Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Тема: Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское

Содержание

 

Введение

1. Общая часть

1.1 Краткий географо-экономический очерк района работ

1.2 Обзор геолого-геофизической изученности района работ

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

2.2 Тектоника

2.3 Нефтегазоносность

2.3.1 Физико-литологическая характеристика

2.3.2 Физико-химическая характеристика нефти

2.4 Гидрогеология

3. Методическая часть

3.1 Сейсморазведка

3.1.1 Сейсмологические условия

3.1.2 Интерпретация сейсмических материалов

3.2 Геофизические исследования скважин

3.3 Методика поисково-разведочных работ на шельфе Сахалина

3.4 Обоснование размещения поисковых скважин

3.5 Организация и проведение буровых работ. Общие сведения

3.6 Обоснование максимального значения зенитного угла

3.7 Обоснование выбора конструкции скважин на Пильтун-Астохском месторождении

3.8 Буровой раствор

3.9 Обоснование видов и способов бурения

3.10 Организация буровых работ

4. Охрана окружающей среды

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение, расположено на шельфе Северо-Восточного Сахалина, было открыто в 1986 году в результате бурения и опробования поисковой скважины № 1. Залежи нефти, газа и конденсата были выявлены в песчано-алевролитовых пластах-коллекторах нижненутовского подгоризонта на глубинах 1300-2500 м. Залежи контролируются крупной мегантиклинальной складкой одноименного названия открытой рекогносцировочными (1970) и подготовленной к бурению детальными сейсмическими исследованиями (1982) (рис.1).

Бурение поисковых и разведочных скважин производилось в течение пятилетнего периода (с 1988 по 1993 год). На месторождении были пробурены три поисковые и 11 разведочных скважин общим объемом 33773 м. В результате буровых работ были изучены особенности геологического строения, открыты залежи нефти, газа и конденсата, отобраны пробы флюидов и образцы керна. Кроме того, выполнены повторные детальные (сейсмические) МОГТ (1991 г.). На основании проведенных геолого-геофизических работ и лабораторных исследований керна, нефтей, газов и конденсатов, обобщен материал по геолого-геофизической информации. Необходимость проведения геологоразведочных работ обусловлены тем, что подготавливаются запасы по сырьевой базе для развития нефтегазодобывающей промышленности на шельфе Северо-восточного Сахалина. Ранее (1977 - 1982) были открыты и подсчитаны запасы по Одоптинскому и Чайвинскому морским месторождениям. В 1990 году утверждены запасы углеводородов по Лунскому морскому месторождению.

Месторождение Пильтун-Астохское расположено в непосредственной близости от острова Сахалин (15-20 км), на глубинах моря 24-48 м содержит крупные по запасам залежи нефти, газа и конденсата.

месторождение сейсмический бурение скважина

Темой дипломной работы является: "Геологическое строение, перспективы газоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское".

В период подготовки мною самостоятельно построены: сводный геолого-геофизический, продольный геологический разрезы. Геологический разрез продуктивной части через скважину 13,14, структурная карга по кровле XXI продуктивного пласта и карта эффективных и нефтенасыщенных толщин XXI продуктивного пласта.

1. Общая часть

1.1 Краткий географо-экономический очерк района работ

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на Северо-Восточном шельфе Сахалина, на широте южного окончания Пильтунского залива, на расстоянии 15-20 км от береговой линии (Приложение 1).

В административном отношении данный участок шельфа входит в состав Охинского и Ногликского районов Сахалинской области. Ближайшим населенным пунктом на сопряженной суше является г. Оха, расположенная в 90 км к северу.

Транспортировка грузов возможна морским путем из порта Москальво. расположенною на расстоянии около 280 км на севере острова в заливе Байкал, или из портов Холмск, Корсаков и Поронайск, находящихся в южной части острова, а также вертолетами из аэропорта города Охи. На сопредельной суше транспортировка грузов осуществляется по узкоколейной (750 мм) железной дороге и грунтовой автодороге, соединяющей город Оху с поселком Ноглики (рис.).

Температурный режим в районе месторождения и сопредельной суши летом в значительной мере обусловлен влиянием холодного Восточно-Сахалинского течения направленного с севера на юг вдоль восточного берега со скоростью 10-20 см/сек, в зимнее время - вторжением континентального воздуха. Наиболее низкие температуры воздуха наблюдаются в январе месяце - в среднем 20-22°. Абсолютный годовой минимум - 42-44°С. Наиболее высокие температуры воздуха характерны для августа-+13° С. Количество осадков в холодный период не превышает 200 мм, в теплый период - 350-400 мм, а годовой объем осадков оценивается в 500-550 мм. Высота снежного покрова на сопредельной суше составляет 40-50 см, его устойчивое образование происходит в первой декаде ноября, а разрушение в третьей декаде мая.

Речная сеть на сопредельной суше представлена реками Пильтун, Паромай, Кыдыланьи - впадающими в залив Пильтун. Температура воды (на поверхности моря) составляет 10-11°, в феврале 0-1°.

Характер приливов неправильный, суточный с максимальной высотой 2,1 м. Шельф Охотского моря в пределах месторождения представляет собой плоскую равнину современной абразивно-аккумулятивной отмели. Глубина моря плавно изменяется от 0 до 30 м. Рельеф дна слегка волнистый, с пологим уклоном (i = 0,003).

Инженерно-геологические условия Пильтун-Астохского месторождения характеризуются как сложные, ввиду наличия погребенных палеодолин, сложного строения металогических комплексов, довольно высокий сейсмоопасностъю и активного проявления мезодинамических процессов. Акватория месторождения находится в зоне транзита осадочного материала. На дне выявлены подводные гряды с подвижными мезоформами рельефа дна - песчаными валами амплитудой 1-4 м.

Ледовый режим в районе месторождения сложный. Вдоль береговой линии образуется ледяной припай, в пределах которого часто происходит торошение льда высотой до 5-6 м.

Дрейфующий лед мощностью 1,5-2 м образует отрывные поля, перемещающиеся вдоль берега острова с севера на юг со скоростью 0,1-1,67 м/сек, что препятствует бурению скважин с ПБУ в зимнее время (в течение 6-6,5 месяцев) и создает опасность для стационарных платформ.

1.2 Обзор геолого-геофизической изученности района работ

Пильтун-Астохская структура выявлена сейсмическими работами масштаба 1: 100000, в результате которых были изучены основные черты строения полевых геофизических работ (1975, 1976), было уточнено строение данной складки, ее соотношение с южным куполом Одоптинской структуры. В 1976 году, в результате поисковых геофизических работ НИС "Орион Арктик", детализировано строение Пильтунской, Южно-Пильтунской и Ас-тохской структур. В 1983 году Пильтунская АТЗ была принята в фонд подготовленных объектов. В 1986 году на Астохском брахикуполе пробурена поисковая скважина № 1, являющаяся первооткрывательницей залежей в отложениях нижненутовского подгоризонта, и разведочная скважина № 2 на северной переклинали структуры, позволяющая установить границы залежей на Астохском участке. В 1987 году поисково-разведочное бурение на месторождении было значительно интенсифицировано. В общей сложности было пробурено 5 скважин. Две из них - поисковые № 5 и № 6 - явились первооткрывательницами залежей на Пильтунском и Южно-Пильтунском сводах. В результате бурения разведочной скважиной № 7 выявлено наличие дизъюнктивно ограниченных залежей в пределах блока II Пильтунского свода. Разведочные скважины № 3 и № 4, пробуренные в пределах Астохской структуры, позволили установить особенности строения пластов-коллекторов и залежей нефти и таза в пределах юго-восточной части структуры и в зоне сочленения Астохской и Южно-Пильтунской антиклиналей.

