скважине № 6 через 15, 1 миллиметровый штуцер составил 396 м 3/сут. Нефти месторождения легкие (плотностью 0, 824 0, 856 г/см 3) малосмолистые (содержание смол 0, 11 5, 5%), малопарафинистые (0, 5 1, 98%), малосернистые (содержание серы 0, 23 0, 25%), с высоким выходом бензиновых фракций. Свободный газовой шапки XXII пласта залежей состоит из метана (90, 6%), со держание этана равно 5%, С 02 0, 69%>, азота 0, 35%. Потенциальное содержание стабильного конденсата оценивается величинами 77 153, 7 г/м 3.
Нефтегазоконденсатное месторождение Чайво
Иллюстрация изменения структуры месторождения Чайво после проведения сейсморазведки 3 D
Чайвинское нефтегазоконденсатное месторождение Месторождение расположено на шельфе Северного Сахалина в 12 км восточнее берега острова, в пределах Паромайско Чайвинской нефтегазоносной зоны. Глубина моря на место рождении 12 32 м. По величине запасов УВ морское месторождение Чайво относится к категории крупных. Залежи углеводородов контролируются одноименной структурой, открытой и подготовленной к бурению в 1976 г.
Чайвинская брахиантиклинальная складка имеет простое строение, характеризуется размерами по нижним продуктивным горизонтам 8 x 25 км, амплитудой до 450 м. Углы падения пород на крыльях складки составляют 8 9°. По верхним пластам (II, III пласты), структура выполаживается, размеры ее уменьшаются до 4 x 8 км, амплитуда до 150 м, углы падения пород 4 5°. Ось складки ориентирована в северо западном направлении. Погружение шарнира прослеживается в северо западном направлении под углом 4 6°, в юго восточном под углом 1 2°. В пределах вскрытого разреза нарушений не выявлено.
Залежи нефти, газа и конденсата относятся к группе пластовых сводовых, выявлены в отложениях нижней части верхненутовского (газовая залежь пласта II) и нижненутовского комплексов, залегают на глубинах 1150 2920 м и связаны с коллекторами порового типа. Скважинами вскрыты десять продуктивных пластов, содержащих одну газовую (II пласт), одну нефтяную (XIV пласт), две газоконденсатных с нефтяными оторочками (XVI XVII 2 пласты) и шесть газоконденсатных залежей (в XVII 1, XVIII, XIX, XXI, XXII пластах). Высоты залежей 100 260 м. Коллекторы порового типа представлены песчано алевритовыми породами.
Газовая залежь пласта II залегает в нижней части верхненутовского горизонта (плиоцен) на глубине 1150 1180 м, размером 3, 5 x 9, 3 км, высотой 100 м, является пластовой, сводовой, низкопродуктивной, с коллектором порового типа, пористостью 28%, газонасыщенностью 54%. Нефтяная залежь XIV пласта размером 2, 5 x 8, 5 км, высотой 116 м, вскрыта скважинами 1 и 4 на глубинах 1962 1995 м. Общая мощность пласта 100 109 м, эффективная 78 м. При опробовании пласта в скважине 4 в интервале 1991 2011 м эрлифтным способом приток нефти составил 328 м 3/сут. Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа. Пористость пород коллектора колеблется в пре делах 23 28%, проницаемость до 3, 7 мкм 2.
Нефть залежи тяжелая, (плотностью 0, 913 г/см 3), смолистая, парафинистая, газонасыщеннсть 35 м 3/м 3. По групповому составу фракций нефть относится к нафтеновому типу. Газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой вскрыты и изучены скважинами №№ 1, 2, 3 и 5; пласт XVI в интервале 2183 2326 м (размер залежи 4, 4 x 14, 8 км, высота газовой шапки 210 м, нефтяной оторочки 21 м), пласт XVII, в интервале 2400 2560 м (размер залежи 1, 7 х 14, 8 км, высота газовой шапки 190 м, нефтяной оторочки 36 м). Мощность пластов изменяется от 85 до 90 м и 43 50 м, соответственно (эффективная нефте и газонасышенная толщина от 20 до 56 м и от 0 до 18, 1 м). Пласты характеризуются неоднородностью литологи ческого состава и сложены преимущественно алевролитами и мелкозернистыми песчаниками. В пласте XVI отмечено уменьшение мощности на восточном крыле складки.
