Стратиграфия

Акустический фундамент сложен предположительно породами верхнемелового и частично палеогенового возраста, представленными окремненными аргиллитами и плотными алевролитами (в верхней части породы туфогенные). Глубина залегания Фа колеблется от 3100-4800 м в пределах палеоподнятий до 8200 м – в погруженных участках.

Палеогеновый комплекс, представленный мачигарским и даехуриинским (олигоцен) горизонтами несогласно, с перерывом в осадконакоплении, залегает на породах акустического фундамента.

Мачигарский горизонт сложен неравномерным переслаиванием пластов песчаников, гравелитов и аргиллитов, накапливавшихся в условиях мелководья.

Даехуриинский горизонт представлен глинисто-кремнистыми породами, широко распространенными на шельфе и суше. В аналогичных породах пиленгской свиты на Окружном месторождении содержатся залежи нефти. Осадки накапливались в условиях глубоководного морского бассейна.

Мощность палеогенового комплекса колеблется от 3200 м в прогибах фундамента до 300-100 м на палеоподнятиях, местами до полного выклинивания.

Неогеновые отложения снизу-вверх представлены уйнинским (нижний миоцен), дагинским (нижний-средний миоцен), окобыкайским (средний-верхний миоцен), нутовским (верхний миоцен-плиоцен) и охотско-дерюгинским (плиоцен-четвертичные) горизонтами.

Уйнинский горизонт (и его аналог борский) изучен скважинами на сопредельной суше и представлен, в основном, плотными аргиллитами и кремнистыми алевролитами и аргиллитами.

Дагинский горизонт является основной продуктивной толщей на исследуемом участке. Литологический состав его изучен на Лунском и Киринском месторождениях. Он представлен переслаиванием мощных пластов песчаников и алевролитов, разделенных прослоями глин. Кровле дагинского горизонта соответствует несогласие, имеющее региональное значение, характеризующееся сменой режима осадконакопления вследствие глобального подъема уровня моря во всем Охотоморском регионе. На сейсмических разрезах оно представлено высокоамплитудным отражением, связанным со сменой глинисто-песчаного субконтинентального дагинского комплекса пород на глинистый окобыкайский глубоководный комплекс.

Общая мощность дагинско-уйнинского нерасчлененного (по сейсмическим данным) комплекса в пределах блока колеблется от 2600 м на Южно-Лунской антиклинали до 700 м – на Южно-Киринской.

Окобыкайский горизонт распространен по площади повсеместно, литологически он представлен глинами, отлагавшимися в глубоководных морских обстановках. Глинистые породы окобыкайского комплекса являются региональной покрышкой для залежей УВ. Мощность окобыкайских отложений колеблется в пределах 300-350 м.

Отложения нижней части нутовского комплекса накапливались в глубоководном бассейне и представлены глинами и глинистыми алевритами. Отложения верхней части комплекса накапливались в типично шельфовых обстановках и представлены песчаными и песчано-алевритовыми пластами. Мощность нутовского комплекса выдержана по площади и составляет 875-950 м.

Охотско-Дерюгинский комплексявляется возрастным аналогом помырского горизонта суши, сформировался в условиях переходных от шельфа к склону. Мощность комплекса увеличивается с юго-запада на северо-восток с 600 до 2550 м.

2.3. Нефтегазоносность

Промышленно нефтегазоносным и основным перспективным комплексом в пределах блока являются отложения дагинского горизонта. В сочетании с перекрывающей окобыкайской глинистой толщей эти отложения образуют мощный резервуарный комплекс массивно-пластового (верхне-среднедагинские отложения) и пластового (нижнедагинские отложения) типов. Мощность резервуарного комплекса около 1500 м.

Внутри контура блока расположено уникальное по запасам газа нефтегазоконденсатное месторождение Лунское (лицензионный участок «Сахалин-2»). Размеры антиклинальной складки - 25*8, 5 км, амплитуда - 700м. Поисковое бурение на Лунской структуре было начато в 1984 г. В этом же году скважиной №1 было открыто газоконденсатное месторождение в отложениях дагинского горизонта. Последующим бурением была установлена нефтяная оторочка в залежах I-IV пластов. В разрезе дагинского комплекса, вскрытом скважинами на месторождении Лунское, выделено 20 песчаных и алеврито-песчаных пластов. Залежи углеводородов открыты в 17 пластах. Мощность пластов от 16 до 70 м. К настоящему времени здесь пробурены семь скважин: 4 - поисковые, 2 - разведочные, 1 - оценочная. Геологические запасы категорий С₁+С₂ составляют: свободного газа – 384, 112 млрд. м³, конденсата – 45, 342 млн. т, нефти - 51, 916 млн.т.

