К оглавлению

УДК 553.98:551.761(571.642-18)

Основные структурно-тектонические показатели нефтегазоносности локальных ловушек Северо-Восточного Сахалина

В. К. ГОРОХОВ, В. А. ЗАВАДСКИЙ (СахалинНИПИнефтегаз)

Высокая степень изученности Северо-Восточного Сахалина позволяет более точно прогнозировать нефтегазоносность локальных ловушек. Здесь получена обширная информация об условиях и закономерностях размещения месторождений и непродуктивных структур. Район служит своего рода эталоном для установления наиболее достоверных комплексных критериев нефтегазоносности, которые могут быть использованы в других, сходных по геологическому строению, регионах.

Отдельные аспекты указанной проблемы уже освещались в литературе по Сахалину. Рассмотрение данного вопроса еще раз целесообразно и необходимо по крайней мере по двум причинам. Во-первых, некоторым важным структурно-тектоническим факторам в предшествующих работах не было уделено должного внимания, или они вообще не затрагивались. Во-вторых, получены новые материалы, обобщение и анализ которых позволяют не только расширить круг поисковых критериев, но и более объективно оценить связь скоплений УВ с тектоническими структурами различных рангов и типов.

Основой полученных выводов послужили результаты анализа материалов по 41 месторождению и 24 площадям (рис. 1). Из числа последних 14 могут быть отнесены к категории непродуктивных, а остальные 10 по разным причинам не получили окончательной оценки, хотя в их пределах пробурено от одной до восьми скважин (в среднем 2,8) и на двух были получены незначительные притоки газа. Поэтому, даже если на 2-3 из названных 10 структур будут обнаружены залежи нефти и газа, наличие и размеры их не повлияют существенно на основные результаты выполненного анализа.

Почти всеми исследователями признается, что на нефтегазоносность локальных структур, т.е. на наличие или отсутствие в разрезе скоплений УВ, не влияют их размеры, амплитуда и время формирования. Известные на Северо-Восточном Сахалине месторождения приурочены к локальным складкам различных размеров и амплитуд как конседиментационного, так и постседиментационного развития. Не установлена лишь продуктивность практически не нарушенных антиклинальных структур с амплитудой менее 30 м [2, 3, 6, 10]. Вместе с тем промышленные залежи УВ не обнаружены на сильнонарушенных и интенсивных структурах (рис. 2).

Исходя из приведенного материала и чисто умозрительно констатируется, что заметные скопления нефти приурочены как к структурам, пересеченным густой сетью разрывных нарушений (Оха, надвиг Восточного Эхаби, Мухто, Монги), так и к складкам, в пределах которых дизъюнктивная тектоника проявилась слабо (Эхаби, Тунгор, Колендо).

Влияние разрывных дислокаций и интенсивности структур на запасы УВ, число продуктивных горизонтов в разрезе месторождений, степень заполнения ловушек зафиксировано корреляционным, факторным и регрессионным анализами при решении вопроса о комплексных критериях нефтегазоносности Северного Сахалина [4, 5]. Однако наиболее очевидна связь этих структурно-тектонических параметров с газовой составляющей скоплений УВ. По мере возрастания интенсивности число скоплений газа уменьшается, а нефти - увеличивается (см. рис. 2).

В целом установлены хотя и слабая, но положительная корреляционная связь интенсивности и нарушенности с величиной суммарных запасов нефти и газа и весьма тесное отрицательное корреляционное соотношение этих параметров с газовой составляющей скоплений УВ [5]. Приведенные данные позволяют считать, что рассмотренные структурно-тектонические показатели должны использоваться по крайней мере для прогноза фазового состава УВ в пределах локальных ловушек, подготавливаемых к поисковому бурению.