Нефть по физико химическим свойствам относится к легким (плотностью 0, 83 0, 84 г/см 2), смолистым (13 14%), парафиновым (0, 25 3, 3%), с высоким выходом светлых фракций. Давление насыщения равно пластовому (235, 5 кгс/см 2). Газосодержание в пластовой нефти равно 165 м 3/м 3. Газ по составу преимущественно метановый (93%). Содержание конденсата в газе составляет 116 127 г/м 3. Газоконденсатные залежи XVII, (2352 2517 м), XVIII (2400 2575 м), XIX (2500 2750 м), XX (2550 2740 м), XXI (2600 2850 м) и XXII (2700 2920 м) вскрыты и изучены в скважинах №№ 1, 2, 3 и 5, и характеризуются как пластовые, сводовые с коллекторами порового типа; залежь XXII пласта пластовая, с литологическим ограничением на восточном крыле. Пласты коллекторы сложены чередованием прослоев разнозернистых песчаников и алевролитов. Открытая пористость пластов коллекторов 16 23%, проницаемость от 0, 24 до 3 мкм 2, газонасыщенность от 47 до 72%.
В связи с изменением коллекторских свойств пластов по площади, дебиты газа через 12, 7 миллиметровый штуцер изменяются от 114 тыс. м 3/сут (в скважине № 1, XXII пласт) до 504, 5 (скважина № 2, XXII пласт) тыс. м 3/сут, дебиты конденсата от 27 м 3/сут до 115 м 3/сут. Пластовый газ по физико химическим свойствам метановый, плотностью от 0, 733 г/см 3 до 0, 788 г/см 3, с содержанием стабильного конденсата от 99 г/м 3 до 147 г/м 3. После проведения сейсморазведочных работ 3 D структура месторождения и запасы углеводородов значительно изменились в сторону увеличения.
Аркутун Дагинское месторождение. Сейсмогеологический профиль. Месторождение контролируется структурно литологической ловушкой нефти и газа (нутовский горизонт)
Аркутун Дагинское нефтегазоконденсатное месторождение Месторождение открыто в 1989 году и расположено на шельфе Северного Сахалина, в 26 км от береговой линии острова, в 15 км восточнее Чайвинской морской структуры, в пределах южной части Одоптинской нефтегазоносной зоны. Глубина моря в районе месторождения 40 -45 м. По величине начальных геологических запасов углеводородов по промышленным категориям С 1+С 2 (641, 648 млн. т) месторождение относится к категории крупных и является самым крупным на шельфе Сахалина. По сложности геологического строения относится к месторождениям очень сложного строения и характеризуется наличием литологических замещений, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.
Аркутун Дагинская мегантиклинальная складка по кровле XXI 1 2 нижненутовского пласта имеет следующие размеры: длина складки 60 км, ширина 14 км, амплитуда около 410 м. Аркутун Дагинская структура осложнена двумя куполами: на севере Аркутунской брахиантиклиналью (размером 15 х6 км, амплитудой около 100 м), на юге через небольшой перегиб, сочленяющийся с Дагинской брахиантиклиналью размером (35 х 12 км, амплитудой 410 м). В пределах изученного разреза разрывные нарушения не обнаружены.
Залежи нефти, газа и газоконденсата открыты в песчаных и песчано алевролитовых пластах коллекторах порового типа нижненутовского подгоризонта на глубинах 1680 2800 м. Фильтрационно емкостные свойства коллекторов изменяются в широком диапазоне и составляют: пористость 16 30%, проницаемость 0, 021 0, 84 мкм 2, глинистость 9 20%. Общие толщины пластов коллекторов тоже колеблются в широких пределах от 14, 2 до 47, 7 м. Эффективные толщины достигают максимальной величины 21, 2 м (XXI 1 2 , пласт, скважина № 4) на крыле структуры. В присводовой части пласты уменьшаются по мощности и глинизируются.
