Охинское месторождение.

Оно приурочено к брахиантиклинальной складке сбросами разбитой на блоки. Размер структуры 9*15 км. В разрезе окобакайской свиты 13 пластов нефтеносных. Залежи пластовые и тектонически-экранированные.

Наряду со сложно построенными месторождения встречаются месторождения, связанные с ненарушенными структурами. Примером такового месторождения может служить Тункурское – 13 залежей в окобыкайской и нутовской свитах, из них 6 газовых, 1 г/конденсатные.

Начиная с 1969г основные открытия в Сахалинской НГО связаны с шельфом, особенно СВ. одним из первых на шельфе СЗ Сахалина было открыто Узловое (1969г) продуктивны дагинская и уйкинская свиты, в 1973г здесь же Астрахановское.

На СВ шельфе открыты Одоптинское, Чайво-море, Пильтун – Астокское, Лунское, Аркутун – Дагинское, Киринское.

Вместе с Венинским месторождением суммарные запасы их оцениваются более 1 млрд.т условного топлива.

Самые крупные из них ЛунскоеНГК и Аркутун – Астокское – газонефтяное месторождение в 16 км от побережья Сахалина. Это сложно – построенная антиклиналь – часть Одоптинской антиклинальной зоны.

Лунское – нефтегазоконденсатное месторождение. Извлекаемые запасы этих месторождений 140 млн.т нефти и конденсата и более 400 млрд.м³ газа.

По проекту Сахалин I, с 1955 ведется доразведка и подготовка к разработке месторождений. Аркутун – Дагинское, Чайво и Одоптинское. Потенциальные извлекаемые запасы их 325 млн.т нефти и 425 млрд.м³ газа.

Сейчас начали осуществляться проекты Сахалин II и III.

Сахалинская НГО по-прежнему остается перспективной. Основные перспективы связаны с продолжением работы на шельфе. Кроме поисков новых залежей в миоцен – плиоценовом продуктивных комплексах предлагаются и новые направления:

1. поиски залежей в мезозойском перспективном комплексе, в кавернозно-трещиноватых коллекторах, в серпентинитах. На Окружном месторождении в этих породах обнаружены легкие битумы;

2. Поиски залежей в верхненутовском и помырском горизонтах (плиоцен) литологического типа в зонах на шельфе, где по данным сейсморазведки выявлены крупные песчаные тела (конусы выноса) в глинистых породах.

3. Поиски залежей в даехуринском комплексе (олигоцен) в кремнистых трещиноватых породах. На Окружном месторождении они содержат небольшую залежь.

Охотско – Камчатская перспективная область включает западное побережье Камчатки и прилегающие к ней впадины (прогибы) в акватории Охотского моря (Северо – Охотский, Голыгинский, Ичинско – Охотский, Прикамчатский прогибы, Шелиховская впадина). Перспективы н/г связаны с Kz отложениями, которые включают два основных крупных комплекса: палеогеновый и неогеновый, возможно перспективным является верхнемеловой комплекс.

Неогеновый комплекс мощностью от 0 до 2,5 км представлен песчано-глинистыми породами и кремнисто – глинистыми. В них развиты пачки песчано-алевритовых пород с хорошими коллекторскими свойствами.

Палеогеновый комплекс в значительной части сложен песчаными отложениями с гравелитами, конгломератами внизу и с кремнистыми глинисто – алевритовыми отложениями вверху. Песчаные отложения характеризуются резко изменчивыми коллекторскими свойствами.

В верхнем мелу интерес для поисков залежей УВ представляет верхняя терригенная его часть. Однако коллекторские свойства потенциальных коллекторов не высокие из – за литологических изменений. Нефтегазоносность палеогенового комплекса доказана получением притоков нефти, газа и конденсата на ряде площадей Западной Камчатки (Лиманская, Северо – Колпаковская, Нижнее – Квачкинская, Кшукская).

Из миоценовых получены притоками газа на Кшукской площади.

Наиболее перспективна Колпаковская впадина на З. Камчатке, которая раскрывается в Охотское море, именно на юге ее выявлены залежи газа и конденсата на Северо – Калпаковской, Н. Квачкинской и Кшукской площадях. Аналогичные условия благоприятные для нефтегазообразования прогнозируются в Голыгинском прогибе (2000г). мощность Kz отложений в них > 6км, в Колпаковской присутствует и неогеновая моласса (на суше). На суше в Голыгинском прогибе отмечались н/г проявления.

Оценивая перспективы н/г акватории Северной части Охотского региона О. А. Кровушкина с соавторами (2003г) на основании моделирования осадочных бассейнов выделяют две основные н/г системы палеоцен – нижнеолигоценовую и верхнеолигоцен – миоценовую. Первая система обладает следующими критериями н/г. В ней развиты нефтематеринские породы с повышенным содержанием Сорг , к началу среднего плиоцена значительная ее часть находится в главной зоне генерации нефти. Над ней есть мощный регионально развитый флюидоупор – терригенно-кремнистые отложения верхнего олигоцена – среднего миоцена. В ней есть ловушки различных генетических типов – литологические, стратиграфическое, структурные, комбинированные.

Благоприятна для образования углеводородов и сохранения их в ловушках и вторая система верхнеолигоцен – миоценовая. Коллекторы порово-трещинные. Ловушки преимущественно структурные. Проведеные исследования позволяют авторам высоко оценивать перспективы н/г осадочных бассейнов севера Охотского региона.