В 1987 году на месторождении пробурены две разведочные скважины - 8 в сводовой части Пильтунского свода и 10 на южной переклинали Южно-Пильтунской структуры. Скважина № 8 подтвердила наличие газовых шапок в своде Пильтунской антиклинали. Скважина № 10 позволила установить наличие единых залежей, распространяющихся в пределах Южно-Пильтунского и Астохского сводов. Продолжая разведку залежей в пределах западною и восточного крыльев Южно-Пильтунского и западного крыла Пильтунского сводов, разведочной скважиной № 12 подтверждено наличие нефтяных оторочек ряда залежей, скважина № 9 вскрыла продуктивный разрез в неблагоприятных фациальных условиях, позволив установить границы замещения пластов-коллекторов.

В 1990 году на месторождении были пробурены скважина № 11 в седловине между Пильтунским и Южно-Пильтунским куполом и скважина № 14 на западном крыле северной переклинали Пильтунского свода. По результатам их бурения выявлено наличие сбросов 1 и 3, ограничивающих залежи Пильтунского свода от залежей Южно-Одоптинского и залежей, разделенных нарушением между Пильтунской и Южно-Пильтунской структурами.

Итак, в пределах Пильтун-Астохского месторождения в результате поисково-разведочного бурения, проведенного в 1986-1990 гг. было выделено три участка: Пильтунский, Астохский и Южно-Пильтунский. Исходя из полученных результатов, на месторождении планируется бурение разведочных скважин для получения геолого-геофизической информации, необходимой для обоснования параметров к подсчету запасов нефти, газа и конденсата.

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

В пределах изучаемой бурением площади вскрыто 2800 м нормального разреза неогенового возраста, который подразделяется на миоцен-плиоценовые отложения, представленные нутовской свитой.

Кроме того, в строении Пильтун-Астохского месторождения подчиненную роль играют и четвертичные отложения мощностью до 30 м. Последние представлены здесь постплиоценовыми и современными осадками (Приложение 2).

Нутовская свита - N_1-2 nt

Вскрытая мощность нутовской свиты равна около 2800 м, отложения представлены толщей морских терригенных осадков. Отложения нутовской свиты представлены глинисто-песчаными породами. В свите выделены два подгоризонта (снизу - вверх): нижненутовский и верхненутовский. Нижненутовский подгоризонт выделен в пределах пластов VIII-XXV.

Пласты сложены песчаниками, уплотненными глинистыми песчаниками, крупнозернистыми и разнозернистыми слабо сцементированными алевролитами. Песчаники и алевролиты части содержат линзы и прослои глины. Слоистость горизонтальная линзовидная, изредка отмечаются элементы косой слоистости. Идет чередование сложно построенных пластов - коллекторов и алеврито-глинистых разделов. Алеврито-глинистые разделы представлены глинами темно-серыми, пластичными и уплотненными. Встречаются прослои пород с кальцитовым цементом. Песчаники светло-серые, рыхлые, слабо сцементированные мощностью до 30-40 метров.

Нижненутовский подгоризонт (верхний миоцен) - N₁ nt

Подгоризонт содержит открытые залежи нефти, газа - вскрыт всеми скважинами. Изменение общей мощности пластов подчиняется региональным закономерностям, эффективная мощность пласта колеблется от 2 до 14м при общей средней мощности 40-52 м.

Весь объем нижненутовских пород отнесен к глинисто-алеврито-песчаной пачке. В основании пачки преобладают алеврито-глинистые породы. Глинистые отложения здесь составляют до 60% разреза.

В отложениях этой части разреза установлен комплекс микрофауны, состоящей преимущественно из фораминифер с агглютимированной раковиной. Пласты сложены мелкозернистыми песчаниками, алевролито-песчаными и глинисто-алевролитовыми породами. Раздел между пластами представлен темно-серой оскольчатой, местами песчанистой глиной мощностью 50-60 м.

Верхненутовский подгоризонт (плиоцен) - N₂ nt

Отложения подгоризонта содержат (снизу - вверх) песчано-алевритовые пласты I - VIII, О-Л, а также нерасчлененную толщу преимущественно глинисто-алевритовых пород мощностью до 700 м. В разрезе прослеживаются 3 литологические пачки: алеврито-глинистая - глины темно-серые пластичные, алевритовые и алевритистые.

Алевролиты серые, рыхлые и уплотненные. Песчаники светло-серые, рыхлые, слабо сцементированные. Глинисто-диатомовая пачка - глины, диатомовые глины с прослоями алевролитов. Глины темно-серые, пластичные, содержат панцири диатомовых водорослей (до 20 - 50%). Грубо-обломочная - пески серые, разнозернистые, гравийно-галечные, рыхлые. Вскрытая мощность отложений подгоризонта - 1500 м.

Четвертичные отложения

В геологическом строении существенную роль не играют, они завершают геологический разрез, залегают от дна моря на глубину до 30 м. Распространены на шельфе сплошным чехлом, от галечникового и гравийного грунта до мелких песков.

2.2 Тектоника

Пильтун-Астохская мегантиклинальная складка входит в Одоп-тинскую антиклинальную зону, которая протягивается вдоль шельфа Северо-Восточного Сахалина (по азимуту северо-запад 345°) на расстоянии около 140 км (при ширине зоны 14 км). В общем тектоническом плане рассматриваемая зона относится к Шмидтовскому антиклинорию включенного, в свою очередь, в Сахалинский мегантиклинорий (рис.2).

Одоптинская антиклинальная зона на западе сопряжена с Пильтунским синклинальным прогибом. В южной части она через небольшой синклинальный прогиб граничит с Чайвинской антиклинальной складкой, а затем с крупным Чайвинским синклинальным прогибом. В этих прогибах мощность осадочного чехла достигает 9 км. На востоке Одоптинская антиклинальная зона через неглубокий синклинальный прогиб сопряжена с Восточно-Одоптинской антиклинальной зоной, ориентированной в субмеридиональном направлении.

В структурном отношении Одоптинская антиклинальная зона подразделяется на три мегантиклинальные складки (с севера на юг): Одоптинскую, Пильтун-Астохскую и Аркутун-Дагинскую). Каждая из мегантиклиналей, в свою очередь, состоит из нескольких локальных антиклинальных складок. Так, Одоптинская мегантиклиналь подразделяется на три брахиантиклиналь-ные структуры (Северо-Одоптинскую, Центрально-Одоптинскую и Южно-Одоптинскую) и один "структурный нос" - Одопту-суша.

Пильтун-Астохская мегантиклиналь объединяет три антиклинали. Пильтунскую, Южно-Пильтунскую и Астохскую. В составе Apкутун-Дагинской мегантиклинали открыты сейсморазведкой три антиклинальные складки: Аркутунская, Дагинская, Айяшская.

