 |
Обзор геолого-геофизической изученности района работ
|
|
|
|
Пильтун-Астохская структура выявлена сейсмическими работами масштаба 1: 100000, в результате которых были изучены основные черты строения полевых геофизических работ (1975, 1976), было уточнено строение данной складки, ее соотношение с южным куполом Одоптинской структуры. В 1976 году, в результате поисковых геофизических работ НИС "Орион Арктик", детализировано строение Пильтунской, Южно-Пильтунской и Ас-тохской структур. В 1983 году Пильтунская АТЗ была принята в фонд подготовленных объектов. В 1986 году на Астохском брахикуполе пробурена поисковая скважина № 1, являющаяся первооткрывательницей залежей в отложениях нижненутовского подгоризонта, и разведочная скважина № 2 на северной переклинали структуры, позволяющая установить границы залежей на Астохском участке. В 1987 году поисково-разведочное бурение на месторождении было значительно интенсифицировано. В общей сложности было пробурено 5 скважин. Две из них - поисковые № 5 и № 6 - явились первооткрывательницами залежей на Пильтунском и Южно-Пильтунском сводах. В результате бурения разведочной скважиной № 7 выявлено наличие дизъюнктивно ограниченных залежей в пределах блока II Пильтунского свода. Разведочные скважины № 3 и № 4, пробуренные в пределах Астохской структуры, позволили установить особенности строения пластов-коллекторов и залежей нефти и таза в пределах юго-восточной части структуры и в зоне сочленения Астохской и Южно-Пильтунской антиклиналей.
В 1987 году на месторождении пробурены две разведочные скважины - 8 в сводовой части Пильтунского свода и 10 на южной переклинали Южно-Пильтунской структуры. Скважина № 8 подтвердила наличие газовых шапок в своде Пильтунской антиклинали. Скважина № 10 позволила установить наличие единых залежей, распространяющихся в пределах Южно-Пильтунского и Астохского сводов. Продолжая разведку залежей в пределах западною и восточного крыльев Южно-Пильтунского и западного крыла Пильтунского сводов, разведочной скважиной № 12 подтверждено наличие нефтяных оторочек ряда залежей, скважина № 9 вскрыла продуктивный разрез в неблагоприятных фациальных условиях, позволив установить границы замещения пластов-коллекторов.
|
|
|
В 1990 году на месторождении были пробурены скважина № 11 в седловине между Пильтунским и Южно-Пильтунским куполом и скважина № 14 на западном крыле северной переклинали Пильтунского свода. По результатам их бурения выявлено наличие сбросов 1 и 3, ограничивающих залежи Пильтунского свода от залежей Южно-Одоптинского и залежей, разделенных нарушением между Пильтунской и Южно-Пильтунской структурами.
Итак, в пределах Пильтун-Астохского месторождения в результате поисково-разведочного бурения, проведенного в 1986-1990 гг. было выделено три участка: Пильтунский, Астохский и Южно-Пильтунский. Исходя из полученных результатов, на месторождении планируется бурение разведочных скважин для получения геолого-геофизической информации, необходимой для обоснования параметров к подсчету запасов нефти, газа и конденсата.
Геологическая часть
Стратиграфия
В пределах изучаемой бурением площади вскрыто 2800 м нормального разреза неогенового возраста, который подразделяется на миоцен-плиоценовые отложения, представленные нутовской свитой.
Кроме того, в строении Пильтун-Астохского месторождения подчиненную роль играют и четвертичные отложения мощностью до 30 м. Последние представлены здесь постплиоценовыми и современными осадками (Приложение 2).
Нутовская свита - N 1-2 nt
Вскрытая мощность нутовской свиты равна около 2800 м, отложения представлены толщей морских терригенных осадков. Отложения нутовской свиты представлены глинисто-песчаными породами. В свите выделены два подгоризонта (снизу - вверх): нижненутовский и верхненутовский. Нижненутовский подгоризонт выделен в пределах пластов VIII-XXV.
|
|
|
Пласты сложены песчаниками, уплотненными глинистыми песчаниками, крупнозернистыми и разнозернистыми слабо сцементированными алевролитами. Песчаники и алевролиты части содержат линзы и прослои глины. Слоистость горизонтальная линзовидная, изредка отмечаются элементы косой слоистости. Идет чередование сложно построенных пластов - коллекторов и алеврито-глинистых разделов. Алеврито-глинистые разделы представлены глинами темно-серыми, пластичными и уплотненными. Встречаются прослои пород с кальцитовым цементом. Песчаники светло-серые, рыхлые, слабо сцементированные мощностью до 30-40 метров.
