История поисков нефти и газа на шельфе Северного Сахалина насчитывает около 100 лет. До середины 70-х гг. нефтегазопоисковые работы концентрировались на суше Северного Сахалина. Всего на острове и прилегающем шельфе открыто 70 месторождений, в том числе 11 нефтяных, 17 газовых, 24 газонефтяных и нефтегазовых, 6 газоконденсатных и 12 нефтегазоконденсатных. Среди них по запасам нефти и газа 6 месторождений относятся к крупным, 8 – к средним и 56 – к мелким.

Интенсивные сейсморазведочные работы начаты на шельфе в 1977 г. и эту дату условно можно считать началом промышленного освоения шельфа Северного Сахалина. Всего на шельфе к середине 90-х гг. пробурено 55 глубоких скважин и открыто 7 месторождений с суммарными извлекаемыми запасами нефти, газа и конденсата свыше 1 млрд. т условного топлива (в пересчете на нефть). Шесть из них относятся к крупным, среди которых самые крупные нефтегазоконденсатные месторождения Лунское и Аркутун-Дагинское с геологическими запасами по сумме УВ ~ 500 млн. т условного топлива. Все крупные, а также средние по запасам месторождения выявлены в пределах Северо-Сахалинского прогиба. Небольшие по запасам месторождения выявлены в центральной и северо-западной частях Северного Сахалина. Нефтяное месторождение Окружное открыто в зоне Пограничного грабена на побережье Восточного Сахалина (рис. 1).

Основные нефтегазоносные и перспективные комплексы связаны с кайнозойскими отложениями, в толще которых последовательно выделяются семь структурно-стратиграфических комплексов (снизу вверх): олигоценовый (мачигарский), верхнеолигоценовый (даехуриинский), нижне-среднемиоценовый (уйнинско-дагинский), средне-верхнемиоценовый (окобыкайско-нижненутовский), нижнемиоценовый (верхненутовский), верхнемиоценовый (помырский) и плейстоценовый (дерюгинский).

Структурно-стратиграфические комплексы, которые окончательно оформились в конце плиоцена, отличаются друг от друга по стилю и уровню дислоцированности и большей частью разделены поверхностями несогласий. Мачигарский, даехуриинский и уйнинско-дагинский комплексы характеризуются резким преобладанием дизъюнктивных дислокаций и широким развитием складчато-блоковых деформаций. В окобыкайско-нижненутовском, верхненутовском, помырском и дерюгинском комплексах в основном развиты складчатые структуры различной интенсивности. Формирование комплексов проходило на различных стадиях рифтового и пострифтового этапов развития Северо-Сахалинского осадочного бассейна (Харахинов В.В., 1985).

Для большинства локальных структур бассейна характерно сочетание кон- и постседиментационного развития. Заложение многих структур можно отнести к началу среднего миоцена – периоду активизации тектонических движений. Рост складок с различной степенью интенсивности и унаследованности продолжался в позднем миоцене и плиоцене. Постседиментационные тектонические движения (сахалинская фаза складчатости) в разной степени преобразовали облик этих структур, увеличив их амплитуду, степень интенсивности, осложненность разрывами. За счет этих движений сформированы и новые чисто постседиментационные структуры. Указанный период формирования ловушек практически совпадает со временем интенсивной генерации и эмиграции УВ в основных очагах нефтегазообразования.

Проницаемые (резервуарные) породы наблюдаются во всех стратиграфических подразделениях мезо-кайнозойского разреза. В них выделяются несколько типов природных резервуаров: пластовый, массивно-пластовый, массивный и линзовидный. Наиболее распространен пластовый тип, представляющий чередование песчаных, алевритовых и глинистых пластов. С ним связана большая часть залежей и запасов нефти, разведанных в регионе, и около половины запасов свободного газа. Оптимальными условиями аккумуляции УВ характеризуется пластовый резервуар с отношением коллекторов и флюидоупоров 1:4-2-3. Залежи массивно-пластового типа менее распространены, однако очень весомы по запасам УВ.

