Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 7.64 км²
Газонефтяное месторождение Западное Сабо
Газонефтяное месторождение Западное Сабо расположено западнее Сабинского и приурочено к аитиклиналыной складке, осложняющей западное крыло антиклинальной зоны. Впервые она была выявлена сейсмическими работами МОВ в 1959 г. Для уточнения строения площади было дополнительно проведено структурное бурение (1963—-1964 гг.).
Западно-Сабинская антиклинальная складка по продуктивным горизонтам представляет собой куполовидное поднятие размером 3,3X5,5 км, нарушенное многочисленными сбросами с амплитудами от нескольких десятков до 200 м. Углы падения пород на крыльях не превышают 5—6°.
Рис.1. Газонефтяное месторождение Западное Сабо
1-изогипсы по кровле VIIIпласта, 2- разрывы, 3- контуры нефтеносности, 4,5 - песчаные, глинистые породы, 6- нефть, 7- газ, 8 – нефть и газ
Первый промышленный приток нефти с дебитом 12 т/сутки был получен в скв. 1 (1961 г.) при испытании VIII пласта окобыкайской свиты. В дальнейшем выявлено четыре нефтяные (пласты XI, IX-X, VIII, VII), одна газонефтяная (III) и одна газовая XIIIа) залежи. Кроме того, из XIII пласта (скв. 3) при испытании был получен приток газа (с водой) непромышленного значения. В распределении газонефтяных залежей большую роль играют сбросы, разделяющие залежи на ряд полей с самостоятельными контактами.
Нефтяная залежь XI пласта вскрыта на глубине 1305—1469 м. Коллектор представлен разнозернистыми песчаниками с прослоями глин и алевритов. Общая мощность пласта 45 м, эффективная мощность 16,1 м. Открытая пористость песчаных прослоев в среднем равна 19%, проницаемость — около 300 мдарси. Первые сведения о нефтеносности этого пласта были получены при опробовании скв. 5. Начальное пластовое давление в залежи 143,1 кгс/см2, газовый фактор 27,4—55,0 м3/т. Характеристика нефти следующая: плотность 928,8 кг/м3 содержание акцизных смол 26, серы 0,23%, высота залежи 30 м.
Нефтяная залежь IX—X пластов залегает на глубине 1284— 1458 м. Литологически пласт представлен чередованием песчаных и глинистых слоев. Эффективная их мощность 11,9—19,0 м. Начальное пластовое давление в залежи 131,4 кгс/см2, газовый фактор до 45 м3/т. Дебиты нефти, полученные в нескольких скважинах, достигали 50—60 т/сутки. По составу нефть этой залежи близка к вышеописанным.
Нефтяная залежь VIII пласта по запасам является наибольшей. Пласт, залегающий на глубине 1263—1407 м, представлен чередованием' тонких песчаных и глинистых прослоев общей мощностью до 39 м. Средняя эффективная мощность 11 м. Пористость песчаных коллекторов составляет 20%, проницаемость в среднем — 300 мдарси. Нефтеносность VIII пласта впервые была установлена в СКВ. I, при испытании которой получен приток нефти с дебитом 12 т/сутки (через 6-миллиметровый штуцер). Пластовое давление в залежи 125,2 кгс/см2, начальный газовый фактор 30—40 м3/т. Нефть тяжелая (плотность 973 кг/м3), слабопарафинистая (1,8%), бессернистая. Высота нефтяной залежи 110 м.
Нефтяная залежь VII горизонта (V—VII пласты) залегает на глубине 1197—1240 м. Горизонт является самым мощным (до 60 м) в разрезе и состоит из трех песчаных пластов. Эффективная их мощность колеблется от 3 до 53 м. Пористость составляет 18— 22%, проницаемость — до 400 мдарси. Продуктивность VII горизонта была впервые доказана в скв. 32, в которой получен фонтан нефти с дебитом 98 т/сутки (через 10-миллиметровый штуцер). Начальное пластовое давление в залежи составляло 113,8 кгс/см2, начальный газовый фактор — 40 м3/т. Плотность нефти 923,9 кг/м3, содержание серы 0,2, парафина 0,6%. Высота нефтяной залежи 70 м.
Нефтяная залежь III пласта вскрыта на глубине 1032—1098 м. Литологически пласт мощностью 30 м представлен двумя песчаными слоями, разделенными глинистым пропластком. Продуктивной является верхняя часть пласта эффективной мощностью 12,0— 22,4 м. Средняя пористость песчаных прослоев достигает 33%, проницаемость — от 240 до 249 мдарси. В своде структуры были получены фонтанные притоки безводной нефти. Начальное пластовое давление 109 кгс/см2. Нефть тяжелая (плотность 942 кг/м3), малосернистая (0,25%), малопарафинистая (0,4%). Высота нефтяной залежи 45 м. Из этого же пласта в южном тектоническом блоке при испытании скв. 7 получен фонтан газа с суточным дебитом 59,2 тыс. м3 (через 6-миллиметровый штуцер). Газовая залежь по своим размерам небольшая. Газ преимущественно метановый (до 98%). Залежь пластовая, тектонически экранированная (на периклинали). Все остальные залежи пластовые сводовые, разбитые разрывами. Залежи XI, XII и III пластов подстилаются подошвенными водами.
Пластовые воды Западно-Сабинского месторождения относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу. Они практически бессульфатные, слабощелочные, с минерализацией от 0,6 (III пласт) до 6 г/л (XXIII).
Дальнейшие поиски залежей нефти и газа следует ориентировать на нижележащие горизонты дагинской свиты, нефтегазоносность которой доказана на соседней Сабинской площади.
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: Мортымья-Тетеревское