К оглавлению	УДК 553.98:550.812(571.624-14)
	© КОЛЛЕКТИВ АВТОРОВ, 1990

Перспективы поисков месторождений нефти и газа на Юго-Западном Сахалине

И.И. ТЮТРИН, Ю.В. МОТОВИЛОВ, А.В. ШАПОШНИКОВ (Сахалингеология), В.В. САМСОНОВ (ВНИГРИ)

Наращивание нефтегазовой ресурсной базы на континентальной части Дальнего Востока ограничено незначительными размерами перспективных земель. Традиционный район с развитой добывающей промышленностью на Северном Сахалине основательно разведан, там можно лишь рассчитывать на прирост запасов нефти в малоамплитудных нарушенных дизъюнктивами структурах и неструктурных объектах, что связано со значительными материальными и ресурсными затратами. В то же время незаслуженно мало внимания уделяется юго-западному району Сахалина, перспективы нефтегазоносности которого достаточно высоки.

Геологоразведочные работы на Южном Сахалине, включая Пограничный прогиб, проводятся с 1961 г. с целью поисков нефти и газа в неоген-палеогеновых отложениях. Перспективные для поисков нефти и газа площади в указанном районе составляют 17,8 тыс. км², в том числе в поле развития неогеновых пород 5,5 тыс. км², или 31 %. За 27-летний период проведения разведочных работ здесь пробурено 295 тыс. м глубоких скважин, из них в палеогеновых отложениях около 30. В результате открыты и разведаны в Пограничном прогибе Окружное месторождение нефти, основные запасы которого связаны с палеогеновыми отложениями, и три месторождения газа в неогеновых осадках.

Палеогеновый комплекс отложений остается слабо изученным сейсмическими и буровыми работами, почти не исследованы (целенаправленно) верхнемеловые образования, развитые на юго-западе Сахалина, где они занимают около 30 % территории острова. Весьма благоприятные нефтегеологические свойства палеогеновых отложений подтверждаются имеющимися немногочисленными скважинами, в то же время обширное поле их выхода на поверхность остается неизученным. Данные глубокого бурения позволяют сделать вывод о возможности открытия новых месторождений УВ в палеогеновых отложениях юга Сахалина (рис. 1). Так, например, из скв. 1 на Большехолмской складке из интервала 880-898 м получен приток минерализованной пластовой воды дебитом 743 м³/сут гидрокарбонатно-натриевого типа с общей минерализацией 43,9 г/л.

На Невельской складке пробурено шесть глубоких скважин, вскрывших палеогеновые отложения, представленные аргиллитами, алевролитами, туфоалевролитами, песчаниками и туфопесчаниками (песчаные разности занимают подчиненное положение). Во всех пробуренных скважинах из песчаников и трещиноватых алевролитов отмечены притоки минерализованной воды, газа и сильнопарафинистой нефти (содержание парафина до 36,6 %). Наибольший приток зафиксирован в скв. 6, вскрывшей отложения нижнедуйской свиты (эоцен), представленные пресноводно-континентальными и изредка морскими образованиями. Из последней в интервале 2000-2600 м получены фонтанные притоки пластовой воды до 15 м³/сут, с высокопарафинистой нефтью до 60 л/сут. Пластовые воды в скв. 6 по своему химическому составу относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу с общей минерализацией от 5,8 до 15 г/л. При этом установлено, что минерализация воды увеличивается в тех интервалах глубин, где имеется хотя бы небольшой приток нефти, независимо от глубины залегания испытываемого объекта. В остальных скважинах этой площади из палеогеновых отложений (нижнедуйская и такарадайская свиты) получены притоки пластовой воды до 15 м³/сут, незначительные (до 30 л/сут) количества нефти и метанового газа (до 100 м³/сут). Вода по составу аналогична описанной в скв. 6.

Интересные данные получены при бурении двух скважин на Северо-Невельской складке. На глубинах 950 и 1300 м вскрыты и прослежены до забоев (2703 и 2903 м) палеогеновые отложения, представленные алевролитами, аргиллитами и пластами песчаников. По промыслово-геофизическим данным выделено пять горизонтов с повышенными сопротивлениями пород (от 21 до 40 Ом-м) и содержанием УВ, по данным газового каротажа, до 20 %. При испытании этих объектов получены незначительные (до 3,6 м³/сут) притоки минерализованной воды хлоридно-кальциевого типа с растворенным метановым газом и пленкой сильнопарафинистой нефти. При испытании скв. 1 в интервале 2536-3530 м собрано 10 кг нефти с содержанием парафина до 48,8 %. Вышележащие отложения нижнего миоцена (холмская свита) представлены туфоалевролитами и туфоаргиллитами, в которых нефтегазопроявлений не отмечено.