Месторождение является многопластовым. В разрезе нижненутовского подгоризонта (в средней и нижней частях мощностью 1100 м) открыто бурением 12 продуктивных пластов (XIX, XX 1 3, XXI 1 2, XXII 1 2, XXIII, XXIII 1, XXIII 2, XXIV 1 2, XXVI, XXVII и XXVIII), содержащих 15 залежей, в том числе 2 газоконденсатных (XXVII и XXVIII пласты), 3 нефтяных (XIX, XXII 1 2 и XXVI) и 10 нефтяных с установленными или предполагаемыми газоконденсатными шапками (пласты XXI 1 2, XXI 3, и XXIII на Аркутунском и XXI 1 2, ХХI 3, XXIII 1, ХХП 2, XXIV 1 2, XXV на Дагинском участках). Залежи углеводородов пластовые, сводовые, литологически и тектонически экранированные.
Пласт XXI 1 2 продуктивен на Аркутунском и Дагинском участках, содержит две нефтегазо конденсатные пластовые, литологически экранированные вверх по восстанию пласта залежи размером: 5, 0 x 11 км, высотой 126 м на Аркутунском участке, и 11 х35 км, высотой 34, 0 м на Дагинском (самая крупная на месторождении). В скважине № 4 Д из интервала 1820 1855 м был получен фонтанный приток нефти дебитом 367 м 3/сут, растворенного газа 16, 6 тыс. м 3/сут через 20, 2 миллиметровый штуцер. Залежи на Аркутунском и Дагинском участках разделены между собой экраном (литологическим или, более вероятно, тектоническим сбросом) и имеют различные гипсометрические отметки контактов. Пласты XXIII 1, ХХШ 2, XXIV 1 2, XXVI и XXVII содержат нефтегазоконденатные залежи только на Дагинском участке. Пласт XXVIII содержит одну газоконденсатную залежь на Дагинском участке.
Наиболее крупными по запасам нефти являются газоконденсатно нефтяные залежи XXI 1 2 и XXIII пластов. Балансовые и извлекаемые запасы нефти в их оторочках составляют 73, 3% от суммарных запасов Дагинского участка (51, 1% и 22, 6% соответственно). Остальные залежи по запасам нефти имеют подчиненное значение. Свободный газ Аркутун Дагинского месторождения по физико химическим свойствам относится к полужирным, содержание тяжелых углеводородов равно 9, 15%. Стабильный конденсат установлен в сумме 159 г/м 3. Плотность конденсата 0, 731 г/см. Нефти Аркутун Дагинского месторождения легкие, плотностью 0, 823 0, 873 г/см 3, малопарафинистые и малосмолистые.
Лунское нефтегазоконде нсатное месторождение Структурная карта по кровле пласта I Лунского месторождения
Продуктивные пласты Лунского месторождения. Геологический разрез с севера на юг
Продуктивные пласты Лунского месторождения. Геологический разрез тектонического блока II с запада на восток
Лунское нефтегазоконденсатное месторождение Месторождение расположено на шельфе Северного Сахалина, в 12 -15 км восточнее береговой линии острова. Глубина моря на месторождении 42 х17 м. Антиклинальная структура была открыта и подготовлена детальными сейсмическими работами МОГТ (1978 г. ). Залежи нефти и газоконденсата приурочены к песчаным пластам дагинского горизонта (средний нижний миоцен). Во вскрытом разрезе (мощностью 1180 м) выделено 19 песчаных, алеврито песчаных пластов мощностью до 100 м. Разделы между пластами коллекторами сложены глинами (мощностью 3 7 м). Песчаники мелкозернистые, хорошо отсортированные, имеют высокие показатели ФЕС (пористость до 28 29%, проницаемость до 1, 5 мкм 2). Продуктивные пласты перекрыты хорошо отсортированными глинами окобыкайского горизонта (средний миоцен) мощностью 630 750 м.
