Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1950
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 4.29 км²
Газонефтяное месторождение Гиляко-Абунан
Предположение о наличии на этом участке антиклинальной структуры было впервые высказано в 1948 г. по материалам гравиметрических работ. Детальные геологосъемочные работы и структурное бурение (1949—1950 гг.) 'подтвердили наличие относительно крупной антиклинали, но не дали достаточных сведений о ее строении. Поэтому первые поисковые скважины были заложены в не вполне оптимальных структурных условиях. В дальнейшем (1951—1953 гг.) на этой площади проводились детальные геолотические и гравиметрические, электроразведочные, сейсмические (МОВ) работы.
Рис. 1. Газонефтяное месторождение Гиляко-Абунан
1-изогипсы по кровле XVIпласта, 2- разрывы, 3- контур нефтеносности, 4,5,6 - песчаные, глинистые и песчано-глинистые породы соответственно, 7- нефть, 8- газ
В геологическом строении Гиляко-Абунанской антиклинали принимают участие отложения дагинской, окобыкайской и нутовской свит. В разрезе дагинской свиты преобладают глинистые алевролиты, переслаивающиеся с песчаниками и уплотненными глинами. Вскрытая мощность свиты составляет 300 м. Отложения окобыкайской свиты представлены алеврито-глинистыми породами, содержащими пласты алеврито-песчаных пород (пласты 1— XX) общей мощностью 1200 м. Намболее полный (до 2 км) разреза нутовокой свиты, представленной преимущественно песчаными породами с маломощными прослоями глин, обнажается на крыльях структуры. Лишь нижняя пачка (пласты II-бис, II, I, М и др.) мощностью 400 м может служить объектом разведки, так как содержит в разрезе глинистые покрышки. Месторождение приурочено к крупной асимметричной брахиантиклинали, ориентированной в север-северо-западном направлении. Общая длина складки 30 км, ширина — 7 км и амплитуда — около 600 м. Углы падения пород на западном крыле составляют 7—12, на восточном — 20— 60°. Структура пересечена серией мелких сбросов субширотного простирания с амплитудами до 100 м.
Нефтеносность площади впервые была доказана в 1950 г. При испытании XVII пласта в окв. 8 был получен фонтан нефти с дебитом 15,0 т/сутки. В процессе дальнейшей разведки (1953- 1954 гг.) были установлены залежи нефти (XVI пласт) и газа (IV, V, XIII, XV пласты), приуроченные к отложениям окобыкайской овиты, и одна газовая залежь (пласт М) —в отложениях нутовской овиты. Выявленные залежи имеют незначительные промышленные запасы.
Газоносность нутовской свиты впервые установлена в скв. 9. При опробовании пласта М был получен приток газа с дебитом 143,0 тыс. м3/сутки. Мощность газонасыщенной части пласта 5 м. В составе газа преобладает метан (91%), плотность газа 0,5972 кг/м3. Начальное пластовое давление 23 кгс/см2. При эксплуатации все скважины быстро обводнились. Всего добыто газа из пласта около 19 млн. м3.
Газовые залежи (IV, V, XIII, XV) окобыкайской свиты находятся на глубине от 750 до 1583 м. Эффективные мощности пластов составляют соответственно: 6,3; 6,8; 19,6 м. По составу газ метановый. Содержание метана уменьшается с глубиной от 89,25 (пласт IV) до 84,95% (XV), плотность газа возрастает от 0,605 до 0,634 кг/м3. Из залежи XV пласта, наибольшей по своим размерам и запасам, добыто около 204 млн. м3 газа.
В нижней части окобыкайской свиты (на глубине 1460— .1680 м) залегают XVI нефтяной и XVII газонефтяной пласты, эффективной мощностью 10,7 и 13,7 м соответственно. Нефти нафтеново-ароматические, слабапарафинистые (0,1—1,3%), малосернистые (0,32%), Плотность нефти из залежи XVI пласта 839, XVII — 869 кг/м3. Начальное пластовое давление в залежи XVI (пласта 136, давление насыщения—116 кгс/см2, начальный газовый фактор 80 м3/т. Начальное пластовое давление в залежи XVII пласта 160 кгс/см2, начальный газовый фактор 100 м3/т. Газ преимущественно метановый (98%).
Нефтяная залежь XVI пласта относится к типу пластовых сводовых, тектонически нарушенных, а газонефтяная залежь XVII пласта — пластовая сводовая, с частичным влиянием литологического и тектонического/факторов.
Пластовые воды относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, с минерализацией от 2 (пласт М) до 20 г/ л (XVII).
Перспективы дальнейшего развития месторождения связаны с поисками газонефтяных залежей в отложениях нижнего и среднего миоцена (на глубинах 3,5—4,0 тыс. м), а также в отложениях окобыкайской свиты, в тектонических блоках, на периклиналях складни.
Геология нефтяных и газовых месторождений Сахалина. Л., «Недра», 1974. 183 с. (Труды Всесоюзн. нефт. научн.-исслед. геол. разв. ин-та, вып. 328). Авт.; С. II. Алексейчик, Т. И. Евдокимова, В. С. Ковальчук и др.
Следующее Месторождение: Самотлорское