Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1975
Источник информации: ПП_2019г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 12.98 км²
Монгинское нефтегазоконденсатное месторождение
Монгинское месторождение приурочено к погребенной гемиантиклинальной структуре субмеридионального простирания. Морфологию ее определяет региональный конседиментационный сброс, формирующий палеотектонический выступ дагинских образований, в пределах которого фиксируется ряд тектоноседиментационных структурных форм, контролирующих однотипные месторождения Монгинской зоны нефтегазонакопления.
Гемиантиклиналь имеет сложное складчатоблоковое строение, разделена субширотными и диагональными сбросами на 14 блоков, каждый северный из которых опущен относительно южного (рис. 1). Большинство из разрывов конседиментационные и выражены только в уйнинско-дагинском структурно-стратиграфическом комплексе.
Рис. 1. Монгинское месторождение. Поперечный геологический разрез по линии скв. 15/30-33
Скважинами вскрыты олигоцен-неогеновые образования; продуктивны дагинские пласты. В окобыкайском комплексе продуктивен приподошвенный пласт «Л».
Месторождение открыто в 1975 году и является самым крупным в пределах суши острова. Всего здесь выявлено 78 залежей: 23 нефтяных, 2 газонефтяных, 24 нефтегазоконденсатных, 21 газоконденсатнонефтяное. По типу резервуара 61 из них относится к пластовым и 9 к массивно-пластовым. По типу экрана они в большинстве случаев тектонически экранированные (65), реже сводовые (5). Основными продуктивными горизонтами являются II-VI. Коллекторами нефти и газа служат песчаники, алевропесчаники и алевролиты. Пористость их 18-25%, проницаемость 10*10-3-743*10-3 мкм2. Высоты залежей изменяются в широком диапазоне и составляют 4-423 м. Глубины их залегания 1,24-2,81 км.
Начальные пластовые давления на водонефтяных контактах равнялись 13,3-27,1 МПа, на газоводяных и газонефтяных - 13,2-29,4 МПа. Фазовые факторы достигали порядка 58-179 м3/т.
Начальные дебиты нефти колебались в пределах 5-295 т/сут, газа - 5-296 тыс. м3/сут, конденсата - 0,3-29,0 м3/сут.
Нефти месторождения характеризуются резкой изменчивостью физико-химического состава по разрезу. С увеличением глубины залегания залежей отмечается уменьшение плотности от 900 до 860 кг/м3. Соответственно изменяются и другие параметры: увеличивается выход светлых фракций, выкипающих до 300°С, от 42 до 60%; снижается количество селикагелевых смол от 3,55 до 1,1 %; увеличивается содержание парафина от 0,1 до 7%. По групповому углеводородному составу они относятся к метано-нафтеноароматическому типу.
Состав свободного газа по площади и разрезу довольно постоянен. Содержание СН4 порядка 93-96%, С2Н6 - 1-3,2%, пропана - 0,1-1,1%, бутана - 0,05-0,4%, изобутана - 0,05-0,4%, пентана- 0,04-0,3%. Количество балластных газов небольшое (N2 - 0,1-0,3%, СО2 - 0,3-4,4%).
Удельный вес варьирует в пределах 0,6143-0, 7519 кг/м3. Плотность конденсатов 751-792 кг/м3. Содержание серы и парафина незначительно (серы от следов до 0,04%, парафина 0,47-0,81 %). Содержание стабильного конденсата в газах 27-60 г/м3. У большинства из них 90% фракций выкипает до 200°С. Групповой углеводородный состав довольно разнообразен. Наряду с метановыми они содержат большое количество ароматических и нафтеновых углеводородов.
Состав подземных вод продуктивной части разреза месторождения преимущественно гидрокарбонатно-натриевый. Минерализация их 7-20 г/л.
Харахинов В.В. Нефтегазовая геолгия Сахалинского региона. - М.: Научный мир, 2010. - 276 с., цв. вкл. 56 с.
Следующее Месторождение: Ильмовское