Большая часть запасов нефти и газа на месторождениях Сахалина и шельфа приходится на глубину, не превышающую 3 км [1]. Распределение потенциальных ресурсов УВ на шельфе Северного Сахалина по стратиграфическим комплексам, глубине залегания и глубине моря следующее:

Распределение ресурсов УВ по глубине залегания определяется закономерностями изменения экранирующих и коллекторских свойств пород в зависимости от степени их катагенетической преобразованности, возраста и условий седиментации. Для палеогеновых и неогеновых отложений наблюдаются существенные различия в критических глубинах распространения поровых коллекторов: для первых они обычно не превышают 3,0-3,5 км, для вторых при благоприятных условиях могут достигать 5,0-5,5 км, но зона оптимального нефтегазонакопления с максимальной концентрацией ресурсов ограничивается 3,0-3,5 км [4]. Этим объясняется приуроченность подавляющей части как разведанных запасов, так и прогнозных ресурсов к интервалу глубин до 3 км.

Для шельфа характерна низкая доля площади и соответственно ресурсов мелководной части с глубиной моря до 50 м.

Распределение ресурсов по площади шельфа отражает закономерность, свойственную и другим нефтегазоносным регионам: концентрацию ресурсов в районах и зонах, отличающихся оптимальным сочетанием благоприятных условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Они выделяются большой мощностью (максимальная – 10-14 км) осадочного чехла преимущественно кайнозойского возраста. В разрезе присутствуют мощные толщи морских глинистых и глинисто-кремнистых нефтематеринских пород с высокой степенью зрелости ОВ и высоким нефтегазогенерационным потенциалом. Количество эмигрировавших УВ, суммированное по всему разрезу, достигает 15-25 млн. т (в пересчете на нефтяной эквивалент) на 1 км².

В последние годы существенно изменилась оценка нефтегазового потенциала сахалинского шельфа вследствие проведения более детальных геофизических исследований, переинтерпретации геологического разреза по материалам геофизических работ и уточнения условий и эффективности процессов нефтегазонакопления в ловушках шельфа. В результате выявлены новые группы ловушек в отложениях нижненутовского и дагинского комплексов (традиционное направление нефтегазопоисковых работ), выделены новые перспективные направления нефтепоисковых работ, что позволило повысить почти в 2 раза оценку ресурсов шельфа Северного Сахалина.

В последние годы в качестве нового перспективного направления нефтегазопоисковых работ на шельфе Сахалина рассматриваются ловушки в верхнемезозойском комплексе фундамента с кавернозно-трещинным типом коллектора, связанные с массивами серпентинитов (Толкачев М.В. и др., 1998). Комплекс разуплотненных серпентинитов перспективен на всем протяжении шельфа Северо-Восточного Сахалина (от Шмидтовского сектора на севере до Пограничного на юге), эти массивы фиксируются в магнитном поле положительными аномалиями. Наибольшим потенциалом обладают ловушки в пределах Трехбратской и Восточно-Одоптинской антиклинальных зон, для которых характерно благоприятное сочетание условий нефтегазообразования и аккумуляции УВ.

На возможную нефтегазоносность трещинного коллектора, приуроченного к зоне распространения серпентинитов фундамента Восточно-Одоптинской зоны, указывали А.А. Терещенков (1996), Э.Г. Коблов и В.В. Харахинов (1997), которые оценивали плотность ресурсов в 65 тыс.т/км. Они также полагали, что на долю фундамента приходится 17 % прогнозных ресурсов зоны, основные перспективы которой связаны с трещинными коллекторами дагинско-даехуриинского комплекса (58 %) и частично с поровыми коллекторами окобыкайско-нижненутовского (16 %), верхненутовского (7 %) и дагинского (2 %) комплексов [2].

В строении толщи выделяются в различной степени серпентинизированные, а в тектонических зонах – милонитизированные дуниты, перидотиты и пироксениты, тремолит-серпентиновые и тальк-хлорит-серпентиновые сланцы. Определения плотности показывают, что среди них присутствуют разуплотненные породы с сильно пониженными значениями плотности (таблица).