Нижненутовский подгоризонт (верхний миоцен) - N 1 nt
Подгоризонт содержит открытые залежи нефти, газа - вскрыт всеми скважинами. Изменение общей мощности пластов подчиняется региональным закономерностям, эффективная мощность пласта колеблется от 2 до 14м при общей средней мощности 40-52 м.
Весь объем нижненутовских пород отнесен к глинисто-алеврито-песчаной пачке. В основании пачки преобладают алеврито-глинистые породы. Глинистые отложения здесь составляют до 60% разреза.
В отложениях этой части разреза установлен комплекс микрофауны, состоящей преимущественно из фораминифер с агглютимированной раковиной. Пласты сложены мелкозернистыми песчаниками, алевролито-песчаными и глинисто-алевролитовыми породами. Раздел между пластами представлен темно-серой оскольчатой, местами песчанистой глиной мощностью 50-60 м.
Верхненутовский подгоризонт (плиоцен) - N 2 nt
Отложения подгоризонта содержат (снизу - вверх) песчано-алевритовые пласты I - VIII, О-Л, а также нерасчлененную толщу преимущественно глинисто-алевритовых пород мощностью до 700 м. В разрезе прослеживаются 3 литологические пачки: алеврито-глинистая - глины темно-серые пластичные, алевритовые и алевритистые.
Алевролиты серые, рыхлые и уплотненные. Песчаники светло-серые, рыхлые, слабо сцементированные. Глинисто-диатомовая пачка - глины, диатомовые глины с прослоями алевролитов. Глины темно-серые, пластичные, содержат панцири диатомовых водорослей (до 20 - 50%). Грубо-обломочная - пески серые, разнозернистые, гравийно-галечные, рыхлые. Вскрытая мощность отложений подгоризонта - 1500 м.
|
|
|
Четвертичные отложения
В геологическом строении существенную роль не играют, они завершают геологический разрез, залегают от дна моря на глубину до 30 м. Распространены на шельфе сплошным чехлом, от галечникового и гравийного грунта до мелких песков.
Тектоника
Пильтун-Астохская мегантиклинальная складка входит в Одоп-тинскую антиклинальную зону, которая протягивается вдоль шельфа Северо-Восточного Сахалина (по азимуту северо-запад 345°) на расстоянии около 140 км (при ширине зоны 14 км). В общем тектоническом плане рассматриваемая зона относится к Шмидтовскому антиклинорию включенного, в свою очередь, в Сахалинский мегантиклинорий (рис.2).
Одоптинская антиклинальная зона на западе сопряжена с Пильтунским синклинальным прогибом. В южной части она через небольшой синклинальный прогиб граничит с Чайвинской антиклинальной складкой, а затем с крупным Чайвинским синклинальным прогибом. В этих прогибах мощность осадочного чехла достигает 9 км. На востоке Одоптинская антиклинальная зона через неглубокий синклинальный прогиб сопряжена с Восточно-Одоптинской антиклинальной зоной, ориентированной в субмеридиональном направлении.
В структурном отношении Одоптинская антиклинальная зона подразделяется на три мегантиклинальные складки (с севера на юг): Одоптинскую, Пильтун-Астохскую и Аркутун-Дагинскую). Каждая из мегантиклиналей, в свою очередь, состоит из нескольких локальных антиклинальных складок. Так, Одоптинская мегантиклиналь подразделяется на три брахиантиклиналь-ные структуры (Северо-Одоптинскую, Центрально-Одоптинскую и Южно-Одоптинскую) и один "структурный нос" - Одопту-суша.
Пильтун-Астохская мегантиклиналь объединяет три антиклинали. Пильтунскую, Южно-Пильтунскую и Астохскую. В составе Apкутун-Дагинской мегантиклинали открыты сейсморазведкой три антиклинальные складки: Аркутунская, Дагинская, Айяшская.
|
|
|
Пильтун-Астохская мегантиклинальная складка расположена в центральной части Одоптинской антиклинальной зоны. Для зоны характерна умеренная нарушенностъ разрывами (по глубоким горизонтам), ассиметрическое строение зоны (с крутым западным - 10-15°), пологим восточным крыльями - 8-10°), субмеридиональная ориентировка осей локальных складок, наличие нефтяных и газовых залежей в отложениях нижненутовского горизонта.