Наибольший интерес для оценки перспектив нефтегазоносности палеогеновых отложений Юго-Западного Сахалина представляют результаты бурения на Шебунинской прибрежно-морской складке, которая находится на западном побережье п-ва Крильон в районе г. Горнозаводска. Ее длина 5 км, амплитуда поднятия 100 м, восточное крыло расположено на суше, а западное и свод - на акватории Татарского пролива. Структура разбита тектоническими нарушениями на блоки. На этой складке пробурено три наклонно направленные скважины с суши под воды Татарского пролива с максимальным отходом от берега забоя скв. 3 на 1047 м. По данным газового каротажа, в процессе бурения наблюдались повышенные содержания УВ, а на поверхности раствора появлялась пленка высокопарафинистой нефти. При вскрытии палеогеновых отложений (нижнедуйская свита) в интервале глубин 1580-1610 м газопоказания достигали 20 %, в растворе присутствовала сильнопарафинистая нефть. При каротажных исследованиях этот горизонт характеризуется хорошей проницаемостью и высоким электрическим сопротивлением. Разрез скважины представлен чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников, углистых аргиллитов и углей. Пористость песчаников 8,65- 16,47 %, а проницаемость до 0,4-10^-3 мкм². На основании приведенных данных вскрытый горизонт оценивался как нефтеносный, но в связи с аварией на скважине не испытан.

По побережью пролива известны многочисленные поверхностные выходы метанового газа, а в скважинах структурного бурения на указанных выше площадях наблюдались притоки минерализованной воды с пленкой нефти. Наиболее ярко выраженный поверхностный выход нефти зафиксирован в угольной штольне 9 бис, расположенной на юго-западе п-ва Крильон (бассейн р. Шебунинки). Здесь из трещиноватых алевролитов и аргиллитов нижнедуйской свиты просачивается жидкая нефть.

По материалам лабораторных исследований керна и данным испытания скважин в открытом стволе, отдельные интервалы верхнемеловых - кайнозойских образований Юго-Западного Сахалина обладают сравнительно удовлетворительными поровыми коллекторами. В песчаных породах палеогена пористость колеблется в пределах 10-20%, проницаемость изменяется от 0,01*10^-3 до 0,05*10^-3 мкм². Низкая проницаемость связана с глинистым цементом пород, но она нередко возрастает за счет трещинных коллекторов.

Пластовые воды, вскрытые скважинами на Шебунинской и других структурах, являются высокоминерализованными, гидрокарбонатно-натриевого и хлоридно-кальциевого типов и по своему составу соответствуют пластовым водам нефтяных месторождений Северного Сахалина. Наличие в воде пленок и даже небольших притоков (первые десятки литров) сильнопарафинистой нефти, которая при снижении температуры застывает, а также растворенного метанового газа (СН₄ до 93,2 %) позволяет считать разрез палеогеновых отложений Юго-Западного Сахалина перспективным для поисков нефти и газа. Здесь наблюдается весьма удачное сочетание регионального коллектора (нижнедуйская свита) и регионального экрана (такарадайская свита). Отсутствие промышленных месторождений не может служить основанием для отнесения этого района к неперспективным, поскольку отрицательные результаты обусловлены слабым знанием структурного плана изучаемых площадей, вследствие чего скважины пробурены в неоптимальных структурных условиях. Структуры были подготовлены под глубокое бурение геологической съемкой и единичными сейсмическими профилями MOB.

Косвенным доказательством перспектив нефтегазоносности палеогеновых отложений Юго-Западного Сахалина может служить тот факт, что в северо-западной части о. Хоккайдо открыты промышленные месторождения нефти и газа в неоген-палеогеновых образованиях. Здесь выделяются две зоны нефтегазонакопления: Вакканай-Менами в северной и Исикари в средней части. В обеих зонах насчитывается свыше 20 нефтяных и более 10 газовых месторождений. Южнее Хоккайдо на западном побережье о. Хонсю, в его северной части, установлены две крупные зоны нефтегазонакопления - Акита и Ниигата, в которых известно более 110 нефтяных и 35 газовых месторождений. На обоих островах промышленно нефтегазоносными являются пески и песчаники неогена и палеогена.

