Дагинский район расположен в юго-восточной части Северного Сахалина и тектонически представляет собой восточное крыло Дагинского поднятия. Выявленные месторождения приурочены к дагинскому среднемиоценовому складчато-блоковому комплексу, перекрытому нижнекобыкайскими плиоцен-верхнемиоценовыми отложениями. Последнее десятилетие месторождения района (Монги, Нижние Даги, им. Мирзоева и др.) дают более половины нефти и газа, добываемых ПО Сахалинморнефтегаз, что определяет повышенный интерес к строению их природных резервуаров.

Детальное изучение литолого-физических свойств (ЛФС) продуктивных горизонтов месторождения Монги по данным исследования керна позволило выявить их трехслоевое строение со ступенчато-образным улучшением коллекторских свойств от подошвы к кровле. Наличие естественных природных границ, связанных со скачками ЛФС, а не глинистыми разделами – основное отличие терригенных природных резервуаров данного месторождения. Обычно в разрезе горизонтов наблюдаются три слоя, представленных (от подошвы к кровле) следующими естественными ассоциациями близких по гранулометрическому составу и физическим свойствам литологических разностей пород (литотипами пород).

Подошвенный слой (III литотип) образован за счет чередования алевролито-песчаников с песчано-глинистыми и глинисто-песчаными алевролитами; II литотип состоит из алевролитово-песчаников и мелкозернистых алеврито-глинистых песчаников; I литотип (кровельная часть горизонта) сложен мелко-, среднезернистыми алевритоглинистыми песчаниками и чистыми песчаниками.

Изменение литологического состава при переходе от слоя к слою (от III литотипа ко II и далее к I) приводит к скачкообразному увеличению медианного размера зерен примерно в 1,5 раза (табл. 1). Из показателей, характеризующих фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) литотипов, наиболее контрастна проницаемость, значения которой для смежных I и II литотипов отличаются в 5–15 раз, а для II и III – в 2–6 раз. Содержание остаточной воды при переходе от I литотипа к последующим возрастает примерно в 1,5 раза. По величине эффективной пористости, отражающей полезную емкость порового пространства, смежные литотипы различаются на 20–30 %. В наименьшей степени различаются литотипы по открытой пористости. Однако, в конкретных горизонтопересечениях, разность средних оценок может составлять до 3 %.

Учитывая изменение главного литологического показателя (увеличение медианного размера зерен в направлении от подошвы к кровле), подавляющее большинство горизонтов классифицируется по Ю. Н. Карогодину (1980) как одно-пластовые трехслоевые регрессивные циклиты (рециклиты). Встречается также двухслоевая картина строения (неполный или усеченный цикл) горизонта (при отсутствии I литотипа) и однослоевая – когда пласт (горизонт) представлен одним из литотипов (I или III).

Контрастность, выявленных слоев по ФЕС вызвала необходимость их распознавания по данным ГИС в неохарактеризованных керном интервалах разреза и последующего учета неоднородности при подсчете запасов, проектировании и анализе разработки. Методические аспекты решения указанных задач реализованы на материалах месторождения Монги [2–5], наиболее полно охарактеризованное керном и другими видами исследований. Изучение природных резервуаров других месторождений Дагинского района (Усть-Томи, Нижние Даги, им. Мирзоева) позволило выявить широкое распространение описанной схемы строения горизонтов (пластов). Однако картина чередования пластов и слоев оказалась более сложной, чем в разрезе горизонтов месторождения Монги. Особенно это характерно для средней и нижней частей разреза дагинских отложений. Так, на месторождении им. Мирзоева горизонты XIV–XVII имеют двухпластовое строение, а XIX, XX и XXIII – трехпластовое. Следует также отметить, что если в разных частях площади месторождения Монги картина строения горизонтов остается практически неизменной, то в пределах месторождения им. Мирзоева лишь часть пластов (VIII₂, IX, XII, XIV₂, XVI₂^a, XVIII, XIX₁ и XIX₂) сохраняет свою структуру постоянной. Характер перехода смежных литотипов друг в друга по площади этого месторождения показан на примере VIII–XI горизонтов (рис. 1). Здесь же приведены средние оценки значений фильтрационных (в знаменателе) и емкостных (в числителе) параметров, характеризующих коллекторские свойства слоев, представленных определенным литотипом породы.