Структурный план зоны по нижним горизонтам осадочного чехла изучен по материалам сейсморазведки, а по верхним горизонталям - по данным сейсморазведки и глубокого бурения.
Пильтун-Астохская мегантиклинальная складка по кровле ХХ11 пласта (по стратоизогипсе - 2000 м) имеет размеры 10 x 40 км, амплитуду - 250 м. Углы падения пород на западном крыле достигают 10-12°, на восточном 5-6° (рис.3). Пильтунская брахиантиклинальная складка имеет размеры 6 x 14 км, амплитуду - до 180 м. На севере через неглубокое "седло" она сопряжена с Южно-Одоптинской антиклиналью. Кроме того, эти структуры разделены небольшим (с амплитудой до 40 м) сбросом. Этот разрыв установлен в скважине № 14 на глубине 1982 м, где из разреза выпадает ХХIII3 пласт. На сейсмических разрезах разрыв выделяется неуверенно. Поверхность сместителя сброса ориентирована в субширотном направлении (ориентировочно по азимуту С-В - 60°) и падает на северо-запад под углом 60-70°. Северный блок (1а) опущен и представляет собой северное замыкание Пильтунской антиклинали, сопряженной с южной переклиналью Южно-Одоптинской брахискладки. Этот сброс является тектоническим экраном для газовых и нефтегазоконденсатных залежей Пильтунской антиклинали.
Свод Пильтунской складки по всем продуктивным пластам сохраняется на одном месте в районе скважины № 8.
Южная часть складки отделена от свода (от блока I) разрывом типа взброса-сдвига. Этот разрыв установлен по материалам детальных сейсмических работ и подтверждается различными высотными отметками контактов залежей в смежных тектонических блоках I-II. По структурным построениям и сейсмическим данным плоскость сместителя (разрыва 2) ориентирована по азимуту северо-восток 30°. Разрыв относится к типу взбросо-сдвигов. Вертикальная амплитуда смещения (по отношению к блоку I) происходила к востоку и оценивается величиной до 2-2,5 км. Тектонический блок II в структурном отношении представляет собой южный переклинальный блок Пильтунской брахи-антиклинали, отделенной от сводовой части складки (от тектонического блока I) разрывным нарушением типа взброса-сдвига. Наличие у разрыва сдвиговых перемещений привело к изменению амплитуды разрыва по простиранию смесителя до 80 м (вблизи оси) до 10 м (на восточном крыле складки). Размеры тектонического блока I, ограниченного разрывами 1 и 2, составляет 7,5 x 6 км, амплитуда складки равна 40 м.
|
|
|
Размеры тектонического блока II равны 7,2 x 5 км. На юге за границу блока II принят разрыв 3 (типа сброса-сдвига), разделяющий залежи углеводородов Пильтунской и Южно-Пильтунской антиклиналей. Амплитуда вертикального смещения составляет около 1 км.
На некоторых структурных картах Южно-Пильтунская складка имеет небольшое северное замыкание. Наличие разрыва фиксируется по различию высотных отметок контактов залежей в смежных блоках (в блоке II Пильтунской и на Южно-Пильтунской антиклинали (по кровле ХХI1 пласта, по стратоизогипсе 1950 м) составляют 14,0 x 10,5 км, амплитуда структуры (по отношению к "седлу" с Астохской антиклинальной складкой) достигает 230 м. Углы падения пород на западном крыле равны 5-6°, на восточном - 3-4° (рис.3).
Северное переклинальное замыкание складки выражено неотчетливо. Залежи контролируются структурной ловушкой и разрывным нарушением 3, ориентированном в северо-восточном направлении. Астохская брахиантиклинальная складка кулисно сочленяется через "седло" с переклиналью Южно-Пильтунской структуры. Размеры складки (по кровле XXI1 пласта) равны 13,5 x 5,5 км, амплитуда ее (по отношению к "седлу" с Южно-Пильтунской) равна около 50 м. Ось складки ориентирована по азимуту с-з 330°. Углы падения пород 3-4°. Разрывные нарушения отсутствуют (рис.3).