Пильтун-Астохская мегантиклинальная складка расположена в центральной части Одоптинской антиклинальной зоны. Для зоны характерна умеренная нарушенностъ разрывами (по глубоким горизонтам), ассиметрическое строение зоны (с крутым западным - 10-15°), пологим восточным крыльями - 8-10°), субмеридиональная ориентировка осей локальных складок, наличие нефтяных и газовых залежей в отложениях нижненутовского горизонта.

Структурный план зоны по нижним горизонтам осадочного чехла изучен по материалам сейсморазведки, а по верхним горизонталям - по данным сейсморазведки и глубокого бурения.

Свод Пильтунской складки по всем продуктивным пластам сохраняется на одном месте в районе скважины № 8.

Южная часть складки отделена от свода (от блока I) разрывом типа взброса-сдвига. Этот разрыв установлен по материалам детальных сейсмических работ и подтверждается различными высотными отметками контактов залежей в смежных тектонических блоках I-II. По структурным построениям и сейсмическим данным плоскость сместителя (разрыва 2) ориентирована по азимуту северо-восток 30°. Разрыв относится к типу взбросо-сдвигов. Вертикальная амплитуда смещения (по отношению к блоку I) происходила к востоку и оценивается величиной до 2-2,5 км. Тектонический блок II в структурном отношении представляет собой южный переклинальный блок Пильтунской брахи-антиклинали, отделенной от сводовой части складки (от тектонического блока I) разрывным нарушением типа взброса-сдвига. Наличие у разрыва сдвиговых перемещений привело к изменению амплитуды разрыва по простиранию смесителя до 80 м (вблизи оси) до 10 м (на восточном крыле складки). Размеры тектонического блока I, ограниченного разрывами 1 и 2, составляет 7,5 x 6 км, амплитуда складки равна 40 м.

Размеры тектонического блока II равны 7,2 x 5 км. На юге за границу блока II принят разрыв 3 (типа сброса-сдвига), разделяющий залежи углеводородов Пильтунской и Южно-Пильтунской антиклиналей. Амплитуда вертикального смещения составляет около 1 км.

На некоторых структурных картах Южно-Пильтунская складка имеет небольшое северное замыкание. Наличие разрыва фиксируется по различию высотных отметок контактов залежей в смежных блоках (в блоке II Пильтунской и на Южно-Пильтунской антиклинали (по кровле ХХI₁ пласта, по стратоизогипсе 1950 м) составляют 14,0 x 10,5 км, амплитуда структуры (по отношению к "седлу" с Астохской антиклинальной складкой) достигает 230 м. Углы падения пород на западном крыле равны 5-6°, на восточном - 3-4° (рис.3).

Северное переклинальное замыкание складки выражено неотчетливо. Залежи контролируются структурной ловушкой и разрывным нарушением 3, ориентированном в северо-восточном направлении. Астохская брахиантиклинальная складка кулисно сочленяется через "седло" с переклиналью Южно-Пильтунской структуры. Размеры складки (по кровле XXI₁ пласта) равны 13,5 x 5,5 км, амплитуда ее (по отношению к "седлу" с Южно-Пильтунской) равна около 50 м. Ось складки ориентирована по азимуту с-з 330°. Углы падения пород 3-4°. Разрывные нарушения отсутствуют (рис.3).

2.3 Нефтегазоносность

Залежи нефти, газа и конденсата на площади Пильтун-Астох залегают в песчаных пластах и песчано-алевритовых пластах-коллекторах нижненутовского подгоризонта (верхний миоцен) на глубинах 1400 - 2400 м. В структурном отношении залежи углеводородов контролируются мегантиклиналью, включающей три брахиструктуры: Пильтунскую, Южно-Пильтунскую, Астохскую.

Геологическое строение месторождения осложняется как наличием литологических замещений или тектонических свойств продуктивных пластов. Залежи нефти и газа относятся к классу структурных, к группе антиклинальных и куполовидных структур; подгруппе сводовых, пересеченных или экранируемых разрывными нарушениями и зонами литологического замещения или выклинивания пород коллекторов.

Месторождение относится к многопластовым, гак как в разрезе установлено опробованием и прогнозируется по ГИС 15 продуктивных пластов, содержащих залежи нефти, газа и конденсата (прил.). Залежи подразделяются на:

) нефтяные (Н);

) газовые (Г): 3) газоконденсатные (ГК);

) нефтегазоконденсатные (НГК);

) газоконденсатнонефтяные (ГКН) (табл.1).

В нефтегазоконденсатных (НГК) залежах газовая шапка превышает по объему нефтяную оторочку, а в газоконденсатнонефтяных (ГКН) залежах (т.е. в нефтяных с газоконденсатной шапкой) основная по объему часть залежи нефтяная. Нефтяные (Н) залежи содержат только нефть с растворенным газом. Разделение залежей на газовые (Г) и газоконденсатные (ГК) произведено по содержанию в газе конденсата. Газовые залежи содержат незначительное количество конденсата (< 10 см³/м³). При разработке газоконденсатных залежей и шапок (в результате снижения давления) из добываемого пластового газа выделяется конденсат. Содержание его в залежах Пильтун-Астоха колеблется от 55 г/м³ (XII пласт) до (XXV) - 190 г/м³.

Залежи размещены по участкам следующим образом:

Пильтунский участок - 21 залежь.

а блок - одна газоконденсатная (ГК) - пласт XIX₁;

I блок - 12 залежей: 3 газовые (Г) - пласт XII, XIII - XIV, XVI-XVII; 4 нефтегазоконденсатные (НГК) - пласт XVII, ХХ1₁ ХХ1₂, ХХ1₃; 5 газоконденсатнонефтяных (ГКН) - пласт ХХ₁, XXII_1-2, XXII₃, XXIII, XXIV₂.

II блок - 8 залежей: 1 газовая (Г) - пласт XII; 3 газоконденсатные (ГК) - пласт XVIII, XXII_1-2, XXIII; 2 нефтегазоконденсатные (НГК) - пласт XXI₁ ХХ1₃; 4 газоконденсатнонефтяные (ГКН) - пласт ХIХ₁, XXI, ХХ1₂, ХХ1₃.

Астохский участок - 4 залежи, в том числе нефтяная (Н) - пласт XXI₁; 2 газоконденсатные (ГК) - пласты XXIV₁, XXV; 1 нефтегазоконденсатная (НГК) - пласт XXIII (рис.4).

По площади продуктивности, ограниченной внешними контурами нефте - или газоносности, залежи разделены на малые (до 10 км²) - 5 залежей; средние (от 10 до 50 км²) - 24 залежи; большие (50 км²) - 6 залежей. Залежи по дебиту до 25 т х м³/сут.; малодебитные - газовые от 25 до 100 тыс. х м³/сут; среднедебитные - нефтяные залежи по дебиту от 7 до 25 т/сут., газовые от 100 до 500 тыс. х м³/сут.; высокодебитные - нефтяные от 25 до 200 т/сут., газовые залежи по дебиту от 500 до 1000 тыс. х м³/сут.

По величине начальных пластовых давлений (МПа) преобладают залежи с высоким давлением от 13 МПа (XII пласт) до 23 МПа (XXV пласт).

