Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 26.89 км²
Газонефтяное месторождение Сабо
Сабинское газонефтяное месторождение расположено в южной части зоны. Приурочено оно к брахиантиклинальной складке, восточное крыло которой наклонено под углом 20—30°, а углы падения пород на западном крыле не превышают 10°. Структура асимметрична также и в продольном разрезе: северная периклиналь длиннее южной. Общие размеры складки достигают 20 км, ширина 3—4 км. Свод складки с глубиной по продуктивным горизонтам последовательно смещается к северу на расстояние до 9 км. Кроме того, структура нарушена большим количеством разрывов, в том числе и конседиментационных с амплитудами до 100 м, которые в большинстве своем затухают вверх по разрезу.
Рис. 1. Газонефтяное месторождение Сабо. 1-изогипсы: а- по кровле IIIпласта, б- по кровле ХХ пласта, 2-разрывы, 3- контуры: а – нефтеносности, б- газоносности, 4,5,6 - песчаные, глинистые и песчано-глинистые породы соответственно, 7- нефть, 8- газ, 9- нефть и газ.
В 1952 г. на Сабинской площади началось глубокое бурение, и в первой же поисковой скважине были получены промышленные притоки газа (XIII, XIV, XVI пласты). За период с 1953 по 1970 г. поисково-разведочным бурением было выявлено 22 продуктивных пласта. Из них в отложениях дагинской свиты установлено: один газовый (XXIII), два газонефтяных (XX, XXI) и один нефтяной (XXIV); в окобыкайской свите: два нефтяных (XVIII, XIX), четыре газонефтяных (XVII, XVI, XIII, XI) и одиннадцать газовых (XVIIа, XV, XIV, XIIIа, XII, X, IX, VIII, V, IV, III).
Наиболее древние отложения неогенового возраста, вскрытые и в скв. 45, условно отнесены к возрастным аналогам уйнинской свиты. Выше по разрезу залегают отложения дагинской свиты (мощностью 1000 м), представленные переслаиванием алевритистых песчаников, песчанистых алевролитов и оскольчатых глин. Пластам-коллекторам присвоена порядковая номенклатура от XX до XXX. Выше XX пласта согласно залегают отложения окобыкайской свиты мощностью 2100 м. Продуктивные горизонты приурочены к нижней наиболее глинистой толще, содержащей пласты песчаников с прослоями глин (номенклатура от I до XIX). Характерно региональное увеличение мощности свиты с северо-востока на юго-запад, обусловившее смещение сводов структуры с глубиной.
Нефтеносность нижнего продуктивного горизонта установлена при опробовании XXIV пласта дагинской свиты в скв. 84 (интервал перфорации 2487—2476 м). Дебит нефти равен 36 т/сутки на б-миллиметровом штуцере. Нефть легкая, с плотностью 859,5 кг/м3. Разведка залежи продолжается. При опробовании XXIII пласта в скв. 46 (интервал перфорации 2180—2195 м) был получен приток газа с дебитом 100 тыс. м3/сутки. Начальное пластовое давление 219,8 кгс/см2. В составе газа преобладает метан (до 98%). Залежь пластовая, тектонически экранированная (на периклинали), имеет небольшие размеры.
Газонефтяные залежи XX и XXI пластов залегают на глубине 1920—2100 м. Литологически пласты представлены песчаниками с прослоями глин. Пористость песчаных слоев 17,5—19,3%, проницаемость несколько десятков миллидарси. При испытании XX пласта в скв. 72 дебит нефти составил 68 т/сутки (через 7-миллиметровый штуцер) при пластовом давлении 180,2 кгс/см2. Нефть легкая (плотность 849,3 кг/м3), малосернистая (0,25%), парафинистая (3,16%). В скв. 95, пробуренной на южной периклинали складки, был получен фонтан сухого газа с дебитом 403,4 тыс. м3/сутки. Залежь пластовая, тектонически экранированная (на периклинали).