Значительные по запасам месторождения связаны как с конседиментационными, так и постседиментационными ловушками. Некоторые исследователи [3] прерывистое и позднее образование складок расценивают как отрицательный фактор. Однако следует подчеркнуть, что, несмотря на фиксируемые элементы активизации тектонических движений в среднем и позднем миоцене, существенная перестройка и окончательное оформление структурного плана Северо-Сахалинского периклинального прогиба произошли в результате постплиоценовой сахалинской фазы складчатости. Следовательно, с этим временем связано и формирование (или переформирование) месторождений, что и подтверждается наличием промышленных залежей газа в преимущественно песчаных плиоценовых образованиях (Колендо, Тунгор. Поскольку данный вопрос рассмотрен в литературе [2-10], мы ограничимся сказанным.

Прогнозная оценка локальных ловушек, являющихся незамкнутой нефтегеологической системой, требует учета структурно-тектонических показателей более высокого ранга, которые ранее почти не рассматривались. К ним относятся прежде всего характер соподчиненности складчатых структур и соотношение локальных ловушек с региональными разломами.

Закономерная приуроченность большинства месторождений к антиклинальным зонам бесспорна [3, 6, 10]. Однако нужно подчеркнуть, что более 60 % из них, содержащие почти 70 % запасов (здесь и ниже указываются начальные извлекаемые запасы суммы УВ категории ABC₁), расположены в присводовых (и приосевых) частях антиклинальных зон. В этих же условиях находятся почти все основные месторождения, а средние запасы всей указанной группы на 15-30 % больше запасов месторождений, расположенных на крыльях и периклинальных окончаниях антиклинальных зон (см. таблицу). По месторождениям двух последних групп как суммарные, так и средние запасы примерно одинаковы, хотя «периклинальные» месторождения несколько мельче.

Все 24 непродуктивные структуры расположены в периферийных частях антиклинальных зон, примерно поровну как на крыльях, так и периклиналях. В соответствии с гипсометрическим положением их по перспективным отложениям (в пределах зеркала складчатости) некоторые структуры (Юганскую, Пойменную, Восточно-Уйглекутскую, Восточно-Катанглийскую, Ясынгинскую) следовало бы считать уже элементами синклинальных зон. Вообще же, вся группа непродуктивных структур расположена более чем на 200 м ниже «среднего» гипсометрического уровня месторождений.

Приуроченность большинства известных месторождений к крупным продольным разрывам, преимущественно взбросо-надвигам, отмечали многие исследователи [1, 3, 6, 9], хотя и объясняли эту закономерность с различных позиций. Представляется, что по этому признаку следует выделять три категории месторождений (и структур):

непосредственно связанные с региональными разломами;

расположенные в «зоне возможного влияния» разлома (т. е. несколько удаленные от установленных разрывов, а также приуроченные к предполагаемым нарушениям или к флексурным зонам по верхним горизонтам);

не связанные с разрывами.

Как критерий продуктивности локальных структур этот параметр может показаться малоинформативным, поскольку число месторождений каждой из трех групп одинаково (см. таблицу). Однако есть основания считать, что число месторождений, непосредственно связанных с разрывами, фактически значительно больше. Во-первых, часть предполагаемых разрывов со временем подтвердится. Во-вторых, подход к классификации месторождений по этому признаку был, видимо, излишне строгим. Например, Северо- Охинское, Охинское и Южно-Охинское месторождения считаются находящимися в «зоне влияния» разрыва, а Шхунное - не связанным с нарушением.

С региональными разрывами связаны все наиболее известные на Сахалине месторождения, в первую очередь нефтяные и газонефтяные. С этой позиции оценивается очень высоко роль Охино-Эхабинского и Горомай-Восточно-Эхабинского взбросо-надвигов [1, 7, 8]. К ним приурочены месторождения Оха, Эхаби, Восточное Эхаби, Мухто, Монти и др., содержащие почти 80 % начальных разведанных запасов нефти и 30 % газа.

Непродуктивные структуры относительно региональных разрывов распределены тоже равномерно. Однако только шесть из них (Кеутинская, Хангузинская, Охотская, Обзорная, Нижневальская, Нижнеэвайская) установлены в указанных выше региональных разломах (см. рис. 1). Еще 10 структур непосредственно связаны или находятся в зоне влияния других разрывов (см. рис. 1). К некоторым из них приурочены месторождения, в других они пока, не установлены. В целом же, по сравнению с Охино-Эхабинским и Горомай-Восточно-Эхабинским разломами, они значительно менее «продуктивны», хотя по многим тектоническим показателям аналогичны последним.