Определение абсолютных отметок водонефтяных (ВНК), газоводяных (ГВК) и газонефтяных (ГНК) контактов проводилось по результатам опробования скважин и данным ГИС, Для большинства залежей при опробовании скважин были установлены в скважинах нижние границы газоносносности (НГГ.) или же нижние границы нефтеносности (НГН), проведенные по абсолютным отметкам нижних отверстий перфорации с учетом границ продуктивных (по ГИС) прослоев (рис.6).

 

2.3.1 Физико-литологическая характеристика

Лабораторные исследования образцов керна включали петрографическое изучение шлифов, шестифракционный ситовый гранулометрический анализ, определение минерального состава пелитовой фракции рентгеноструктурным и термическим методами, определение карбонатности весовым методом, определение общей (способ Мильчера) и открытой (способ Преображенского) пористости, определение водонефтенасыщенности. Текстуры пород изучались в пришлифовках. Применялись программы расчета петрофизических параметров керна (название породы, пористость насыщения, удельный вес скелета породы, полная пористость, проницаемость, определение медианного размера и отсортированноести, расчет характеристик порового пространства). Сходимость результатов определения пористости и проницаемости по керну и ГИС хорошая.

Пласт XXI_1-2 наиболее полно охарактеризованы литологическим материалом (рис.5).

Пласт XXI₁ изучен в большинстве скважин и имеет одинаковое строение. Два проницаемых слоя разделены мощным прослоем алеврито-глин или глинистых алевролитов. Мощность верхнего проницаемого слоя 0,5-2 м, нижнего - 5-8 м. В скважине № 8 развиты песчаники, переслаивающие вверх по разрезу в алеврито-песчаники и далее в плохо отсортированные песчано-алеврито-глинистые породы. В песчаниках наблюдается проницаемый прослой известкового песчаника. Песчаники мелкозернистые, содержат неясно выраженные линзы и прослои глины, гальки, аргиллитов и кварца. Общее количество глинистого материала составляет 12-15%, распределен он неравномерно. Открытая пористость пород составляет 23-27%, проницаемость 44-98 х 10^-3 мкм² - была охарактеризована нижняя часть пласта.

В скважине № 11 в подошвенной части развиты алеврито-глины с открытой пористостью 20-21%. Основная часть пласта в изученных интервалах представлена песчаниками, содержащими линзы и тонкие миллиметровые прослои глины (пятнистый коллектор). Песчаники мелкозернистые (медианный размер зерен 0,1-0,11 мм) с количеством глинистого цемента 14,5%, с открытой пористостью от 24 до 25% и проницаемостью 27-53 х 10^-3 мкм². Минимальный состав глинистой фракции монтмориллонитовый.

В скважине № 1 (рис.6) вся изученная часть пласта представлена мелкозернистыми песчаниками с медианным размером зерен 0,1-0,12 мм, в единичных прослоях 0,13-0,14 мм, иногда переходящими в алеврито-песчаники (медианный размер зерен 0,08-0,09 мм). Количество глинистого цемента в песчаниках колеблется от 10,6 до 18,3%, в нижних частях до 22%. Открытая пористость в песчаниках колеблется от 21,3 до 30,5%, проницаемость от 20,5 до 42,3 х 10^-3 мкм², в единичных образцах - 75,3-90,0 х 10^-3 мкм². Алеврито-песчаники обладают глинистостью 19,2-23%, пористостью 21,4-26,4%, проницаемостью 7,1-41 х 10^-3 мкм².

 

2.3.2 Физико-химическая характеристика нефти

Физико-химические свойства нефти охарактеризованы по результатам лабораторных исследований сепарационных нефтей. Для получения пластовых показателей (объемный коэффициент, газонасыщенностъ, плотность, динамическая вязкость) проводились исследования на рекомбинированных пробах нефти, исходя из равенства величин давлений насыщения пластовым давлением (Р_нас. = Р_пл.) (рис.7).

В целом по месторождению сепарированные нефти относятся к нефтям легкой и средней плотности (от 0,824 до 0,876 г/см³), низкосернистым (от 0,11 до 0,28%), малосмолистым (содержание силикагелевых смол от 1,43 до 5,33%, асфальтенов от 0,16 до 0,75%), парафинистым и малопарафинистым (0,21 до 3,96%) с высоким выходом бензиновых фракций (от 3 до 54%).

В соответствии со свойствами сепарированных нефтей изменяются показатели пластовых нефтей (по изучению рекомбинированной пробы) плотность в среднем равна 0,721 г/см³, вязкость 0,71 мПа, газосодержание 138 м³/т, объемный коэффициент 0,851. Нефть закипает при температуре 47-90°С. в среднем содержит 66% светлых фракций, выкипающих до 300°С (по Энглерд) (рис.8,9).

Нефть по групповому составу нафтеново-метановая (нафтеновых - 30%, метановых - 43%). Содержание металлов (ванадия, никеля) невелико.

Отбор проб свободного и растворенного в нефти газов производился на устье скважины. В целом по месторождению свободные газы содержат небольшие количества неуглеводородных компонентов: углекислого газа от 0,12 до 1,06% и азота от 0,17 до 1,37%, содержат этан в концентрациях > 3%, небольшое количество балластовых газов (СО₂ и N₂), сероводород отсутствует. Содержание гелия незначительно, тысячные доли % и менее. Газы характеризуются высокой теплотворной способностью 7946-11452 ккал/нм². Состав растворенных газов зависит от фазового состояния залежей, глубины их залегания, свойств пластовой нефти и др.

Конденсаты в основном относятся к нафтеново-метановому типу, где в групповом составе бензиновой фракции (н. к. - 200°С) преобладают нафтеновые (43%) над метановыми (34%) и ароматическими (2394) углеводородами. Плотность (в среднем 0,746 г/см3) содержание парафина (0,26%) силикагелевых смол (0,16%), сера отсутствует.

2.4 Гидрогеология

В результате испытания поисковых и разведочных скважин были получены данные о подземных водах месторождения. Но вся полученная информация связана с продуктивной частью разреза, практически не изучены подземные воды верхних горизонтов.

На формирование потоков подземных вод (кроме инфильтрационного режима) существенное влияние оказывает отжимание седиментационных вод из глин, определяющее современное направление движения пластовых вод и величину их напоров. В разрезе нутовских отложений выделяются три гидрогеологических комплекса. Первый охватывает верхненутовские отложения (до пласта "о" включительно). В его пределах отмечено исключительное влияние инфильтрационного режима. Ко второму комплексу отнесены верхненутовские (I-VIII пласты) и нижненутовские (IX - XVIII пласты) отложения - третий комплекс.

Месторождение расположено в восточной субмаринной части Северного Сахалинского артезианского бассейна. Восточной границей бассейна является Восточно-Одоптинская антиклинальная зона, она достаточно удалена от региональных областей питания инфильтрационными водами (Гыргыланьинской, Оссой-Валской. Джимдан-Дагинской), где породы водоносных комплексов выходят на отметках 120 м и более. Основные области разгрузки подземных вод расположены в центральной и прибрежной частях бассейна (приразломные зоны, ослабленные участки структур). Транзитное движение инфильтрационных вод осложнено существенной тектонической нарушенностью осадочной толщи. Вместе с тем на пути движения инфильтрационного потока расположена Пильтунская синклинальная зона с мощностью осадков до 8000 м. Все это позволяет предположить, что влияние инфильтрационного водообмена в продуктивных отложениях месторождения - второстепенно. На (рис.) приведена гидродинамическая схема Одоптинской антиклинальной зоны.

