Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение: Море
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1979
Источник информации: РГФ-23+ПП_2020г.
Метод открытия: Сейсмика
Площадь: 121.56 км²
Месторождение Чайво
В Северо-Сахалинской НГО крупнейшее Чайвинское месторождение содержит около 700 млн. т н.э. Начальные ресурсы Северо-Сахалинской НГО по этому показателю примерно соответствует 7 млрд. т н.э.
Структурная карта (А) и геологический разрез (Б) месторождения Чайво
НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ И ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫХ МОРЕЙ, Маргулис Л.С., 2009
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.
Залежи углеводородов контролируются одноименной структурой, открытой и подготовленной к бурению в 1976 г. Чайвинская брахиантиклинальная складка имеет простое строение, характеризуется размерами по нижним продуктивным горизонтам 8х25 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 4х8 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, ХХ, XXI, ХХII 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 3,5х9,3 км, высотой 100 м, является пластовой, сводовой, низкопродуктивной, с коллектором порового типа, пористостью 28%, газонасыщенностью - 54%.
Нефтяная залежь XIV пласта размером 2,5 х 8,5 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 4,4х 14,8 км, высота газовой шапки - 210 м, нефтяной оторочки - 21 м), пласт XVII2 в интервале 2400-2560 м (размер залежи 1,7х14,8 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 ми от 0 до 18, 1 м). Пласты характеризуются неоднородностью литологического 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.
Газоконденатные залежи XVII1 (2352-2517 м), XVIII (2400-2575 м), XIX (2500- 2750 м), ХХ (2550-2740 м), XXI (2600-2850 м) и ХХII (2700-2920 м) вскрыты и изучены в скважинах №№ 1, 2, 3 и 5, и характеризуются как пластовые, сводовые с коллекторами порового типа; залежь ХХII 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, ХХП пласт) до 504,5 (скважина № 2, ХХII 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 14 7 г/м3.
После проведения сейсморазведочных работ 3D структура месторождения и запасы углеводородов значительно изменились в сторону увеличения.
Запасы по категории С1+С2 составляют: нефти - 152 млн т;природного газа - 308 млрд м3.
Харахинов
В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. - М.: Научный мир, 2010. -
276 с., цв. вкл. 56 с.
Следующее Месторождение: Акайтемское