Одновременно с изучением палеогеновых образований Юго-Западного Сахалина следует детально изучить верхнемеловые породы, о перспективах которых существует, за редким исключением [1, 2], положительное мнение всех специалистов, знакомых в той или иной степени с геологическим строением острова.

Верхнемеловые породы затронуты глубоким бурением возле городов Долинска, Холмска и Анива. Наиболее полно они изучены в районе г. Долинска, где вскрыты 13 скважинами на шести структурах и представлены преимущественно аргиллитами с пластами алевролитов и песчаников. При испытании в колонне почти во всех скважинах были получены притоки пластовой минерализованной воды хлоридно-кальциевого типа с минерализацией от 8 до 16 г/л, с растворенным метановым газом. На Северо-Айской структуре при забое 1426 м в верхнемеловых породах встречено водогазопроявление, послужившее основанием к прекращению бурения этой скважины. Поисково-разведочные (буровые) работы в Долинском районе остановлены из-за отсутствия подготовленных структур.

Вторым районом является Большехолмская структура, сложенная в своде палеогеновыми, а на глубине залегающими без перерыва верхнемеловыми породами, представленными существенно глинистыми фациями с пластами алевролитов и песчаников и отдельными интервалами, обогащенными алеврито-псаммитовой пирокластикой среднекислого состава. Во всех пяти глубоких скважинах отмечено наличие зон АВПД.

При испытании скважин были получены притоки пластовых минерализованных вод с растворенным газом, пленками нефти и фонтанным притоком сухого газа. Так, в скв. 4 с глубины 1670-1678 м из отложений красноярковской свиты получен фонтанный приток газа метанового состава (СН₄ - 85%) дебитом до 5 тыс. м³/сут, с содержанием тяжелых УВ до бутана (C₄H₁₀) включительно. В скв. 3 с глубины 2080-2087 м также из отложений красноярковской свиты приток пластовой минерализованной воды с метановым газом (СН₄ - 96 %) составил 480 м³/сут (при самоизливе). Вода хлоридно-кальциевого типа с минерализацией до 33,4 г/л и повышенным суммарным содержанием йода и брома (до 80 мг/л). В других скважинах Большехолмской площади притоки аналогичной минерализованной воды составляли 12,6 м³/сут, что свидетельствует о хороших коллекторских свойствах испытанных горизонтов красноярковской свиты.

На восточном побережье п-ва Крильон (в Анивском прогибе) верхнемеловые отложения вскрыты скважинами на Бачинской, Анивской и Усть-Лютогской складках на глубинах около 2000 м. В Бачинской скважине испытано четыре проницаемых горизонта, из которых получены притоки пластовой минерализованной воды дебитом до 31 м³/сут (при самоизливе), хлоридно-кальциевого типа с присутствием тяжелых УВ и содержанием СН₄ до 82,5 %. Содержание хлороформенного битума в породах красноярковской свиты достигает 0,1 %, что значительно выше, чем во всех вышележащих отложениях данного разреза. Наличие пластов-коллекторов, сложенных песчаными породами, содержащими минерализованные воды с растворенным метановым газом и тяжелыми УВ, позволяет оценивать верхнемеловые осадочные образования как перспективные для поисков нефти и газа.

В последние годы в поле развития меловых отложений авторами установлено проявление постплиоценового глинистого диапиризма в виде складок с ядрами нагнетания глин (рис. 2). К ним приурочены действующие грязевые вулканы (Южно-Сахалинский и Пугачевский), интенсивная подземная разгрузка элизионных вод (Долинский район). В нефтяной геологии известна приуроченность грязевого вулканизма и глинистого диапиризма к нефтегазоносным районам.