Максимальная температура подземных вод на глубине 2300 м составляет 76°, геотермическая ступень 31,6-33 м/град.

В связи с ограниченным количеством качественных проб пластовой воды, гидрохимический анализ затруднен. Подземные воды изучены недостаточно, сухие остатки из пластовых вод не анализировались на содержание в них полезных ископаемых (лития, рубидия, цезия) кроме определения калия, магния и специфических компонентов: йода, брома, бора.

Воды преимущественно хлор-магниевые, гидрокарбонатно-натриевые. Пробы вод из скважин характеризуются следующими параметрами: уд. вес = 1,008; Σ₂ = 36,16; > Сl = 2,68; > СО₃ - следы; > SO₄ = 0,08; > НСО₃ = 15,3; Са = 0,09; > Mg = 0,15; > К + Na = 17,84; .

Итак, подземные воды продуктивных горизонтов мало отличаются по составу.

Все продуктивные горизонты месторождения практически приурочены к третьему комплексу.

3. Методическая часть

Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения

по данным сейсморазведки, ГИС и глубокого бурения

3.1 Сейсморазведка

В результате бурения поисковых и разведочных скважин установлено, что миоцен-плиоценовые отложения изучаемого разреза представлены толщей терригенных образований: песчаников, глин и алевролитов. Чередование относительно маломощных пластов с различными физическими характеристиками предопределяет условия формирования достаточно устойчивых сейсмических отражений различной интенсивности и протяженности. Прослеживаемость сейсмических границ в пределах структуры определяется, главным образом, литологическим составом и возрастом пород, степенью их катагенического преобразования.

 

3.1.1 Сейсмологические условия

В геологическом разрезе изучаемого района выделены отложения мезозойского "фундамента" и кайнозойского осадочного чехла. Стратиграфический разрез района и Пильтун-Астохского месторождения в целом подразделены следующим образом снизу - вверх.

мачигарский горизонт (олигоцен, мощность 50 м);

даехуринский горизонт (олигоцен, мощность 650 м);

уйнинский горизонт (нижний миоцен, мощность 120 м);

дагинский горизонт (средний - нижний миоцен, мощность 1800 м);

окобыкайский горизонт (средний миоцен, мощность 190 м);

нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен, мощность 2800 м):

четвертичные отложения (мощность 30 м).

3.1.2 Интерпретация сейсмических материалов

Интерпретация и структурные построения выполнялись практически по всем продуктивным пластам (XII-XXV), вскрытых поисково-разведочными скважинами. При визуальном анализе временных разрезов основное внимание уделялось изучению динамических характеристик отражений: изменению частоты и формы сигнала, непрерывности отражений, геометрическим элементам волновой картины. Параллельно с этим привлекались результаты скоростного, так и количественные данные динамического анализа, которые в сочетании с результатами интерпретации данных ГИС позволяли выделить более устойчивые критерии при интерпретации материалов и изучении закономерностей распределения физических характеристик пластов-коллекторов.

Использование перечисленной информации сделало возможным выделить на временных разрезах и в плане несколько градаций, связанных с литологическими изменениями пластов,

границы регионального литологического замещения;

границы литологических экранов (локальные);

границы выклинивания пластов;

границы литологических тел.

Основные черты строения изучаемого разреза отложений, закономерности трендов развития пласта позволяет разделить их на две группы, условия формирования в которых резко различны: верхняя пачка пласта - пласты ХII - ХIX₁ и нижняя пачка - пласты XXI₁ - XXV. Смена условий осадконакопления происходит по уровню XXI₁ пласта (рис.11).

Верхний интервал, включающий пачку пластов ХII - ХIX1 развит практически по всей площади (за исключением XVII₁ - XIX₁ пластов, выклинивающихся на запад). Мощность интервала относительно выдержанная, что свидетельствует о стойкости структурно-тектонической обстановки в период формирования отложений.

Характер волновой картины и результаты интервального анализа энерго-частотных характеристик сейсмических разрезов свидетельствует о фиксируемой зональности строения (литологических свойств) выделенного интервала разреза. Так, в пределах восточного крыла Пильтунской структур рассматриваемый интервал характеризуется аномальными значениями амплитуд отражений, что свидетельствует о существенной дифференциации физических характеристик разреза. Распределение энерго-частотных характеристик коррелируется с изменением интервальных скоростей - уменьшение υ_интер. соответствует увеличению амплитуд отражений.

При построении карт изохрон, карт средних скоростей, карт амплитуд и структурных карт - выбор параметров радиуса влияния, фильтрации и т.д. осуществляется путем их тестирования и сопоставления результатов построения с контрольными точками (скважинная информация).

Для Пильтун-Астохского месторождения решены структурные задачи по всем продуктивным пластам. Ниже приводится информация об особенностях геологического строения разреза отложений, изменении коллекторских свойств по XXI₁ - ХХI₁ пласту.

Горизонт XXI. Пачка песчаников XXI горизонта представляет собой один из основных объектов изучения в разрезе Одоптинской антиклинальной зоны. Наличие промышленно значимых нефтегазоконденсатных залежей, приуроченных к коллекторам этой серии пластов подтверждено поисково-разведочным бурением.

В рассматриваемый интервал включены пласты, выделенные по ГИС, с индексами XXI₁, ХХI₂, ХХI₃. В связи с выделением дополнительных прослоев, либо разграничений прежде единых пластов, для их обозначения были введены буквенные индексы А - Г (XXIa, XXI_б, XXI_в, ХХI_Д, XXI_е, XXI).

Пласт XXI₁. При общей мощности 6÷18 пласт в волновом поле временных сейсмических разрезов устойчивой фазовой характеристикой практически не выражен. В связи с этим построение карт времен и глубин выполнено с использованием соответствующих карт по кровле ХХ1₂ пласта с контролем и корреляцией по данным ГИС.

Пласт XXI₂. Является одним из основных объектов изучения. Общая мощность пласта в пределах площади работ достаточно изучена и изменяется в диапазоне от 20 до 30 м.

Пласт XXI_е. Пласт имеет локальное развитие в пределах Астохской и западного крыла Южно-Пильтунской структур. По результатам бурения и данным сейсморазведки установлено, что XXI_е пласт представляет собой совокупность сложно построенных, соединяющих между собой песчаных тел, ограниченных по простиранию в северо-западном направлении. К краям песчаного тела толщина пород-коллекторов постепенно сокращается вплоть до полного их выклинивания и замещения глинистыми отложениями. К юго-востоку зона развития ХХI_е пласта, образуя устойчивый тренд, уходит за пределы рассматриваемой площади.

Пласты ХХI_а-д. Эта группа пластов представляет заметный практический интерес в связи с высокими дебитами нефти, полученными при испытании пластов "Д" и "В" в скважине 1 и 3 (рис.12).

При рассмотрении геологической модели XXI горизонта, последовательности формирования составляющих его песчаных тел было отмечено, что пласты С, Д и А, В сформировались при различных циклах регрессии моря. При мощности около 20-25 м литологически они представлены последовательностью маломощных пропластков плохо отсортированных среднезернистых песчаников с прослоями глин.

