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 С1+С2 (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 XXI1-2 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 15х6 км, амплитудой около 100 м), на юге через небольшой перегиб, сочленяющийся с Дагинской брахиантиклиналью размером (35х 12 км, амплитудой 410 м). В пределах изученного разреза разрывные нарушения не обнаружены.

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/м3. Плотность конденсата - 0,731 г/см.

Нефти Аркутун-Дагинского месторождения легкие, плотностью 0,823-0,873 г/см3, малопарафинистые и малосмолистые.

Чайвинское нефтегазоконденсатное месторождение

Месторождение расположено на шельфе Северного Сахалина в 12 км восточнее берега острова, в пределах Паромайско-Чайвинской нефтегазоносной зоны. Глубина моря на место­рождении 12-32 м.По величине запасов УВ морское месторождение Чайво относится к категории крупных.

Чайвинская брахиантиклинальная складка имеет простое строение, характеризуется размерами по нижним продуктивным горизонтам 8x25 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 4x8 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-XVII2 пласты) и шесть газоконденсатных залежей (в XVII1, XVIII, XIX, XX, 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 3,5x9,3 км, высотой 100 м, является пластовой, сводовой, низкопродуктивной, с коллектором порового типа, пористостью 28%, газонасыщенностью - 54%.

Нефтяная залежь XIV пласта размером 2,5x8,5 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 м3/сут. Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа. Пористость пород коллектора колеблется в пре­делах 23-28%, проницаемость - до 3,7 мкм2.Нефть залежи тяжелая, (плотностью 0,913 г/см3), смолистая, парафинистая, газонасыщеннсть - 35 м3/м3. 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 4,4x14,8 км, высота газовой шапки -210 м, нефтяной оторочки - 21 м), пласт XVII, в интервале 2400-2560 м (размер залежи 1,7х 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/см2), смолистым (13-14%), парафиновым (0,25-3,3%), с высоким выходом светлых фракций. Давление насыщения равно пластовому (235,5 кгс/см2). Газосодержание в пластовой нефти равно 165 м3/м3. Газ по составу преимущественно метановый (93%). Содержание конденсата в газе составляет 116-127 г/м3.

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 мкм2, 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. м3/сут (в скважине № 1, XXII пласт) до 504,5 (скважина № 2, XXII пласт) тыс. м3/сут, дебиты конденсата - от 27 м3/сут до 115 м3/сут. Пластовый газ по физико-химическим свойствам метановый, плотностью от 0,733 г/см3 до 0,788 г/см3, с содержанием стабильного конденсата от 99 г/м3 до 147 г/м3.

После проведения сейсморазведочных работ 3D структура месторождения и запасы углеводородов значительно изменились в сторону увеличения