Залежи углеводородов контролируются крупной брахиантиклинальной складкой (размером 8, 5 x 26 км, с амплитудой около 600 м). Структура пересечена серией сбросо сдвиговых нарушений с амплитудами смещения от нескольких метров до 200 м (рис. 130 132). Углы падения пород на крыльях структуры достигают 8 10°. Вверх по разрезу складка выполаживается, углы падения равны 3 4°. На месторождении в 15 пластах открыто 11 залежей, из них 10 залежей газоконденсатных (в пластах I, IV, V a, V б, V XI XII, XIII, XIV 6, XVI и XVII) и одна газоконденсатная с нефтяной оторочкой (пласты I—IV во II V блоках). В I блоке установлено 9 пластовых, тектонически экранированных газоконденсатных залежей. Размеры залежей меняются в пределах: длина от 5, 75 (I пласт) до 4, 2 км (XVII); шири на от 4(I) до 2, 5 км (Vа); высота от 110 (XVI) до 30 м (XVII). Пористость (по ГИС) уменьшается с глубиной с 25 (I, IV) до 16% (XVII), газонасыщенность с 65 (I) до 48% (XVII), проницаемость, определенная по гидродинамическим данным, меняется в пределах 8 430 10 3 мкм 2 (верхние пласты имеют лучшие показатели).
Во II V блоках установлено две залежи: газоконденсатная с нефтяной оторочкой (I—IV плас ты и ) газоконденсатная (V XII); обе приурочены к пластово массивному резервуару. Залежи гидродинамически связаны. На контактах с водой пластовое давление равно условному гидростатическому. Уровень ГНК для верхней залежи совпадает с уровнем ГВК для нижней, что обусловлено небольшой высотой нефтяной оторочки (12 30 м). Размеры верхней залежи 15 х6, 5 км, высота по блокам меняется от 400 (V блок) до 345 м (II III блоки). Пористость 24 26%, газонасыщенность 62 65%. Газоконденсатная пластово массивная залежь V XI XII пластов имеет размеры 13, 5 x 5, 75 км, высоту от 129 (II III блок) до 253 м (V блок). Коллекторы характеризуются пористостью 24 26%, газонасыщенностью 73 74%.
Пластовые воды гидрокарбонатнонатриевые, слабосоленые, с минерализацией до 20 г/л. Нефти легкие (0, 810 0, 816 г/см 3), малосмолистые (асфальтово смолистые компоненты 1, 22 1, 55%), малосернистые (от следов до 0, 13%), малопарафинистые (от 0, 74 до 2, 85%). Газосодержание пластовой нефти 210 м 3/т. В групповом углеводородном составе бензиновой фракции преобладают метановые (в сред нем 50% об. ), нафтеновые и ароматические (по 25%) имеют подчиненное значение.
Свободные газы метановые (в среднем 91, 2%), полужирные (содержание тяжелых гомологов метана до 7, 0%), низкоазотные (0, 35%), низкогелиевоносные (менее 0, 001%). Потенциальное содержание стабильного конденсата составляет 119, 4 г/см 3. Плотность конденсата изменяется от 0, 740 до 0, 779 г/см 3 (средняя величина 0, 748 г/см 3). Конденсаты имеют низкое содержание асфальтово смолистых веществ (не более 0, 18%) и парафина (0, 06 0, 66%). Выход светлых фракций до 200° в среднем 86%. В групповом углеводородном составе преобладают метановые углеводороды (в среднем 56%), нафтеновые (25%) и ароматические (19%) имеют подчиненное значение. В целом, залежи газоконденсатные, с нефтяной оторочкой, с пластово-массивным резервуаром, среднедебитные, с коллекторами порового типа.
Секвенc стратиграфия и тектоника кайнозойских отложений Северного Сахалина и шельфа
Модель секвенс стратиграфического расчленения нижненутовского подгоризонта Чайвинского и Аркутун Дагинского месторождений (по версии специалистов компании Exxon. Mobil, 2001)
Скачать презентацию Коллекторский потенциал Дальневосточных и Южных морей РФ Дзюбло
lektsia_3_Kollektorskiy_potentsial_Dalnevostochnykh_i_Yuzhnykh_morey.pptx