Для всех выделенных по сейсмическим данным песчаных тел ("А", "В", "С", "Д") предлагается единый контур ВНК.

Пласт ХХI₃. Развит в пределах свода в западных крыльях Пильтунского и Южно-Пильтунского поднятий, замещаясь в восточном направлении преимущественно глинистыми разностями. Литологически пласт представлен песчаниками с тонкими (до 1,5 м) и плотными прослоями карбонатных песчаников, которые выполняют роль своеобразного репера на диаграммах ГК и АК. Средняя мощность пласта составляет около 10-15 м и имеет тенденцию к некоторому увеличению в западном направлении.

Итак, сейсмические данные указывают на существование стратиграфических несогласий и неиспытанных амплитудных аномалий в районе Пильтун-Астохского месторождения. Песчаная пачка XXIV₂ обнаружена на глубинах 2250 до 2300 м, ее продуктивная мощность составляет 8-19м, она содержит газ, конденсат, а также тонкую оторочку нефти.

Газоносные пески пачки XXX обнаружены в интервале 2475 и 2580 м. Их продуктивная зона имеет мощность 7-10 м. Сейсмическое картирование пласта XXX показывали структурное осложнение вдоль крупного структурного носа, погружающегося на глубину нескольких тысяч метров. Это возможно большая комбинированная ловушка (структурно-стратиграфическая ловушка, которая требует дальнейшего изучения).

Базовые сейсмические данные, используемые для интерпретации пластов XXIV₂ - XXX те же самые, которые были использованы при работах в вышележащем продуктивном пласте XXI. Для оконтуривания пластов XXIV₂ - XXX был проведен анализ стратиграфического интервала, содержащего оба песчаных горизонта с использованием продольных и диагональных сейсмических профилей, как мигрированных, так и немигрированных данных. Карты масштабом 1: 50000 построены по данным этих сейсмических профилей, имеющих вертикальный масштаб 1 см = 0,1 сек (преобразование кривой времени в глубину, снято по скважине № 3). Шесть последовательных сейсмических пачек выделено в пределах изучаемого временного интервала, которые согласно определению, ограничены у кровли и подошвы поверхностями несогласия. Сейсмические пачки выделялись путем трассирования обрывов линий напластования выраженных прерывом сейсмических отражений.

3.2 Геофизические исследования скважин

На месторождении был выполнен значительный объем промыслово-геофизических исследований как отечественным комплексом, так и аппаратурой "Дрессер Атлас". В скважинах с отечественным комплексом ГИС выполнены следующие виды каротажа: стандартный, БКЗ, ПС, кавернометрия, микрокавернометрия, термокаротаж, микрозондирование, микробоковой, боковой, индукционный, радиоактивный, газовый.

Комплекс ГИС, проводимый аппаратурой "Дрессер Атлас", включает следующие виды каротажей: двойной боковой каротаж (БК) зондом с большим радиусом исследования БКБ и зондом с малым радиусом исследования БКМ; боковой микрокаротаж (БМК); каротаж ПС; нейтронный каротаж (ПК); плотностной гамма-каротаж; акустический каротаж (АК); профилеметрия; гамма-каротаж (ГК).

Комплекс ГИС является достаточно информативным и в большинстве случаев позволил достаточно уверенно выделить в разрезе скважин продуктивные пласты, оценить их характер насыщения, определить коэффициенты пористости (к_п), нефтегазонасыщенности (к_{н. г.)} и эффективные толщины.

Коллекторские свойства пород изучались на образцах керна, отобранного в каждой скважине из различных пластов.

Наряду с изучением пластов-коллекторов внимание уделялось также изучению вмещающих глинистых пород. Наличие керна практически в каждой скважине из продуктивных пластов и покрышек, в большинстве случаев его 100% вынос, позволило довольно полно изучить характеристики пластов-коллекторов, установить закономерности изменения коллекторских и фильтрационных свойств, построить петрофизические зависимости для определения параметров, оценить нижние пределы пористости, глинистости.

Ниже приводятся результаты оценки продуктивности XXI пласта, обоснование абсолютных отметок разделов нефть-вода, нефть-газ, характеристика неиспытанных отложений по данным Каротажа и оценка их продуктивности.

Пласт XXI₁ в пределах месторождения содержит одну газо-конденсатную (ПС) и две нефтегазоконденсатные (НГК) залежи. Пласт сложен несколькими прослоями коллекторов, изменяющихся по мощности в связи с их выклиниванием и глинизацией. Зона глинизации пласта протягивается в субмеридиональном направлении вдоль восточного крыла структуры и оказывает существенное влияние на границы и формы залежей.

Пильтунский участок (два тектонических блока, см. раздел "Тектоника).

I блок, развита нефтегазоконденсатная залежь (НТК). Наличие газоконденсатной шапки было доказано при опробовании пласта XXI₁ (совместно с ХХI₂). Максимальный дебит нефти в скв.11 составил 636,2 м³/сут., dшт = 20,64 мм при депрессии 0,93 Мпа, в скважине 13 261,0 м³/сут. при депрессии 5,43 МПа на dшт = 16,25 МПа, а в скважине 8 (интервалы перфорации 1648-1642, 1656 0 1662) получен фонтан газа с конденсатом с максимальным дебитом газа (Qг) = 319,4 тыс. м³/сут., конденсата (Qк) = 12,0 м³/сут. при депрессии 2,59 МПа на dшт = 15,08 мм. Удельное сопротивление коллекторов, в скв.8, по результатам интерпретации диаграмм ГИС составляют 5,1÷6,2 омм, α_пс = 0,43÷0,47. Коллекторы не только по опробованию, но и по диаграммам ГИС газонасыщены.

В скважине 6 коллекторы только по материалам ГИС являются продуктивными. Опробование пласта не производилось. На замере НГК отмечается повышенными показаниями, характерными для газонасыщенных пород и соизмеримы с показаниями газоносного по опробованию ХХI₂ пласта. Пласт до подошвы газонасыщен (глубина 1736,6 м). Наличие нефтяной оторочки в залежи было установлено при опробовании пласта XXI₁ (совместно с ХХI₂) в скважине 13 (интервалы перфорации 1858-1864, 1870-1892 м). Дебит безводной нефти через штуцер диаметром 16,25 мм составил 261,0 м³/сут. ВНК по результатам опробования не установлен. Нефтегазоконденсатная залежь в блоке I на севере и восточном крыле Пильтунской структуры ограничена зоной литологического замещения (глинизация пласта). В южной части залежь ограничена разрывом 2. В указанных границах размеры залежи составляют 5,3 х 5,5 м км, общая высота залежи - 213 м, в том числе нефтяной оторочки - 72 м, газовой шапки - 141 м. Общая площадь залежи равна 27,625 км², в том числе газовой части - 23,475 км², объем ее в целом - 94957 тыс. м³, в том числе газовой шапки - 76320 тыс. м³, нефтяной - 18637 тыс. м³. Контуры залежи (НТК и ГНК) проведены горизонтально. Нефтегазаконденсатная залежь - пластовая, сводовая, литологически и тектонически ограниченная, среднедебитная, с поровым типом коллектора.