По типу ловушек более 70 % месторождений относится к сводовым. К ним приурочено около 70 % разведанных запасов. Вместе с тем установлены месторождения, связанные с моноклинальным залеганием слоев - экранированные продольными разрывами (Нижнедагинское, поднадвиги Восточного Эхаби, Паромая, Горомая) или близкие к этому типу, с нечетко выраженным одним крылом (Катангли, Монги). Составляя лишь 12% общего числа известных месторождений, они содержат почти 30 % запасов, а средние запасы этой группы в 2-2,5 раза больше, чем первой (см. таблицу).

Довольно многочисленная (17%) группа месторождений связана с гемиантиклиналями (структурные носы, далекие блоки антиклинальных структур). Запасы их, как правило, незначительны, хотя имеются и, исключения.

Почти половина непродуктивных структур принадлежит этому типу, и еще примерно столько же - являются (или предполагаются) складками полного контура. Из числа последних многие отнесены к этому типу условно, так как отдельные элементы их выражены нечетко (Халган, Южный Гамадей, Волнистая, Болодек).

Однако очевидно, что при оценке вероятности открытия месторождений на новых площадях менее перспективными следует считать гемиантиклинали, малоамплитудные структуры, а также ловушки, расположенные на далеких крыльях антиклинальных зон и образованные сочетанием моноклинали и незначительного по амплитуде нарушения. Что же касается запасов возможных месторождений, то наименее предпочтительны ловушки на периклиналях структур, образованные антиклинальным перегибом и поперечным или диагональным нарушением. Все иные структуры можно оценивать примерно одинаково.

На основе отмеченных структурно-тектонических показателей из проанализированных 10 структур с неустановленной нефтегазоносностью наиболее перспективны Кеутинская, Радужная, Волнистая, Пойменная, Осиновская, Южно-Гамадейская и Среднепаромайская (см. рис. 1). При этом учитываются, естественно, и такие важнейшие факторы, как литолого-фациальный (соотношение коллекторов и покрышек и их качество) и гидрогеологический (положение структуры в артезианском бассейне, удаленность или изолированность ее от области питания инфильтрационных вод).

Все рассмотренные структурно-тектонические показатели должны использоваться при сравнительном геологическом прогнозе нефтегазоносности локальных ловушек. Необходимо также включать их в набор геологических параметров для комплексного решения задач прогноза путем использования модельных построений и методов математического анализа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Горохов В.К. Разрывные нарушения и пространственное размещение месторождений нефти и газа Северного Сахалина. - В кн.: Геология и разработка нефтяных месторождений Сахалина. М., 1977, с. 6-10.

2. Евдокимова Т.И. Некоторые вопросы условий и времени формирования тектонически экранированных залежей Северного Сахалина. - Изв. Сах. отд-ния ВГО. Ю.-Сахалинск, 1973, вып. 4, с. 94-99.

3. Евдокимова Т.И., Ковальчук В.С. Геологические особенности размещения газонефтяных залежей Сахалина. - Геология нефти и газа, 1970, № 4, с. 44-47.

4. Завадский В.А. Локальные складки Северного Сахалина и размещение месторождений нефти и газа в связи с особенностями их строения. - Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-минерал. наук, 1974 (ВНИГРИ).

5. Завадский В.А. Роль факторов интенсивности и нарушенности локальных структур-ловушек в размещении скоплений углеводородов на Северном Сахалине (по данным корреляционно-регрессионного анализа). - В кн.: Методы оценки нефтегазоносности локальных ловушек. М., 1981, с. 57-63.

6. Закономерности размещения месторождений нефти и газа в приматериковых районах Дальнего Востока / С.М. Сапрыгин, В.К. Горохов, Ю.А. Тронов, В.В. Харахинов. - Геол. и геофиз., 1978, № 1, с. 3-12.