Данные породы были вскрыты также в скв. 28 на месторождении Окружное, где они состоят из серпентина, реликтов пироксена и примеси рудных минералов (магнетит ?). По данным лабораторных исследований (В.С. Ковальчук, Г.Я. Молошенко, А.И. Уткина) образцы серпентинита, отобранные в интервале 2908-2973 м, содержат видимые включения битумоидов. Люминесцентно-микроскопическими исследованиями установлено, что в брекчированных разуплотненных серпентинитах в большом количестве содержатся легкие битумоиды, люминесцирующие зеленовато-голубыми и желтовато-зелеными тонами.

Содержание битумоидов в хлороформной вытяжке (0,47 % объема вытяжки) сопоставимо с данными анализа образцов керна нефтенасыщенных терригенных коллекторов разрабатываемых месторождений Северного Сахалина.

Фильтрационно-емкостные параметры серпентинитовых коллекторов подтверждаются результатами изучения их скоростных параметров по данным сейсморазведочных работ. Определения скорости Vогт no профилю 219035 в пределах серпентинитового массива выполнены на трех гидроточках (892, 988 и 1036). Рассчитанные значения пластовой скорости изменяются в следующих пределах: 892 - 3,68...4,45 км/с, 988 -3,27...3,78 км/с, 1036 - 3,44...3,86 км/с. По установленным для Сахалина зависимостям между скоростью и плотностью пород [4] таким пластовым скоростям соответствуют значения плотности 2,25-2,52 г/см³ и открытой пористости 4-16 %. Основываясь на этих оценках, при подсчетах запасов в перспективных ловушках с аналогичным типом резервуара в качестве средней оценки пористости было принято значение 10 %, минимальной и максимальной соответственно 5 и 15 %.

Основной нефтематеринской толщей для ловушек являются глинисто-кремнистые отложения даехуриинского и пильского комплексов, сложенные перекристаллизованными опоками и кремнистыми аргиллитами. Они также выполняют роль покрышки. Породы комплексов мощностью 1,5-2,5 км включают ОВ с преобладанием сапропелевой составляющей и содержанием Сорг до 1,8 %, Степень зрелости ОВ соответствует главной зоне генерации нефти (отражающая способность витринита 0,4-0,8 %).

Принципиальная схема структурного взаимоотношения серпентинитового массива как аккумулирующего комплекса с нефтематеринской толщей для Трехбратской и северной части Восточно-Одоптинской антиклинальных зон иллюстрируется геологическим разрезом по широтному сейсмическому профилю 219035, расположенному на траверсе Северо-Кайганской ловушки (рис. 2, рис. 3). По отложениям перекрывающих комплексов сейсморазведочными работами выявлен ряд ловушек, перспективных для проведения поисково-разведочных работ и на нижележащий мезозойский комплекс. Первоочередными объектами для поисково-разведочных работ являются Северо-Кайганская и Восточно-Одоптинская структуры, для которых отмечается совпадение структуры по даехуриинскому комплексу с локальными магнитными максимумами, отражающими положение серпентинитовых массивов (см. рис. 2). Оценка возможных запасов УВ по Восточно-Одоптинской структуре показывает, что здесь может быть открыто крупное нефтегазоконденсатное месторождение с геологическими запасами по сумме УВ около 300 млн. т условного топлива.

По данным сейсморазведки 2D комплекс имеет благоприятные аккумулирующие свойства и, по-видимому, будет основным перспективным объектом в Восточно-Одоптинской и Восточно-Шмидтовской зонах литологических ловушек, составляющих новое направление нефтепоисковых работ. Здесь по сейсморазведочным материалам прогнозируется развитие крупных песчаных фановых тел, в которых выделяются структурные, структурно-литологические и литологические ловушки с пластовым и линзовидным резервуарами. Формирование в них коллекторов предположительно связывается с отложениями конусов выноса. Отложения конусов выноса (фановые песчаники) на суше Сахалина встречены в нижних частях разреза нижненутовского подгоризонта (месторождения Охино-Эхабинского района: Северное Колендо, Колендо, Северная Оха, Эхаби, Восточное Эхаби), окобыкайского и уйнинского горизонтов (месторождения Узловое, Некрасовка, Малое Сабо, Южная Кенига, Восточное Даги). Они образуют пластовые и массивно-пластовые резервуары преимущественно в глинистом разрезе.