В блоке II распространена нефтегазоконденсатная залежь, наличие нефтяной зоны было установлено при опробовании пласта (совместно с ХХI₂) в скважине 11 (интервалы перфорации 1859-1862, 1867-1875, 1876-1885 м). В результате получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 636,2 м³/сут. и растворенного газа (Q₁ = 42,8 тыс. м³/сут.).

Пласт в скважине 7 контактирует с газовой шапкой I блока и XXI₂ пласт в этой скважине насыщен газом, следует предполагать, что XXI₁ пласт в этой скважине насыщен газом. ГНК рассчитан на абсолютной отметке 1799 м. ВНК по результатам опробования не установлен.

Нефтегазонасыщенная залежь на севере и юге участка ограничена разрывами 2 и 3, на востоке зоной литологического замещения (глинизации пласта-коллектора). Размеры залежи равны 5,0 х 9,0 км, общая высота залежи - 112 м, в том числе газовой шапки - 69 м, нефтяной оторочки - 43 м. Общая площадь залежи - 23,6 км², объем ее - 51452 тыс. м³, в том числе нефтяной оторочки - 22725 тыс. м³, газовой шапки - 28728 тыс. м³. Залежь пластовая тектонически и литологически экранированная, высокодебитная, с поровым типом коллектора.

Южно-Пильтунский и Астохский участок.

Здесь распространена газоконденсатная залежь сложного строения. В скважине 5 (в своде структуры) по результатам интерпретации ГИС прогнозируется наличие газоконденсатной шапки. Однако опробование этого пласта в скважине 5 не производилась.

Наличие нефтяной оторочки было установлено в результате опробования скважины 10 и 12. В скважине 10 (интервал перфорации 1952-1972 м) из ХХ1Ь пласта через штуцер 11,9 мм был получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 173,3 м³/сут. при депрессии 8,65 МПа и растворенного газа - 5,7 тыс. м³/сут. При опробовании пласта ХХ1₁ в скважине 12 (интервал перфорации 1997 - 2011 м) был также получен фонтанный приток безводной нефти (Qн = 225,2 м³/сут.) и растворенного газа (Qг = 16,1 тыс. м³/сут.) через штуцер (dшт) = 14,2 мм при депрессии 2,47 МПа. Газонефтяной контакт рассчитан по абсолютной отметке 1860 м.

Нефтяная часть залежи распространена на Астохском участке. В скважине 1 пласт был опробован совместно с XXI₁ (интервалы перфорации 1951-1991, 2000-2020 м³). В результате опробования был получен фонтанный приток безводной нефти дебитом - 472,0 м³/сут. и растворенного газа - 34,5 тыс. м³/сут. при депрессии 1,22 МПа на репсиме dшт - 17,0 мм. Коэффициент продуктивности в скважине составил 369,3 м³/сут. МПа, проницаемость - 0, 193 мкм² (рис.13).

В скважине 3 было опробовано раздельно два прослоя пласта XXI_1-2: верхний и нижний. Дебит нефти из верхнего прослоя (интервал перфорации 1937-1940 м) составил - 49,0 м³/сут. при депрессии 6,59 МПа на dшт. - 6,35 мм. Из нижнего прослоя XXI] пласта (интервал перфорации 1954 - 1965 м) был также получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 314,5 м³/сут. и растворенного газа - 24,75 тыс. м³/сут.

В скважине 4 было проведено испытание XXI₁ и ХХI₂ пласта в интервалах 2000-2010 и 2020-2030 м, максимальный дебит нефти - 662 м³/сут., растворенного газа - 4,55 тыс. м³/сут., при депрессии - 8,52 МПа на dшт - 9,52 мм. Проницаемость 0,007 мкм², продуктивность - 5,15 м³/сут. МПа.

Нижняя граница нефтеносности в целом для залежи Южно-Пильтунского и Астохского участков проведена по нижним дырам перфорации продуктивного нефтеносного пласта XXI₁, в скважине 12 на абсолютной отметке 1979 м. Нефтенасыщенность верхнего прослоя XXI₁ пласта в скважине 2 (по данным ГИС) позволяет провести ВНК на абсолютной отметке 2003 м (т.е. по подошве верхнего нефтенасыщенного прослоя в скважине 2) (рис.).

Нефтегазоконденсатная залежь XXI₁ пласта на севере Южно-Пильтунского участка ограничена разрывом 3, на восточном крыле структуры (между скважинами 5 и 9) залежь литологически ограничена зоной глинизации пласта-коллектора.

Общие размеры залежи (по ВНК - 2003 м) составляют 7,3 х 24,3 км, высота - 233 м, в том числе газовой шапки - 90 м, нефтяной зоны - 143 м. Площадь газовой шапки = 22,4 км², нефтяной зоны - 146,05 км². Объем газовой шапки - 91638 тыс. м³, объем нефтяной зоны - 1557638 тыс. м³. На Астохском брахикуполе газовой шапки не обнаружено. Размеры нефтяной зоны, контролируемой Астохской структурой, равны 6,5 х 14,0 км, высота - 105 м.

Фильтрационная характеристика на этой площади изменяется с запада на восток от проницаемости 0,17 мкм², в скважине 12 до 0,039 мкм² в скважине 10 при изменении продуктивности от 104,7 до 20,2 м³/сут. МПа.

3.3 Методика поисково-разведочных работ на шельфе Сахалина

Шельф Северо-Восточного Сахалина явился своеобразным полигоном среди остальных акваторий для отработки методики поисково-разведочных работ в условиях замерзающих морей (с довольно кратковременным периодом полевых работ 4-4,5 месяцев). В течение 14-летней истории поисков и разведки месторождений нефти и газа в данном районе накоплен богатейший опыт ведения работ.

И.О. Бродом (10) было высказано актуальное и сегодня суждение, что для того,". чтобы не дискредитировать месторождение, места закладки поисковых скважин должны выбираться сугубо осторожно". Месторождение должно быть изучено настолько, чтобы точки, в которых закладываются поисковые скважины, являлись наиболее благоприятными для скопления и сохранения нефти и газа на глубине.

При анализе геологоразведочного процесса в разных регионах можно выделить три основных подхода к заложению скважин, которые сменяли последовательно друг друга. При первом, заложение скважин происходило по методике "от известного", т.е. на границе залежи, достоверно установленной предшествующей скважиной. При применении второго подхода учитываются возможные границы залежей по предполагаемому коэффициенту заполнения ловушек углеводородами. Развитие техники и технологии геофизических исследований позволяет в ряде случаев прогнозировать по прямым признакам положения межфазовых контактов, а, учитывая данные о региональных гидростатических делениях, рассчитывать положение контактов по результатам бурения первых поисковых скважин. Это дало возможность для применения третьего подхода - заложения скважин с учетом возможных границ залежей.