Нефтегазоносность
Залежи нефти, газа и конденсата на площади Пильтун-Астох залегают в песчаных пластах и песчано-алевритовых пластах-коллекторах нижненутовского подгоризонта (верхний миоцен) на глубинах 1400 - 2400 м. В структурном отношении залежи углеводородов контролируются мегантиклиналью, включающей три брахиструктуры: Пильтунскую, Южно-Пильтунскую, Астохскую.
Геологическое строение месторождения осложняется как наличием литологических замещений или тектонических свойств продуктивных пластов. Залежи нефти и газа относятся к классу структурных, к группе антиклинальных и куполовидных структур; подгруппе сводовых, пересеченных или экранируемых разрывными нарушениями и зонами литологического замещения или выклинивания пород коллекторов.
Месторождение относится к многопластовым, гак как в разрезе установлено опробованием и прогнозируется по ГИС 15 продуктивных пластов, содержащих залежи нефти, газа и конденсата (прил.). Залежи подразделяются на:
) нефтяные (Н);
) газовые (Г): 3) газоконденсатные (ГК);
) нефтегазоконденсатные (НГК);
) газоконденсатнонефтяные (ГКН) (табл.1).
В нефтегазоконденсатных (НГК) залежах газовая шапка превышает по объему нефтяную оторочку, а в газоконденсатнонефтяных (ГКН) залежах (т.е. в нефтяных с газоконденсатной шапкой) основная по объему часть залежи нефтяная. Нефтяные (Н) залежи содержат только нефть с растворенным газом. Разделение залежей на газовые (Г) и газоконденсатные (ГК) произведено по содержанию в газе конденсата. Газовые залежи содержат незначительное количество конденсата (< 10 см3/м3). При разработке газоконденсатных залежей и шапок (в результате снижения давления) из добываемого пластового газа выделяется конденсат. Содержание его в залежах Пильтун-Астоха колеблется от 55 г/м3 (XII пласт) до (XXV) - 190 г/м3.
Залежи размещены по участкам следующим образом:
Пильтунский участок - 21 залежь.
а блок - одна газоконденсатная (ГК) - пласт XIX1;
I блок - 12 залежей: 3 газовые (Г) - пласт XII, XIII - XIV, XVI-XVII; 4 нефтегазоконденсатные (НГК) - пласт XVII, ХХ11 ХХ12, ХХ13; 5 газоконденсатнонефтяных (ГКН) - пласт ХХ1, XXII1-2, XXII3, XXIII, XXIV2.
II блок - 8 залежей: 1 газовая (Г) - пласт XII; 3 газоконденсатные (ГК) - пласт XVIII, XXII1-2, XXIII; 2 нефтегазоконденсатные (НГК) - пласт XXI1 ХХ13; 4 газоконденсатнонефтяные (ГКН) - пласт ХIХ1, XXI, ХХ12, ХХ13.
Астохский участок - 4 залежи, в том числе нефтяная (Н) - пласт XXI1; 2 газоконденсатные (ГК) - пласты XXIV1, XXV; 1 нефтегазоконденсатная (НГК) - пласт XXIII (рис.4).
По площади продуктивности, ограниченной внешними контурами нефте - или газоносности, залежи разделены на малые (до 10 км2) - 5 залежей; средние (от 10 до 50 км2) - 24 залежи; большие (50 км2) - 6 залежей. Залежи по дебиту до 25 т х м3/сут.; малодебитные - газовые от 25 до 100 тыс. х м3/сут; среднедебитные - нефтяные залежи по дебиту от 7 до 25 т/сут., газовые от 100 до 500 тыс. х м3/сут.; высокодебитные - нефтяные от 25 до 200 т/сут., газовые залежи по дебиту от 500 до 1000 тыс. х м3/сут.
По величине начальных пластовых давлений (МПа) преобладают залежи с высоким давлением от 13 МПа (XII пласт) до 23 МПа (XXV пласт).
Определение абсолютных отметок водонефтяных (ВНК), газоводяных (ГВК) и газонефтяных (ГНК) контактов проводилось по результатам опробования скважин и данным ГИС, Для большинства залежей при опробовании скважин были установлены в скважинах нижние границы газоносносности (НГГ.) или же нижние границы нефтеносности (НГН), проведенные по абсолютным отметкам нижних отверстий перфорации с учетом границ продуктивных (по ГИС) прослоев (рис.6).
|
|
|
