Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1950
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 18.85 км²
Нефтяное месторождение Паромай
Нефтяное месторождение Паромай второе по величине среди месторождений зоны, приурочено к одноименной антиклинальной складке. Последняя была выявлена геологической съемкой: 1930 г., а в 1946—1952 гг. Ее строение уточнялось крупномасштабными геологическими съемками, электроразведочными и гравиметрическими исследованиями. В 1948 г. па площади началось структурное бурение, а в 1949 г. — глубокое поисковое. Месторождение открыто в 1950 г. скв. 7, в которой при испытании V песчаного пласта окобыкайской свиты был получен фонтан нефти с дебитом 24 т/сутки.
Рис. 1. Газонефтяное месторождение Паромай
1-изогипсы по кровле VIIIпласта, 2- разрывы, 3- нефть, 4- газ, 5- контуры нефтеносности, 6,7- песчаные, глинистые породы соответственно.
Вскрытый скважинами разрез сложен песчано-глинистыми отложениями, расчлененными на нутовскую и окобыкайскую свиты. Нутовская свита, представленная песками с прослоями песчаников и гравелитов, развита на крыльях и периклиналях структуры. Окобыкайская свита вскрытой мощностью 2200 м условно делится на три подсвиты. Верхняя подсвита по литологическому составу аналогична нутовской свите, средняя сложена псочано-алеврито1выми осадками с прослоя1ми глин и нижняя (пласты Д—И, I—X) представлена пеочаио-глинисты1ми отложениями, в которых содержание песчаных пород сокращается вниз по разрезу.
Паромайская антиклиналь имеет длину около 20 км и осложнена несколькими более мелкими складками, образованными вследствие индуляции шарнира. Западное крыло структуры с углами падения в присводовой части 60—80° нарушено продольным взбросо-надвигом, по которому сводовая часть надвинута на относительно пологое западное крыло. Плоскость разрыва наклонена на восток, амплитуда смещения достигает в оводе 700 м и уменьшается к югу.
Все известные в настоящее время нефтяные залежи приурочены к поднадвиговой части структуры, разбитой поперечными и диагональными нарушениями (преимущественно сбросового характера) на многочисленные блоки. Амплитуды сбросов изменяются от 10 до 200 м. В северной части поднадвига, на площади «Северный Паромай», в последнее время выявлена антиклинальная складка северо-западного простирания, размером 5X2 км. Нефтепромысловые участки «Централный» и «Южный Паромай» расположены на периклинали этой структуры.
На Паромайском месторождении промышленные залежи нефти открыты в 12 пластах окобыкайской овиты, причем залежи IV и V пластов имеют газовые шапки. Песчаные пласты, содержащие нефть и газ, имеют эффективную мощность от 2 до 15 м и пористость 27—19%, которая уменьшается вниз по разрезу. Все залежи по типу ловушек относятся к пластовым тектонически экранированным (поднадвиговым) и, кроме того, осложненным поперечными и диагональными разрывами. Относительно крупные залежи нефти на месторождении приурочены к пластам I—V.
Глубины залегания промышленных газонефтяных скоплений 340—1200 м. Высоты залежей — от 30 до 260 м. Начальные пластовые давления в них возрастали вниз по разрезу от 19 в пласте Д до 95 кгс/см2 в IX пласте. Эксплуатируются залежи на режиме растворенното газа, в IV и V пластах — с влиянием газовых шапок. Начальные дебиты нефти в верхней части разреза в среднем составляли 12—25 т/сутки, увеличиваясь иногда до 43, в нижних пластах (VI—IX) дебиты колебались в пределах 0,5—5,0 т/сутки. Текущие дебиты на месторождении снизились до 0,5— 1,5 т/сутки. Начальные газовые факторы составляли 24—116 м3/т, к настоящему времени увеличились до 111—4440 м3/т.
Нефти Паромайокого месторождения относительно легкие, с плотностью 815,7—840,6 кг/м3. Содержат парафина 0,19—3,48, серы 0,14—0,31%; выход легких фракций (до 300°С) составляет 75— 84%. Газы метановые, плотностью 0,6553—0,7632 кг/м3, с содержанием тяжелых углеводородов до 10—23%. Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевые, с минерализацией 10—25 г/л.
Дальнейшие разведочные работы натравлены на поиски залежей в окобыкайской свите восточной надвинутой части структуры, в отдельных блоках поднадвига, а также в породах нижележащей дагинской свиты.
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: Северное Колендо