Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение: Море
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1984
Источник информации:
Метод открытия: Сейсмика
Площадь: 109.61 км²
Лунское нефтегазоконденсатное месторождение
Месторождение расположено на шельфе Северного Сахалина, в 12-15 км восточнее береговой линии острова. Глубина моря на месторождении 42-4 7 м.
Антиклинальная структура была открыта и подготовлена детальными сейсмическими работами МОГТ (1978 г.). Залежи нефти и газоконденсата приурочены к песчаным пластам дагинского горизонта (средний-нижний миоцен). Во вскрытом разрезе (мощностью 1180 м) выделено 19 песчаных, алеврита-песчаных пластов мощностью до 100 м. Разделы между пластами-коллекторами сложены глинами (мощностью 3-7 м). Песчаники мелкозернистые, хорошо отсортированные, имеют высокие показатели ФЕС (пористость - до 28-29%, проницаемость - до 1,5 мкм2). Продуктивные пласты перекрыты хорошо отсортированными глинами окобыкайского горизонта (средний миоцен) мощностью 630-750 м.
Рис. 1. Структурная карта по кровле пласта I Лунского месторождения
Залежи углеводородов контролируются крупной брахиантиклинальной складкой (размером 8,5х26 км, с амплитудой около 600 м). Структура пересечена серией сброса-сдвиговых нарушений с амплитудами смещения от нескольких метров до 200 м (рис. 130-132). Углы падения пород на крыльях структуры достигают 8-10°.
Вверх по разрезу складка выполаживается, углы падения равны 3-4 °. На месторождении в 15 пластах открыто 11 залежей, из них 10 залежей газоконденсатных (в пластах I, II, IV, V-a, V-б, V-XI-XII, ХШ, XIV-б, XVI и XVII) и одна газоконденсатная с нефтяной оторочкой (пласты I-IV во II-V блоках).
Рис. 2. Продуктивные пласты Лунского месторождения. Геологический разрез с севера на юг
В I блоке установлено 9 пластовых, тектонически экранированных газоконденсатных залежей. Размеры залежей меняются в пределах: длина- от 5,75 (1 пласт) до 4,2 км (XVII); ширина - от 4 (1) до 2,5 км (Va); высота - от 110 (XVI) до 30 м (XVII). Пористость (по ГИС) уменьшается с глубиной с 25 (I, II, IV) до 16% (XVII), газонасыщенность - с 65 (I) до 48% (XVII), проницаемость, определенная по гидродинамическим данным, меняется в пределах 8-430*10-3 мкм2 (верхние пласты имеют лучшие показатели).
Во II-V блоках установлено две залежи: газоконденсатная с нефтяной оторочкой (I-IV пласты) и газоконденсатная (V-XII); обе приурочены к пластово-массивному резервуару. Залежи гидродинамически связаны. На контактах с водой пластовое давление равно условному гидра- статическому. Уровень ГНК для верхней залежи совпадает с уровнем ГВК для нижней, что обусловлено небольшой высотой нефтяной оторочки (12-30 м). Размеры верхней залежи - 15х6,5 км, высота по блокам меняется от 400 (V блок) до 345 м (II-III блоки). Пористость - 24-26%, газонасыщенность 62-65%.
Газоконденсатная пластово-массивная залежь V-XI-XII пластов имеет размеры 13,5х5,75 км, высоту от 129 (II-III блок) до 253 м (V блок). Коллекторы характеризуются пористостью 24- 26%, газонасыщенностью 73-74%.
Пластовые воды гидрокарбонатнонатриевые, слабосоленые, с минерализацией до 20 г/л. Нефти легкие (0,810-0,816 г/см3), малосмолистые (асфальтово-смолистые компоненты 1,22- 1,55%), малосернистые (от следов до 0,13%), малопарафинистые (от 0,74 до 2,85%). Газосодержание пластовой нефти - 210 м3/т.
В групповом углеводородном составе бензиновой фракции преобладают метановые (в среднем 50% об.), нафтеновые и ароматические (по 25%) имеют подчиненное значение. Свободные газы метановые (в среднем 91,2%), полужирные (содержание тяжелых гомологов метана до 7,0%), низкоазотные (0,35%), низкогелиевоносные (менее 0,001 %). Потенциальное содержание стабильного конденсата составляет 119,4 г/см3. Плотность конденсата изменяется от 0,740 до 0,779 г/см3 (средняя величина 0,748 г/см3). Конденсаты имеют низкое содержание асфальтово-смолистых веществ (не более 0,18%) и парафина (0,06-0,66%). Выход светлых фракций до 200°- в среднем 86%.
В групповом углеводородном составе преобладают метановые углеводороды (в среднем 56%), нафтеновые (25%) и ароматические (19%) имеют подчиненное значение.
В целом, залежи газоконденсатные, с нефтяной оторочкой, с пластово-массивным резервуаром, среднедебитные, с коллекторами порового типа.
>
Учтенные Государственным балансом запасы нефти и газа по состоянию на 1 января 2000 г составляют: - нефти категории А+В+С1 - 17,181 млн т, С2 - 34,730 млн т; - газового конденсата категории А+В+С1 - 38,442 млн т, С2 - 6,900 млн т; - растворенного газа категории А+В+С1 - 0,540 млрд м3, С2 - 1,083 млрд м3; - свободного газа категории А+В+С1 - 32,453 млрд м3, С2 - 59,583 млрд м3. Добыча ведется с 2008 г с морской газодобывающей платформы Лунская -А.
Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. - М.: Научный мир, 2010. - 276 с., цв. вкл. 56 с., https://clck.ru/3Dybcf
Следующее Месторождение: Кальчинское