Лунское нефтегазоконденсатное месторождение

Месторождение расположено на шельфе Северного Сахалина, в 12-15 км восточнее береговой линии острова. Глубина моря на месторождении 42х17 м.Антиклинальная структура была открыта и подготовлена детальными сейсмическими работами МОГТ (1978 г.).

Залежи нефти и газоконденсата приурочены к песчаным пластам дагинского горизонта (средний-нижний миоцен). Во вскрытом разрезе (мощностью 1180 м) выделено 19 песчаных, алеврито-песчаных пластов мощностью до 100 м. Разделы между пластами-коллекторами сложены глинами (мощностью 3-7 м). Песчаники мелкозернистые, хорошо отсортированные, имеют высокие показатели ФЕС (пористость -до 28-29%, проницаемость - до 1,5 мкм2). Продуктивные пласты перекрыты хорошо отсортированными глинами окобыкайского горизонта (средний миоцен) мощностью 630-750 м.Залежи углеводородов контролируются крупной брахиантиклинальной складкой (размером 8,5x26 км, с амплитудой около 600 м). Структура пересечена серией сбросо-сдвиговых нарушений с амплитудами смещения от нескольких метров до 200 м (рис. 130-132). Углы падения пород на крыльях структуры достигают 8-10°. Вверх по разрезу складка выполаживается, углы падения равны 3-4°.

На месторождении в 15 пластах открыто 11 залежей, из них 10 залежей газоконденсатных (в пластах I, II, IV, V-a, V-б, V-XI-XII, XIII, XIV-6, XVI и XVII) и одна газоконденсатная с нефтяной оторочкой (пласты I—IV во II-V блоках).В I блоке установлено 9 пластовых, тектонически экранированных газоконденсатных залежей. Размеры залежей меняются в пределах: длина - от 5,75 (I пласт) до 4,2 км (XVII); шири­на - от 4 (I) до 2,5 км (Vа); высота - от 110 (XVI) до 30 м (XVII). Пористость (по ГИС) уменьшается с глубиной с 25 (I, II, IV) до 16% (XVII), газонасыщенность - с 65 (I) до 48% (XVII), проницаемость, определенная по гидродинамическим данным, меняется в пределах 8-430-10 3 мкм2 (верхние пласты имеют лучшие показатели).

Во II-V блоках установлено две залежи: газоконденсатная с нефтяной оторочкой (I—IV плас­ты) и газоконденсатная (V-XII); обе приурочены к пластово-массивному резервуару. Залежи гидродинамически связаны. На контактах с водой пластовое давление равно условному гидростатическому. Уровень ГНК для верхней залежи совпадает с уровнем ГВК для нижней, что обусловлено небольшой высотой нефтяной оторочки (12-30 м). Размеры верхней залежи - 15х6,5 км, высота по блокам меняется от 400 (V блок) до 345 м (II-III блоки). Пористость - 24-26%, газонасыщенность - 62-65%.Газоконденсатная пластово-массивная залежь V-XI-XII пластов имеет размеры 13,5x5,75 км, высоту от 129 (II-III блок) до 253 м (V блок). Коллекторы характеризуются пористостью 24-26%, газонасыщенностью 73-74%.Пластовые воды гидрокарбонатнонатриевые, слабосоленые, с минерализацией до 20 г/л. Нефти легкие (0,810-0,816 г/см3), малосмолистые (асфальтово-смолистые компоненты 1,22-1,55%), малосернистые (от следов до 0,13%), малопарафинистые (от 0,74 до 2,85%). Газосодержание пластовой нефти - 210 м3/т.

В групповом углеводородном составе бензиновой фракции преобладают метановые (в сред­нем 50% об.), нафтеновые и ароматические (по 25%) имеют подчиненное значение.

Свободные газы метановые (в среднем 91,2%), полужирные (содержание тяжелых гомологов метана до 7,0%), низкоазотные (0,35%), низкогелиевоносные (менее 0,001%). Потенциальное содержание стабильного конденсата составляет 119,4 г/см3. Плотность конденсата изменяется от 0,740 до 0,779 г/см3 (средняя величина 0,748 г/см3). Конденсаты имеют низкое содержание асфальтово-смолистых веществ (не более 0,18%) и парафина (0,06-0,66%). Выход светлых фракций до 200° - в среднем 86%. В групповом углеводородном составе преобладают метановые углеводороды (в среднем 56%), нафтеновые (25%) и ароматические (19%) имеют подчиненное значение.