В 1992 г. непосредственно в пределах блока открыто Киринское газоконденсатное месторождение. В верхних пластах дагинского горизонта на глубине 2820-3010 м вскрыты массивно-пластовая (I-III пласты) и пластовая (IV пласт) залежи. Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке, осложненной двумя куполами. Размеры складки – 20х4 км, амплитуда – 200 м. Геологические запасы открытого Киринского месторождения по категории С₁+С₂ составляют: свободного газа – 75, 4 млрд. м³, конденсата – 12, 6 млн. т.

Кроме продуктивного дагинского комплекса, дополнительные перспективы связываются с отложениями фундамента (Южно-Киринская, Мынгинская, Восточно-Киринская и Восточно-Мынгинская структуры), в которых предполагается присутствие кавернозно-трещинного резервуара в коре выветривания. В разрезе восточной части блока (Восточно-Киринская и Восточно-Мынгинская структуры) перспективны отложения даехуриинского горизонта, для которого предполагается опесчанивание разреза к сводам раннекайнозойских поднятий. В разрезе Мынгинской структуры возможно присутствие резервуарного комплекса в отложениях мачигарского горизонта. Потенциальные геологические ресурсы для блока с учетом поисковых рисков оцениваются в 1017 млн.т нефти, 149 млн.т конденсата, 1090 млрд.м³ свободного газа и 224 млрд.м³ растворенного газа.

Южно-Киринская куполовидная структура по отложениям дагинского горизонта имеет размеры 49х23 км. Структура осложнена многочисленными малоамплитудными разрывами сбросо-сдвигового характера. По результатам обработки и интерпретации материалов сейсморазведки в верхнедагинских пластах предполагается массивно-пластовая газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой.

Рис.2.2. Южно-Киринская перспективная структура. Структурная карта по кровле дагинского горизонта.

Собственно Южно-Киринская перспективная структура выявлена по сейсмическим данным в виде пакета высокоамплитудных отражений, ассоциирующихся с присутствием резервуара в данной части разреза (Рис.2.2).

По результатам сейсморазведки 2D установлена тесная связь облика отражений на Южно-Киринской структуре и продуктивным интервалом на Лунском и Киринском газоконденсатных месторождениях. Яркие высокоамплитудные отражения интерпретируются как пологозалегающие отложения дагинского комплекса облекающие палеовыступ фундамента, сложенный верхнемеловыми породами. На основании того, что установлена тесная связь структурного замыкания и амплитудных аномалий предполагается, что структура полностью заполнена углеводородами до линии последней замкнутой изогипсы на глубине -2950 м. По аналогии с месторождениями Лунским и Киринским предполагается, что наиболее вероятный сценарий – это присутствие газоконденсатной залежи. Однако, учитывая обстановки осадконакопления во время отложения дагинских отложений, предполагается, что на удалении от палеодельты в формировании материнских пород все большую роль играли морские глинистые отложения богатые алиновым органическим веществом, способным генерировать нефть.

Имеющиеся сейсмические данные не позволяют однозначно прогнозировать фазовый состав углеводородов в ловушке. Известно, что на этой глубине сейсморазведочные данные имеют вертикальное разрешение разреза на уровне 30-60м. Присутствие аномалий AVO установленных специалистами ОАО «Дальморнефтегеофизика» подтверждается также результатами обработки и интерпретации данных сейсморазведки 3D выполненной в КОО «ПегаСтар Нефтегаз». Присутствие аномалий указывает на высокую вероятность наличия углеводородов. Специалистами компании Эксон-Мобил выполнялось моделирование скважинных данных Киринского и Лунского месторождений с целью прогноза типа флюида на Южно-Киринской структуре. Результаты моделирования показывают, что при наличии двухфазной углеводородной системы по сейсмическим данным практически невозможно выявить залежь нефти высотой менее 30м. Поэтому при оптимистичных оценках допускается предположение, что в пределах структуры может присутствовать нефтяная оторочка 25, 30, 60 м. В сценарии газоконденсатнонефтяной залежи в технико-экономической оценке принят вариант присутствия нефтяного пласта толщиной 25 м.