Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1945
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 8.41 км²
Месторождение Восточное Эхаби
Восточно-Эхабинское нефтяное месторождение (рис. 1) является самым крупным месторождением о. Сахалина. Приурочено оно к сложно построенной антиклинали меридионального простирания. В строении изученной части разреза принимают участие песчано-глинистые отложения дагинокой, окобыкайской и нутовской свит. Свод структуры на поверхности сложен нижнеокобыкайскими (юродами, размытыми до XV пласта включительно.
Рис. 1. Восточно-Эхабинское нефтяное месторождение
А- структурная карта надвинутой части структуры по кровле XVIIпласта, Б- то же, поднадвинутой части структуры по кровле 25-го пласта; а- геолого-геофизический разрез надвинутой, б- то же, поднадвинутой части; 1- изогипсы по кровле XVII и соответствующего ему 25-го пластов; 2- разрывы; контуры: 3- нефтеносности XVII и 25-го пластов, 4- газоносности 25-го пласта, 5- нефть, 6- газ, 7- глинистые, 8- песчаные породы.
Восточно-Эхабинская структура имеет длину 30 км, ширину 4 км, амплитуду поднятия — около 1000 м. Вдоль восточного крыла антиклинали проходит региональный разрыв типа взбросо-надвига, по которому западная часть структуры взброшена на. восточную с амплитудой около 1500 м в своде складки. В сторону северной и южной периклиналей амплитуда разрыва уменьшается. Взброшенная часть структуры осложнена несколькими более мелкими складками, отдельные из которых по генезису можно рассматривать как приразломные, и, кроме того, нарушена разрывами сбросового и взбросового типа. Амплитуда разрывов изменяется от 15 до 50—100 м и только для продольного взброса, осложняющего западное крыло, она увеличивается до нескольких сотен метров. Поднадвиговая часть структуры имеет более простое строение.
В 1945 г. в надвинутой части Восточно-Эхабинской структуры в результате бурения поисково-разведочных скважин геологами треста Дальненефтеразведка была установлена промышленная нефтеносность почти всех песчаных пластов нижнебкобыкайокой подсвиты. В 1951 г. открыты первые нефтяные залежи «поднадвига». К настоящему времени промышленные скопления нефти в надвинутой части месторождения открыты в трех пластах дагинской, восьми пластах окобыкайской и в одном пласте нутовской свит. В поднадвиговой части месторождения нефтяные залежи установлены в двух пластах дагинской свиты, восьми пластах окобыкайской и трех пластах нутовской свит.
Нефтеносные пласты состоят из чередующихся песчаных и глинистых пород и характеризуются резкой литологической изменчивостью по площади, что оказывает довольно существенное влияние на дебиты скважин. Средняя пористость песчаных пород окобыкайской и дагинской свит изменяется в среднем по пластам от 13 до 20%, а проницаемость — от 10 до 1000 мдарси. В нутовской свите коллекторские свойства алеврито-песчаных пластов несколько улучшаются. Эффективная мощность пластов — около 50 м, но чаще всего колеблется в пределах 10—20 м.
Больше половины разведанных запасов нефти месторождения сосредоточено в «поднадвиге». Нефтенасыщенные пласты залегают здесь на глубинах 450—1900 м. По типу ловушек залежи девяти верхних пластов (16—24) — тектонически экранированные на крыле структуры, или поднадвиговые; залежи 25—29-го горизонтов — пластовые сводовые, срезанные разрывом, а залежь 27-го горизонта, кроме того, частично литологически экранированная на восточном крыле. Высоты залежей в нутовской и дагинской свитах 110—175 м; в окобыкайской — 210—310 м, за исключением 20 и 21-го пластов, где не превышают первых десятков метров.
Начальные пластовые давления в залежах изменялись от 51 в 16-м пласте до 185 кгс/см2 в 29-м пласте, закономерно увеличиваясь вниз по разрезу. Среднесуточные дебиты в среднем по пластам составляли от 3,3 до 21 т, причем наиболее продуктивными были 24, 26 и 27-й пласты. Некоторые скважины, эксплуатирующие залежь 27-iro пласта, вступали в работу с дебитом 100 т/сутки и более. Газовые факторы в начале эксплуатации колебались от 8 до 150 м3/т, а затем быстро возрастали.
Нефтяные залежи имеют, как правило, режим растворенного газа, в 25 и 26-м пластах — с небольшим влиянием газовой шапки, а в 20-м пласте, возможно, — с участием водонапорного пласта.
В надвинутой части Восточно-Эхабинского месторождения промышленные скопления нефти залегают на глубинах от 75 до 1500 м. В своде структуры (Первая площадь) все нефтяные залежи (XVI, XVII, XX и XXI горизонты) — пластовые сводовые, разбитые на самостоятельные блоки и срезанные разрывами. Контуры почти всех залежей в той или иной мере контролируются, кроме того, линиями выклинивания песчаных пластов. На северной периклинали структуры преобладают залежи литологически экранированные, срезанные разрывами. К этому типу относятся нефтяные залежи пластов XII—XIV и XVII—XXIII. В пластах II, XVIII— XIX и XX обнаружены, кроме того, литологически ограниченные залежи, приуроченные к линзам проницаемых пород. Небольшое скопление нефти в пластах VII—VIII ограничивается разрывами и относится к тектонически экранированным. Залежи «надвига» в отличие от поднадвиговых резко различаются по своим размерам. Так, залежи II, XII—XIV, XXII и XXIII пластов имеют очень небольшие запасы и каждая из них разрабатывается одной-тремя скважинами. Наиболее крупные запасы нефти установлены в пластах XVII и XXIII—XIX, причем два последних пласта развиты только на северной периклинали структуры и выклиниваются к ее своду. Высоты залежей основных продуктивных горизонтов (XVI, XVII, XVIII—XIX, XX и XXI) составляют 200—300 м. Начальные среднесуточные дебиты залежей «надвига» изменялись от 0,2 до 4 т/сутки и только в XVII и XVIII—XIX пластах достигали 16— 46 т/сутки. Газовые факторы в начале эксплуатации составляли 35—96 м3/т. Нефти Восточно-Эхабинского месторождения весьма разнообразны. Наряду с очень тяжелыми нефтями с плотностью 925 кг/м3 встречаются нефти с плотностью до 842 кг/м3. Самые тяжелые нефти (878—935 кг/м3) залегают в верхних частях разреза – пласты VII-XII, XIII, XIV«надвига» и 16 – 18 «наднадвига».
Содержание акцизных смол в них — от 27 до 46%. В более глубоких горизонтах плотность нефтей уменьшается от 890 до 860, а иногда до 842 кг/м3. Содержание серы в восточно-эхабинских нефтях 0,1—0,55, парафина — 0,2—3,7%. Пластовые воды месторождения относятся к различным типам (по В. А. Сулину); гидрокарбонатно-натриевые, хлоркальциевые и хлормагниевые. Минерализация их в нефтегазоносной толще составляет 14—31 г/л, причем в надвинутой части она несколько ниже, чем в поднадвиговой.
Поисково-разведочные работы на Восточно-Эхабинской структуре продолжаются, в частности, на ее южной периклинали, и, кроме того, поиски залежей нефти и газа необходимо проводить в более глубоких горизонтах — в отложениях среднего и нижнего миоцена, а также верхнего мела.
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: Майкорское