Таким образом, приведенные выше данные поисково-разведочных работ позволяют считать верхнемеловые и палеогеновые образования Юго-Западного Сахалина достаточно перспективными для возобновления поисков нефти и газа. Работами геологов объединения Сахалингеология [3] на основании анализа имеющихся геолого-геофизических материалов доказан платформенный режим развития Сахалина в мелу и кайнозое, осложненный в плиоцене эпиплатформенным орогенезом, продолжающимся до настоящего времени. При таком понимании геологического строения региона, когда в нем отчетливо выделяются блоково-дислоцированные доверхнемеловой складчато-метаморфический фундамент платформы и верхний мел-миоценовый осадочный платформенный чехол, перспективы выявления месторождений нефти и газа надо связывать с указанным платформенным чехлом на всех площадях его развития, а не только в депрессиях, наиболее доступных для проведения работ, где они осуществлялись до настоящего времени. Охарактеризованные верхнемеловые - палеоген-миоценовые осадочные отложения Юго-Зпадного Сахалина слагают моноклиналь, составляющую восточный борт крупного прогиба, осевая часть которого скрыта под водами Татарского, пролива.

Продолжать нефтегазопоисковые работы в поле развития неогеновых пород Южного Сахалина нет достаточных оснований. Во-первых, проводимые работы в течение 27-летнего периода отличаются низкой эффективностью (открыто три небольших месторождения газа), фонд подготовленных структур исчерпан. Во-вторых, не следует надеяться на расширение площади перспективных земель с развитыми на них неогеновыми породами.

Имеющиеся геолого-геофизические материалы позволяют сделать вывод о наличии зоны нефтегазонакопления на юго-западе Сахалина, связанной со сложнопостроенной моноклиналью. В ее пределах одним из первоочередных объектов нефтегазопоисковых работ следует рассматривать многокупольное поднятие, протягивающееся в меридиональном направлении по осевой части Западно-Сахалинских гор на участке между Холмском и Невельском (см. рис. 1). Это поднятие с широким пологим сводом (углы до 5, редко до 10°) разбито тектоническими нарушениями на блоки. На крыльях поднятия, в зоне интенсивных дислокаций, на Невельской и Ковровской площадях были получены непромышленные притоки парафинистой нефти.

Учитывая сложные орографические условия Юго-Западного Сахалина, изучение его следует начать с южной, более доступной, части (район Ловетского перевала) или с района Пятиречье - Ожидаево (по линии дороги Южно-Сахалинск-Холмск) с целью подготовки площадей для постановки на них глубокого бурения. Без хорошо подготовленных площадей нельзя начинать бурение и надеяться на положительные результаты. Наиболее оправданным представляется следующий комплекс (и последовательность) поисково-разведочных работ: структурно-поисковая съемка в комплексе с геохимическими исследованиями, электроразведочные работы, гравиметрическая съемка, бурение структурно-поисковых скважин с сейсморазведочными работами, площадные сейсмические исследования.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Мельников О.А., Захарова М.А. Кайнозойские осадочные и вулканогенно-осадочные формации Сахалина. - М.: Наука.- 1977.

2. Равдоникас О.В. Нефтепоисковая гидрогеология Сахалина. - Новосибирск. - ДВНЦ АН СССР.- 1986.

3. Тютрин И.И., Дуничев В.М. Тектоника и нефтегазоносность северо-западной части Тихоокеанского пояса. - М.: Недра. - 1985.

Abstract

Since 1961 one oil field and three gas fields in the southern Sakhalin have been discovered. Neogene sediments are studied by drilling. The Upper Cretaceous and Paleogene rocks are investigated poorly. But in all wells drilled minor gas inflows with paraffinic oil have been obtained from sandstones and fractured silstones. The presence of mud volcanism and clayey diapirism in the Upper Cretaceaous may provide an indirect evidence for petroleum possibilities of Upper Cretaceous and Paleogene sediments.

Рис. 1. Схематическая геологическая карта Юго-Западного Сахалина.

Отложения: 1 - четвертичные, 2 - неогеновые, 3 - палеогеновые, 4 - верхнемеловые; 5 - мезозойско-палеозойский фундамент; 6 - тектонические нарушения; 7 - поисковые скважины; 8 - оси антиклинальных складок; площади поискового бурения: I - Большехолмская, II - Северо-Невельская, III - Южно-Невельская, IV - Шебунинская, V - Ковровская, VI - Приточная, VII - Усть-Лютогская, VIII - Бачинская, IX - Соловьевская

Рис. 2. Глинистый диапир на береговом сейсмическом профиле (МОГТ-12) Староду6ск-Фирсово.

Отложения: N₂ - плиоценовые песчаные, N₁ - миоценовые глинистые, N - неогеновые нерасчлененные, К₂ - верхнемеловые морские глинистые, PZ_1-2 (?) - палеозойские (?) метаморфические зеленосланцевые образования