Залежи газа в пластах III—V, VIII—X, XII, XIIIа, XIV, XV и XVIIа залегают на глубине 820—1700 м. Продуктивные горизонты в основном сложены песчаниками с открытой пористостью около 27,8%, проницаемостью до 600 мдарси. Эффективная мощность пластов следующая (м): III—19,8; V—6; VIII—8; IX—15; XII— 12,2; XIV—8,3; XV—9. Начальные суточные дебиты достигали (тыс. м3/сутки); из III пласта 112 (через 8-миллиметровый штуцер); из VIII пласта 802,7 (через 6,5-миллиметровый штуцер); из XIV пласта 1214 (через 9-миллиметровый штуцер). Начальные пластовые давления возрастают с глубиной от 94 (III пласт) до 177,9 кгс/см2 (XVIIа). Газ по составу метановый (96—98,3%) с плотностью от 0,5569 (III пласт) до 0,6339 кг/м3 (XIV).
Залежи относятся к типу пластовых сводовых, разбитых разрывами на блоки (III, VIII, IX, X, XIV) или же пластовых, тектонически экранированных на периклинали (IV, V, XII, XIII, XV, XVIIа).
Газонефтяные залежи еластов XI, XIIIа, XVI и XVII залегают на глубине 1150—1750 м. Литологически пласты представлены песчаниками с прослоями глин, весьма изменчивыми по площади. Открытая пористость колеблется от 16,9 до 22%, проницаемость III (XIII пласт), 67 мдарси (XVII). Залежь XI пласта, выявленная в скв. 73, трактовалась ранее как газовая. При опробовании нижней части этого пласта в скв. 77 получен фонтан нефти с дебитом 21,8 т/сутки (через 6-миллиметровый штуцер). Нефтенасыщенная мощность пласта 16 м.
Пласт XIII в северных блоках содержит газ, а в центральных и южных тектонических блоках является основным нефтеносным горизонтом. Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта колеблется от 11,8 до 17,8 м. Приток нефти с дебитом 9,6 т/сутки был получен в скв. 16 (1954 г.). Начальное пластовое давление 154 кгс/см2, начальный газовый фактор 130 м3/т. Высота залежи 70 м.
Нефтеносность XVII пласта установлена в скв. 30, где получен фонтан нефти с дебитом 15,8 т/сутки при пластовом давлении 178,5 кгс/см2. Эффективная мощность нефтенасыщенной части составляет 6—14 м. Нефть легкая (плотность 822,0—867,6 кг/м3), малосернистая, малосмолистая (10—15%), парафинистая (до 5%). Скважина-первооткрывательница (№ 4), пробуренная в оводе складки, выявила промышленную 1'азоносность XVII пласта. Дебит газа составил 429 тыс. м3/сутки. Залежь пластовая сводовая, разбитая разрывами на блоки.
Нефтяные залежи XVIII и XIX пластов вскрыты на глубине 1790—1913 ч, эффективные мощности их 7,6 и 10,5 м соответственно. Дебит нефти из XIX пласта (в первооткрывательнице скв. 72) составил 42,6 т/сутки (через 8-миллиметровый штуцер) при начальном газовом факторе 414 м3/т. Залежи пластовые сводовые, разбитые разрывами на блоки. Разведка залежей продолжается в основном в верхних горизонтах дагинской свиты (XX— XXV) с поисками залежей в дальнейшем и в более древних отложениях неогена.
В состав сабинской складки входят Южно-Эрринская и Холодненская газоносные площади. Первая расположена на далекой северной периклинали Сабинской антиклинали и отделена от нее серией поперечных разрывов, создавших благоприятные условия для образования тектонических экранированных залежей газа. Раннее Южно-Эрринская площадь трактовалась как самостоятельная антиклинальная структура и рассматривалась как самостоятелыное месторождение. Холодненская площадь также не представляет самостоятельной складки, а является одним из структурных осложнений западного крыла Сабинской структуры.
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: Ильинское