Стратиграфический диапазон выявленных на шельфе ловушек – от четвертичных отложений до средне-нижнемиоценового пильского комплекса, однако, основной интервал распространения склоновых литофаций связан с отложениями верхненутовского подгоризонта (поздний миоцен – плиоцен).

Распределение по разрезу и площади песчаных тел склоновых литофаций фиксируется по результатам сейсмического анализа. Они характеризуются выраженными амплитудными и скоростными аномалиями, интерпретируемыми как пластопересечения фановых песчаных тел и распределительных каналов. Схематичное изображение крупного фанового тела, протягивающегося в субширотном направлении, иллюстрируется примером по профилю 219067 (1300-1800) (рис. 4). Здесь по ярко выраженной амплитудной аномалии с сейсмическими признаками горизонтальных контактов УВ - вода и по аномалии AVO (зависимости амплитуды отраженных волн от удаления источник – приемник) можно прогнозировать крупную газонефтяную залежь. Тип резервуара – массивно-пластовый, суммарная мощность коллекторов оценивается в ~80 м. Предполагается, что коллекторы имеют высокую пористость (20-30 %) и удовлетворительную проницаемость (0,01-0,10 мкм²). Многочисленные проявления на других сейсмических профилях свидетельствуют о значительном потенциале данного класса ловушек (рис. 5).

Ресурсы нефти, газа и конденсата по новому направлению нефтепоисковых работ оцениваются в 500-700 млн. т условного топлива, а отдельные ловушки перспективны для поиска месторождений класса 100-300 млн. т условного топлива.

На севере района (рис. 6) стратиграфический объем глинисто-кремнистого комплекса увеличивается и включает глинисто-кремнистые образования окобыкайского, дагинского и уйнинского времени с трещинным типом коллектора, составляющие пильский нефтегазоносный комплекс. В отложениях последнего в Охинском районе Северного Сахалина открыто месторождение нефти Восточный Кайган.

К коллекторам трещинного типа отнесены перекристаллизованные опоки, характеризующиеся кристалломорфной и агрегатно-кристалломорфной структурами халцедона, размером пор матрицы менее 1 мкм и открытой пористостью менее 6 % [3]. При большой мощности и интенсивной трещиноватости, несмотря на малую емкость коллекторов, промышленная ценность таких пород несомненна. Примером коллекторов трещинного типа являются перекристаллизованные опоки месторождения Восточный Кайган.

Коллекторы трещинно-порового типа имеют агрегатно-глобулярную микроструктуру халцедона, открытая пористость матрицы составляет 12-27 %, размер пор от 1 до 4 мкм. Коллекторы этого типа характеризуются сочетанием высокой нефтенасыщенности пород и интенсивной трещиноватости. Примером коллекторов этого типа являются перекристаллизованные опоки месторождения Окружное.

Порово-трещинные коллекторы занимают промежуточное положение, отличаются открытой пористостью 6-12 % и агрегатно-глобулярной микроструктурой халцедона. Распространены на месторождении Восточное Эхаби. Сейсморазведкой 20 выявлено несколько десятков ловушек с данным типом коллектора. Часть из них малоперспективна из-за больших глубин залегания даехуриинского горизонта (> 5,5 км), остальные перспективны для поиска газоконденсатных залежей. Одним из первоочередных объектов является Дагинская антиклинальная структура, ресурсы которой оцениваются в 100-200 млрд. м³ газа.

Ресурсы нефти, газа и конденсата по новому направлению нефтепоисковых работ оцениваются в 400 млн. т условного топлива.

1. Коблов Э.Г. Закономерности размещения и условия формирования месторождений нефти и газа Сахалинской нефтегазоносной области // Геология и разработка месторождений нефти и газа Сахалина и шельфа. – М., 1997. - С.3-25.
2. Коблов Э.Г., Харахинов В.В. Зональный и локальный прогноз нефтегазоносности осадочных бассейнов Охотского моря // Геология и разработка месторождений нефти и газа Сахалина и шельфа. – М., 1997. – С.26-56.
3. Литогенез, состав, рассеянное органическое вещество и нефти кремнистых толщ о. Сахалин / Н.В. Куликов, Н.А. Деревскова, Л.П. Иваньшина и др. – М.: Научный мир, 1997. – С.81-106.
4. Литолого-петрофизические критерии нефтегазоносности /В.Г. Варнавский, Э.Г. Коблов, Р.Л. Буценко и др. - М.: Наука, 1990.