Сравнение ЛФС литотипов пород месторождений Дагинского района проведено для групп горизонтов (см. табл. 1), что позволяет при достаточном этаже продуктивности рассмотреть вопрос об изменении свойств литотипов с глубиной. По литологическому составу породы I литотипа месторождения им. Мирзоева содержат большее количество (около 60 %) чистых песчаников, что отражается в величине медианного размера зерен, но практически не сказывается на ФЕС. Изменение соотношения литологических разностей в составе того или иного литологического типа для разных групп горизонтов и месторождений существенно не отражается на оценках пористости и проницаемости. Судя по данным, относящимся к месторождению им. Мирзоева, большее влияние оказывает глубина залегания пород. Причем, более чувствительны к этому фактору породы III литотипа, менее – II. Влияние глубины на породы I литотипа заметно только в нижней группе (XXIII–XXV) горизонтов. Более наглядно изменение фильтрационных свойств литотипов от глубины залегания представлено на рис. 2. При проведении линий корреляции для соответствующих литотипов учитывался наиболее вероятный размер зерен: для I литотипа 0,20 мм, II – 0,10 мм, III – 0,06 мм. Граница распространения нефтенасыщенных коллекторов (нижний предел 8*10^-3 мкм²) с учетом полученных зависимостей составляет для пород III литотипа 3,5 км, II литотипа – около 4,2 км. Газонасыщенные породы III литотипа сохраняют свои коллекторские свойства (нижний предел 2,5*10^-3 мкм²) до глубины 4 км, II литотипа– около 5 км. В верхней части разреза месторождения им. Мирзоева ФЕС 'пород III литотипа незначительно превышает уровень нижнего предела для нефтенасыщенных пород, и запасы, содержащиеся в них, можно рассматривать как забалансовые. В большинстве разрезов средней (XIII–XX горизонты) и во всех горизонтах нижней части продуктивной толщи породы III литотипа – неколлекторы для нефти. Фильтрационные свойства пород II литотипа выше уровня нижнего предела для нефти в 2–5 раз. Опыт разработки нефтяных залежей месторождения Монги показал, что выработка запасов происходит преимущественно по верхним высокопроницаемым слоям, представленным I и II литотипами [3]. Породы III литотипа указанного месторождения близки по ФЕС II литотипу месторождения им. Мирзоева (см. табл. 1). Поэтому при наличии в пласте последнего месторождения нормальной последовательности слоев (схема III–II–I) процесс вытеснения нефти водой будет проходить только по I литотипу. Разработка II литотипа в горизонтах верхней и средней частей разреза (при схеме III–II или ацикличном строении) возможна, по-видимому, только на режиме растворенного газа и при высокой плотности сетки скважин. Выводы из представленной на рис. 2 зависимости проницаемости литотипов пород от глубины залегания подтверждаются данными по наиболее глубоким скважинам, вскрывшим продуктивные дагинские отложения на месторождении Усть-Эвай. Результаты исследования керна, поднятого с глубин около 5 км (глубина максимального погружения близка 6 км), свидетельствуют, что подвижные флюиды содержат только самые чистые крупнозернистые разности песчаников I литотипа. Более мелкозернистые породы II и III литотипов – неколлекторы даже для газа.

Изучение информативности промыслово-геофизических параметров с точки зрения расчленения пород на литотипы позволило остановиться на относительном разностном параметре естественной радиоактивности DIg и удельном сопротивлении нефтегазонасыщенных пород rнг [2]. Значения DIg (табл. 2), связанные с содержанием глинисто-алевритовой компоненты гранулометрического состава пород, близки для разных месторождений. Снижение rнг и связанного с ним параметра насыщения Рн литотипов при увеличении глубины залегания в ряду Монги – Нижние Даги – им. Мирзоева связано с ростом содержания остаточной воды (из-за уменьшения размера поровых каналов). Таким образом, геофизическая характеристика литотипов отражает относительную стабильность их литологического состава и ухудшение коллекторских свойств с увеличением глубины залегания. Приведенные оценки граничных значений параметров (см. табл. 2) использовались при выделении литотипов в неохарактеризованных керном интервалах разреза. Последнее позволило учесть выявленную неоднородность строения продуктивных горизонтов месторождений Монги и им. Мирзоева при обосновании ФЕС пород к подсчету запасов и проектированию разработки [4, 5], а также получить графическую основу для анализа разработки нефтяных залежей.

1. Коблов Э. Г., Буценко Р. Л. Оценка мощности эродированных отложений по физическим и упругим свойствам пород. // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Дальнего Востока. Владивосток: ДВО АН СССР.– 1989.– С. 49–65.
2. Тюрин С. Л. О возможности выделения литотипов коллекторов методами промысловой геофизики // ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз.– М., 1982.– Вып. 11.– С. 13–15.
3. Тюрин С. Л., Шумилин Е. В. Учет моделей природных резервуаров при проектировании и анализе разработки нефтяных залежей (на примере месторождения Монги) // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Дальнего Востока.– Владивосток: ДВО АН СССР.– 1989.– С. 197– 206.
4. Тюрин С. Л. Способ учета слоистого строения продуктивных горизонтов при обосновании фильтрационных свойств залежей // ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. нефтегаз. геол. и геофиз.– М., 1991.– Вып. 11.– С. 13–14.
5. Шумилин Е. В., Тюрин С. Л. Обоснование коллекторских свойств сложнопостроенных терригенных природных резервуаров // Геология нефти и газа.– 1985.– № 5.– С. 28–31.

Three-layer structure with stepped improving of reservoir features from bottom to top is revealed for productive horizont of Dagin region fields on the base of detailed study of litho-phisical characteristics of core. Practice showed the necessity to take into consideration the accepted model of natural reservoirs structure for counting of reserves, projecting and analysis of extraction. Comparative characteristic of layers, picked out at fields sections, and some regularities of their features chage are shown.

1–3 – характер насыщения: 1 – газ, 2 – нефть, 3 – вода; 4 – границы: а – литотипов, б – горизонтов; 5 – глинистые разделы: а – между горизонтами, б – между пластами, в – внутри пластов; 6–9 – кривые методов ГИС: 6 – A0,5M8N, 7 – A4M0.5N, 8 – СП, 9 – ГМ

1–3 – породы I, II, и III литотипов; 4, 5 – нижние пределы нефте- (4) и газонасыщенных (5) пород