7. Ратнер В.Я., Горохов В.К. Региональные разрывы - основные пути миграции нефти и газа при формировании месторождений Северного Сахалина. - Труды ВНИИ, 1973, вып. 48, с. 18-22.

8. Сапрыгин С.М. Динамические системы сахалинских нефтяных месторождений. Новосибирск, Наука, 1975.

9. Смехов Е.М. Роль разрывов в формировании нефтяных месторождений Сахалина и новые данные о трещинных коллекторах. - В кн.: Проблема миграции нефти и формирования скоплений нефти и газа. М., 1959, с. 306-311.

10. Тектоника, история геологического развития и перспективы нефтегазоносности Сахалина/С.Н. Алексейчик, С.Д. Гальцев-Безюк, В.С. Ковальчук, П.М. Сычев. Л., Гостоптехиздат, 1963.

Поступила 15/VII 1982 г.

Таблица Структурно-тектонические параметры месторождений и структур

Структурно-тектонические параметры	Месторождения				Структуры		Результаты поисковых работ
	Число	%	Запасы, усл. ед.		Число	%	Опоисковано структур, шт.	Выявлено месторождений, шт.	Коэффициент успешности
			от-до /среднее	%
Положение в антиклинальной зоне (зоне нефтегазонакопления)
Присводовое	26	63	(1-350)/ 70	69	-	-	26	26	1
Крыльевое	5	12	(3-200)/ 60	12	10	42	15	5	0,33
Периклинальное	10	25	(1-200)/ 50	19	14	58	24	10	0,41
Положение относительно продольных региональных разрывов
Непосредственно связаны с разрывом	14	34	(1-350)/ 80	45	9	37	23	14	0,6
Возможно в зоне влияния разрыва	14	34	(1-200)/ 50	26	7	30	21	14	0,66
Не связаны с разрывом	13	32	(1-200)/ 60	29	8	33	21	13	0,61
Тип ловушки по продуктивному комплексу
Полного контура (замкнутые)	29	71	(1-200)/ 60	68	9	37	38	29	0,76
Экранированные продольным разрывом	5	12	(5-350)/ 150	28	5	21	10	5	0,5
Экранированные поперечным (диагональным) разрывом	7	17	(1-50)/ 10	4	10	42	17	7	0,41

Рис. 1. Схема размещения месторождений и непродуктивных структур.

а - границы антиклинальных зон (зон нефтегазонакопления); б - региональные разломы: I-I - Горомай-Восточно-Эхабинский, II-II - Охино-Эхабинский; в - крупные разрывы; г-локальные нарушения; д - флексуры; е - месторождения: 1 - Колен- до, 2 - Оха (Северная Оха, Южная Оха), 3 - Эхаби, 4 - Восточное Эхаби, 5 - Тунгор, 6 - Гиляко-Абунан, 7 - Волчинка, 8 - Шхунное, 9 - Кыдыланьи, 10-Мухто, 11 - Паромай, 12 - Горомай, 13 - Нижние Даги, 14 - Монги, 15 - Катангли, 16 - Набиль, 17 - Крапив- ненское; ж - непродуктивные структуры: 18 - Береговая, 19 - Хангуза, 20 - Халган, 21-Кеуту, 22 - Юганская, 23 - Обзорная, 24 - Охотская, 25 - Осиновская, 26 - Средний Паромай, 27 - Радужная, 28 - Болодек, 29 - Нутово, 30 - Волнистая, 31 - Нижний Вал, 32 - Нижний Эвай, 33 - Восточные Уйглекуты, 34 - Восточное Катангли, 35 - Южный Гамадей, 36 - Ясынги, 37 - Пойменная

Рис. 2. График линии регрессии интенсивности (J) и нарушенности (К).

Месторождения: а - нефтяные, б – газонефтяные (нефтегазовые), в - газовые, г - непродуктивные структуры. Номера месторождений и структур те же, что и на рис. 1