The article, on the basis of analysis of original factual material, obtained by results of drilling and seismic survey, presents grounds of development of non-traditional types of oil and gas traps for Sakhalin which are associated with serpentizised ultrabasites, lenticular sandy bodies, massive fractured reservoirs, wedging out zones etc. Stratigraphic and areal distribution of the distinguished types of reservoirs is given.

1 – береговая линия; 2 – выходы фундамента на поверхность; 3 – региональные разрывы; 4 – глубина залегания фундамента, км; 5 – зоны или группы зон нефтегазонакопления с доказанной нефтегазоносностью: I – Лангрыйская, II – Астрахановская, III – Гыргыланьи-Глухарская, IV – Волчинско-Сабинская, V – Эспенбергская, VI – Охино-Эхабинская, VII – Одоптинская, VIII – Паромайская, IX – Чайвинская, Х – Восточно-Дагинская, XI – Ныйская, XII – Конгинская; 6-9 – месторождения нефти и газа по величине геологических запасов, млн. т условного топлива: 6 – крупные (> 100): 12 – Одопту-море, 13 – Пильтун-Астохское, 14 – Аркутун-Дагинское, 15 – Чайво, 22 – Лунское, 23 – Киринское; 7 – относительно крупные (10-100): 1 – Колен-до, 2 – Оха, 3 – Эхаби, 4 – Восточное Эхаби, 5 – Тунгор, 6 – Волчинка, 7 – Западное Сабо, 8 – Сабо, 9 – Кыдыланьи, 10 – Мухто, 11 – Паромай, 16 – Усть-Эвай, 17 – им. Р.С. Мирзоева, 18 – Монги, 19 – Уйглекуты, 20 – Катангли, 21 – Набиль, 24 – Окружное; 8 – мелкие (1-10); 9 – очень мелкие (< 1); 10-14 – типы месторождений по фазовому составу: 10 – нефтяные, 11 – газонефтяные, 12 – нефтегазовые, 13 – газовые, 14 – газоконденсатные

1 – выходы пород комплекса на поверхность; 2 – перспективные ловушки в отложениях пильского комплекса; 3 – изогипсы по кровле верхнемезоэойского комплекса, км; 4 – антиклинальные зоны: I – Трехбратская, II – Восточно-Одоптинская

Структурно-стратиграфические комплексы и горизонты: 1 – голоцен-плейстоценовый, 2 – дерюгинский (плиоценовый), 3 – помырский (плиоценовый), 4 – верхненутовский (плиоценовый). 5 – нижненутовский (верхнемиоценовый), 6 – пильский (среднемиоценовый). 7 – даехуриинский (верхнеолигоценовый), 8 – меловой; 9 – серпентиниты и серпентинизированные ультраосновные породы; 10 – тектонические нарушения

1 – мачигарский комплекс (нижнеолигоиеновый); песчано-глинистые тела: 2 – с преобладанием глинистых пород, 3 – с преобладанием песчаных разностей; 4 – зона аномально высокого пластового и порового давления. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

1 – выходы на поверхность отложений комплекса; 2 – изогипсы по кровле окобыкайского горизонта, км; 3 – отложения дельтовые и внутреннего шельфа; 4 – отложения конусов выноса внешнего шельфа и склона; месторождения: 5 – нефтяные, 6 – нефтегазовые и газонефтяные, 7 – газовые; ловушки: 8 – структурные (антиклинальные); 9 – структурно-литологические, 10 – разрывы; 11 – скважины

Комплекс: 1 – пильско-даехуриинский, 2 – даехуриинский, 3 – верхнемезозойский; ловушки: 4 – тектонически экранированные, 5 – структурно-стратиграфические; изогипсы по кровле даехуриинского горизонта (на севере – по кровле пильского комплекса). Остальные усл. обозначения см. на рис. 5