Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Нерегулярная добыча
Год открытия: 1963
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 37.42 км²
Газонефтяное месторождение Волчинка
В структурном отношении месторождение связано с крупной антиклинальной складкой, осложненной в южной части более мелкими локальными структурами. Складка была закартирована в 1956 г., а в результате детальных сейсмических работ МОВ (1959-—1962 гг.) было намечено в пределах этого поднятия пять антиклинальных «складок»; Северинская, Ключевская, Тунгусская, Сазанская и Западно-Северинская, которые, как показало глубокое бурение, являются тектоническими блоками единой Волчинской антиклинали.
Промышленная газоносность впервые была установлена в скв. 1 на площади Северинская (1963 г.), где из XX пласта дагинской свиты был получен фонтан сухого газа. В последующие годы (1964—1:970 гг.) в поисково-разведочное бурение были вовлечены Ключевская, Тунгусская, Сазанская и Западно-Северинская площади.
Рис.1. Газонефтяное месторождение Волчинка. 1-изогипсы по кровле XVII пласта, 2- разрывы. А-Некрасовское месторождение. Площади: Б- Сазанская, В- Тунгусская, Г- Ключевская, Д- Северинская, Е- Постовая.
Волчинское месторождение многопластовое; в дагинской свите в отдельных тектонических блоках выявлены нефтяные залежи (XX и XXIII пласты). На Северинской и Ключевской площадях (свод и южные периклинальные блоки структуры) в окобыкайской свите установлено 10 газоносных пластов (IV, VII, IX—X, XII, ХШ, XIV, XV, XVI, XVII—XVIII, XIX) и, кроме того, в XX пласте дагинской свиты обнаружена залежь газа.
В пределах Волчинского месторождения выявлен ряд сбросов с амплитудами до 200 м, которые часто служат тектоническими экранами для нефтяных и газовых скоплений. Складка имеет асимметричное строение; с углами падения на восточном крыле 40—50 и на западном—10—15°. Размеры складки 25x6 км.
Коллекторами нефти и газа являются пачки пород, представленные переслаиванием песчаных разностей, мощностью до первых десятков метров, с глинистыми и алеврито-глинистыми разностями. Открытая пористость песчаников составляет 20—25%, а проницаемость — 500—600 мдарси.
Газоносность IV, VII и IX—песчаных пластов установлена в тектоническом блоке, севернее свода складки. Продуктивные газовые пласты залегают на глубине 700—1100 м. Тип залежей — пластовые, тектонически экранированные (на периклинали). Пластовые давления возрастают с глубиной от 81 (IV, пласт) до 114 кгс/см^ (IX—X), Средние эффективные газонасыщенные мощности колеблются от 1,5 до 28,3 м. В составе газа преобладает метан.
Газовые залежи пластов XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII—XVIII и XIX выявлены как в своде, так и в тектонических блоках на северном и южном погружениях Волчинского поднятия. Глубина залегания продуктивных газоносных пластов колеблется от 1200 до 2000 м. Литологически пласты-коллекторы представлены сложными песчано-алевритовыми прослоями мощностью до 30 м и эффективной мощностью от нескольких до двух десятков метров. Рабочие дебиты газа обычно колеблются в пределах 100—400 тыс. м3/сутки. Начальное пластовое давление возрастает с глубиной от 128 до 163 кгс/см2 (XIX пласт). Газ в основном метановый (98—96%), плотностью 0,520—0,569 кг/м3. Содержание тяжелых углеводородов обычно меньше 1%. Залежи относятся как к пластовым сводовым, нарушенным разрывными, так и к тектонически экранированным на периклиналях (XII, XIII, XIV, XVI, XVII—XVIII, XIX).
В XX пласте дагинской свиты в северных блоках установлены залежи нефти, а в своде поднятия и южных блоках обнаружены лишь газовые залежи. Продуктивный горизонт залегает на глубинах 1672—2176 м. Эффективная мощность пласта колеблется в пределах 4—18 м. Пористость коллекторов равна 19%. Нефть (плотностью 858—881 кг/м®) относится к легким малосернистым (0,13— 0,43%) и слабопарафинистым (0,8—2,0%). Выход легких фракций до 300° С около 68%. При опробовании пласта (скв. 1) был получен фонтан нефти с дебитом 25—30 т/сутки (через 8-миллиметровый штуцер), газовый фа1Ктор 220 м®/т. Начальное пластовое давление 170 кгс/см®, высота залежи до 70 м. Свободный газ в залежи сухой, с содержанием метана 94—96%, тяжелых углеводородных ('азов до 4.6%. Плотность газа 0,577—0,588 кг/м3.
Продуктивность самого нижнего пласта (XXIII) была установлена в скв. 14 на площади Тунгусской. При его испытании (интервал перфорации 2479—2463 м) был получен фонтан нефти с дебитом 216 т/сутки (через 10-миллиметровый штуцер). Пластовое давление составило 243,6 кгс/см2. Залежь относится к типу тектонически экрншированных (на периклинали). Нефть легкая (плотность 840 кг/м3), малосернистая (0,26%) и парафинистая (5,56%).
Дальнейшие перспективы развития Волчинского месторождения связаны с поисками новых залежей нефти и газа в отложениях среднего и нижнего миоцена.
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: Ожгинское