2 Геология месторождений

Большинство месторождений, перспективных ловушек и зон нефтегазонакопления относятся к структурному типу и приурочены к антиклинальным складкам различного генезиса. Они часто связаны с региональными зонами тектонических нарушений – взбросонадвигами (Восточно-Эхабинская, Паромайская и другие зоны), конседиментационными сбросами. Структурно-литологические ловушки, связанные с зоной замещения песчаных пластов нижненутовского подгоризонта на глинистые, содержат залежи нефти и газа Одоптинской зоны нефтегазонакопления. Ловушки этого типа выявлены в окобыкайско-нижненутовом комплексе на западном крыле Одоптинской антиклинальной и северной переклинали Венинской структуры, а также предполагаются в дагинском комплексе на западных крыльях Дагинской и Аяшской структур.

Для большинства локальных структур бассейна характерно сочетание кон- и постседиментационного развития. Заложение многих структур можно отнести к началу среднего миоцена – периоду активизации тектонических движений. Рост складок с различной степенью интенсивности и унаследованности продолжался в позднем миоцене и плиоцене. Постседиментационные тектонические движения (сахалинская фаза складчатости) в разной степени преобразовали облик этих структур, увеличив их амплитуду, степень интенсивности, осложненность разрывами. За счет этих движений сформированы и новые чисто постседиментационные структуры. Указанный период формирования ловушек практически совпадает со временем интенсивной генерации и эмиграции УВ в основных очагах нефтегазообразования.

Проницаемые (резервуарные) породы наблюдаются во всех стратиграфических подразделениях мезо-кайнозойского разреза. В них выделяются несколько типов природных резервуаров: пластовый, массивно-пластовый, массивный и линзовидный. Наиболее распространен пластовый тип, представляющий чередование песчаных, алевритовых и глинистых пластов. С ним связана большая часть залежей и запасов нефти, разведанных в регионе, и около половины запасов свободного газа. Оптимальными условиями аккумуляции УВ характеризуется пластовый резервуар с отношением коллекторов и флюидоупоров 1:4–2:3. Залежи массивно-пластового типа менее распространены, однако очень весомы по запасам УВ.

Резервуары массивного типа с трещинным и трещинно-поровым коллекторами предполагаются на северо-восточном шельфе в отложениях даехуриинского горизонта и пильском глинисто-кремнистом комплексе. К резервуару массивного типа в трещиноватой толще силицитов приурочена нефтяная залежь на месторождении Окружное.

Наименее распространен линзовидный тип резервуара. На Сахалине с ним связано несколько мелких залежей. На шельфе выявлен ряд ловушек, предположительно тяготеющих к линзам песчано-алевритовых пород в нутовской толще Восточно-Одоптинской зоны.

Большая часть запасов нефти и газа на месторождениях Сахалина и шельфа приходится на глубину, не превышающую 3 км. Распределение потенциальных ресурсов УВ на шельфе Северного Сахалина по стратиграфическим комплексам, глубине залегания и глубине моря характеризуется следующими цифрами: в неогене содержится 80 % всех потенциальных ресурсов; предполагается, что 87 % сосредоточено на глубинах до 3 км, 81 % – до глубин моря 100 м.

Распределение ресурсов УВ по глубине залегания определяется закономерностями изменения экранирующих и коллекторских свойств пород в зависимости от степени их катагенетической преобразованности, возраста и условий седиментации. Для палеогеновых и неогеновых отложений наблюдаются существенные различия в критических глубинах распространения поровых коллекторов: для первых они обычно не превышают 3,0–3,5 км, для вторых при благоприятных условиях могут достигать 5,0–5,5 км, но зона оптимального нефтегазонакопления с максимальной концентрацией ресурсов ограничивается 3,0–3,5 км. Этим объясняется приуроченность подавляющей части как разведанных запасов, так и прогнозных ресурсов к интервалу глубин до 3 км.

В последние годы в качестве нового перспективного направления нефтегазопоисковых работ на шельфе Сахалина рассматриваются ловушки в верхнемезозойском комплексе фундамента с кавернозно-трещинным типом коллектора, связанные с массивами серпентинитов (Толкачев и др., 1998). Комплекс разуплотненных серпентинитов перспективен на всем протяжении шельфа Северо-Восточного Сахалина (от Шмидтовского сектора на севере до Пограничного на юге), эти массивы фиксируются в магнитном поле положительными аномалиями. Наибольшим потенциалом обладают ловушки в пределах Трехбратской и Восточно-Одоптинской антиклинальных зон, для которых характерно благоприятное сочетание условий нефтегазообразования и аккумуляции УВ.

На возможную нефтегазоносность трещинного коллектора, приуроченного к зоне распространения серпентинитов фундамента Восточно-Одоптинской зоны, указывали Терещенков (1996), Э. Г. Коблов и В. В. Харахинов (1997), которые оценивали плотность ресурсов в 65 тыс. т/км². Они также полагали, что на долю фундамента приходится 17 % прогнозных ресурсов зоны, основные перспективы которой связаны с трещинными коллекторами дагинско-даехуриинского комплекса (58 %) и частично с поровыми коллекторами окобыкайско-нижненутовского (16 %), верхнеенутовского (7 %) и дагинского (2 %) комплексов.

Образование массивов серпентинитов произошло в результате гидротермальной серпентинизации ультраосновных пород, входящих в Восточно-Сахалинский офиолитовый (гипербазитовый) пояс, протягивающийся вдоль одноименного коро-мантийного разлома.

Достоверная информация о фильтрационно-емкостных свойствах данного типа резервуаров отсутствует. Сведения о плотности этих пород были получены при изучении последних в процессе поисковых работ на хромиты на п-ове Шмидта по Южно-Шмидтовскому гипербазитовому массиву. Детальное описание толщи серпентинитов показывает ее неоднородность.

В строении толщи выделяются в различной степени серпентинизированные, а в тектонических зонах – милонитизированные дуниты, перидотиты и пироксениты, тремолит-серпентиновые и тальк-хлорит-серпентиновые сланцы. Определения плотности показали, что среди них присутствуют разуплотненные породы с сильно пониженными значениями плотности.

Данные породы были вскрыты также в скв. 28 на месторождении Окружное, где они состоят из серпентина, реликтов пироксена и примеси рудных минералов (магнетит). По данным лабораторных исследований (В. С. Ковальчук, Г. Я. Молошенко, А. И. Уткина), образцы серпентинита, отобранные в интервале 2 908–2 973 м, содержат видимые включения битумоидов. Люминесцентно-микроскопическими исследованиями установлено, что в брекчированных разуплотненных серпентинитах в большом количестве содержатся легкие битумоиды, люминесцирующие зеленовато-голубыми и желтовато-зелеными тонами.

Содержание битумоидов в хлороформной вытяжке (0,47 % объема вытяжки) сопоставимо с данными анализа образцов керна нефтенасыщенных терригенных коллекторов разрабатываемых месторождений Северного Сахалина.

Фильтрационно-емкостные параметры серпентинитовых коллекторов косвенно подтверждаются результатами изучения их скоростных параметров по данным сейсморазведочных работ. Определения скорости V_огт по профилю в пределах серпентинитового массива выполнены на трех гидроточках. Рассчитанные значения пластовой скорости изменяются в следующих пределах: 892 – 3,68–4,45 км/с, 988 – 3,27–3,78 км/с, 1 036 – 3,44–3,86 км/с. По установленным для Сахалина зависимостям между скоростью и плотностью пород таким пластовым скоростям соответствуют значения плотности 2,25–2,52 г/см³ и открытой пористости 4–16 %. Основываясь на этих оценках, при подсчетах запасов в перспективных ловушках с аналогичным типом резервуара в качестве средней оценки пористости было принято значение 10 %, минимальной и максимальной, соответственно, – 5 и 15 %.

Основной нефтематеринской толщей, как считают некоторые исследователи, являются глинисто-кремнистые отложения даехуриинского и пильского комплексов, сложенные перекристаллизованными опоками и кремнистыми аргиллитами. Они также выполняют роль покрышки. Породы комплексов мощностью 1,5–2,5 км включают ОВ с преобладанием сапропелевой составляющей и содержанием С_орг до 1,8 %, степень зрелости ОВ соответствует главной зоне генерации нефти (отражающая способность витринита 0,4–0,8 %). Принципиальная схема структурного взаимоотношения серпентинитового массива как аккумулирующего комплекса с нефтематеринской толщей для Трехбратской и северной части Восточно-Одоптинской антиклинальных зон иллюстрируется геологическим разрезом по широтному сейсмическому профилю 219 035, расположенному на траверсе Северо-Кайганской ловушки. По отложениям перекрывающих комплексов сейсморазведочными работами выявлен ряд ловушек, перспективных для проведения поисково-разведочных работ и на нижележащий мезозойский комплекс. Первоочередными объектами для поисково-разведочных работ являются Северо-Кайганская и Восточно-Одоптинская структуры, для которых отмечается совпадение структуры по даехуриинскому комплексу с локальными магнитными максимумами, отражающими положение серпентинитовых массивов. Оценка возможных запасов УВ по Восточно-Одоптинской структуре показывает, что здесь может быть открыто крупное нефтегазоконденсатное месторождение с геологическими запасами по сумме УВ около 300 млн т условного топлива.