Предполагаемая система поиска и разведки месторождений нефти и газа основана на использовании комплекса геолого-геофизических данных, получаемых при подготовке структуры к поисковому бурению, в процессе поискового бурения, детализации открытого месторождения сейсмическими исследованиями и проведении разведочного бурения. Должен быть произведен прогноз литологического состава стратиграфических комплексов с тенденциями его пространственного изменения, выделены границы пластов, прогноз продуктивности разреза с определением глубинного и площадного положения границ АТЗ. На этапе разведки требуется изучить фазовое состояние УВ месторождения в целом, а при наличии тектонических блоков, структурных и литологических ограничений, определить границы залежей, изменение эффективной толщины, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности. Требуется обоснование положения зон литологических замещений и нижних пределов фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. В связи с тенденцией проводить разведку морских месторождений нефти и газа ограниченным числом скважин, изучение эффективной толщины пластов-коллекторов с их фильтрационно-емкостными свойствами по площади возможно только на основе использования сейсмических данных с подтверждением основных закономерностей их изменения скважинами.

3.4 Обоснование размещения поисковых скважин

При обосновании местоположения первых поисковых скважин используется два методических приема: заложение поисковой скважины в наиболее гипсометрически приподнятой части структуры или заложение поисковой скважины с некоторым смещением от свода.

Первые поисковые скважины для открытия месторождений нефти и газа на шельфе Сахалина планировались и бурились на перспективных структурах в сводах или присводовых частях складок и тектонических блоков. Отдельные поисковые скважины были частично смещены от свода на крыло структуры. Так, поисковая скважина № 1 на Астохском куполе была смещена на 30 м, а скважина № 6 на Пильтунском куполе на 35 м. Данное смещение первой скважины обосновывалось:

) возможностью прироста промышленных запасов УВ (категории С₁);

) предполагаемым вскрытием нефтяной или газонефтяной зон (за пределами газовых шапок, имеющих небольшие высоты) (Приложение 6).

В пределах зон с предполагаемой повышенной трещиноватостью, расположенных на крыльях структур, осложнением типа "структурного носа", поисковую скважину предлагается закладывать в наиболее приподнятой части, на некотором расстоянии от предполагаемой зоны уменьшения трещиноватости.

Обоснование размещения разведочных скважин

Разведочные скважины преимущественно располагались: на крыльях структур, в зонах межфазовых контактов или в полнопластовой части залежей; на переклиналях структур в зонах межфазовых контактов; в пределах зон литологического замещения; в межкупольных зонах для установления взаимосвязи залежей в различных куполах. Разведочные скважины закладываются в участках, имеющих максимальную величину признака по всей совокупности продуктивных пластов с учетом зон резкого изменения градиента эффективной толщины. Кроме учета зон резкого изменения градиента эффективной толщины, должна учитывать необходимость изучения строения залежи на Астохской площади. Нам представляется рациональным заложение первой разведочной скважины (1-Р) в предполагаемую или расчетную зону контакта на участке перехода крыла в переклиналь (прил.). Вторая скважина (2-Р) рекомендуется на противоположном по отношению к своду, участку перехода крыла в переклиналь. Для изучения остальной площади залежей, рекомендуется применение равномерно-высотной системы разведки, заключающейся в том, что после бурения первых двух скважин на межфазовые контакты определяется дополнительное количество скважин для равномерного изучения объема залежей. Для этого проводится условное разделение основной залежи на горизонтальные секторы, по высоте, равные удвоенной мощности пласта. Расчет количества скважин производится по формуле:

,

где N_скв - количество скважин, необходимое для доразведки;

Н_зал - высота залежи, м;

h - толщина пласта, м;

α - угол падения пород, в градусах.

Данная формула может быть дополнена расчетами величины межфазовых контактов по методическим рекомендациям Осядько Н.Н. и Бараша Б.И. (14).

где Z - ширина контакта, м;

h - толщина пласта, м;

α - угол наклона пласта, в градусах.

 

.5 Организация и проведение буровых работ. Общие сведения

В основу расчетов по организации буровых работ на месторождении с помощью ледостойких стационарных платформ положен опыт строительства 14-ти разведочных вертикальных скважин, пробуренных с СПБУ на данном месторождении.

Имеющийся объем информации позволяет оценить геолого-геофизические условия предстоящего бурения эксплуатационных скважин, разработать технологию бурения, а также определить прогнозные технико-экономические показатели.

Разведочные скважины, как правило, пробурены с использованием с использованием двухколонной конструкции: водозащитная колонна диаметром 763 мм, кондуктор диаметром 340 мм, техническая колонна диаметром 245 мм, эксплуатационная колонна-хвостовик диаметром 178 мм. По мере накопления опыта и получения информации об условиях бурения конструкции скважин упрощались.

Решение задачи по определению графика бурения скважин производилось по программе PLATO. В качестве исходных данных использованы структурные карты с проектным расположением скважин, а также разработки отдела бурения в области строительства направленных скважин кустовым способом с большими углами наклона.

Искомые показатели (сроки окончания скважин) зависят от расположения платформы относительно проектных скважин на месторождении.

Выбор положения платформы производится исходя из двух критериев: минимальная суммарная длина стволов скважин и минимально возможные углы наклона стволов скважин. Для наклонно-направленных скважин пороговым значением угла наклона является 60 град. Превышение этого значения кратно увеличивает трудности каротажных работ (доставка приборов на забой), спуском бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб.

В связи с этим из двух названных выше критериев определяющим является второй, получение минимально возможных углов наклона.

Средняя коммерческая скорость по пробуренным на месторождении разведочным вертикальным скважинам составляет 2513 м/ст. - мес. При расчете цикловой скорости бурения в программу бурения заложены следующие данные. Время освоения в зависимости от величины зенитного угла:

зенитный угол > 60 град. - 10 суток;

град. > зенитный угол > 50 град. - 9 суток;

град. > зенитный угол > 40 град. - 8 суток;

зенитный угол < 40 град. - 7 суток.

Продолжительность монтажных работ по перемещению установки на ЛСП - 2 суток. Остановки работ по метеоусловиям - 3 суток. Наклонно-направленные скважины предлагается бурить по трехинтервальному профилю, как наиболее простому.

Ввод ЛСП в работу планируется в летнее время, поэтому календарное время бурения в год ввода ЛСП принято 185 суток.

3.6 Обоснование максимального значения зенитного угла

Значение технически достижимого зенитного угла наклона определяет площадь охвата месторождения с ЛСП. От величины зенитного угла зависит количество необходимых платформ, с помощью которых может быть обеспеченная заданная добыча углеводородов и закачка в пласты.

Величину максимального зенитного угла определяем из условия возможности самодвижения колонн труб на заданную глубину под действием собственного веса. Движущая сила складывается из веса труб в вертикальном участке, в дугу набора угла и в наклонно-направленном участке. Тормозящая сила представляет из себя силы трения колонны и колонны в открытом стволе. По схеме наклонной плоскости движение прекращается при максимальном угле А_mах:

А_mах = аrс tg (1/m),

где m - коэффициент трения трубы о породу.

Можно определить, что для скважин с вертикальным участком 100 м. И радиусом дуги набора угла 850 м максимальный угол будет равен 67 град. Его дальнейший рост потребует применения специальных смазывающих добавок и буровых растворов на углеводородной основе. На данном этапе, учитывая имеющийся производственный опыт и ограниченные технические возможности, принимаем в расчетах максимальный зенитный угол, равный 67 град. Бурение скважин с углами, близкими к максимальным требует применения в комплекте буровой установки верхнего привода ("вертлюга-ротора"). Использование этого механизму повысит безопасность проведения работ, сократит затраты времени на бурение.

3.7 Обоснование выбора конструкции скважин на Пильтун-Астохском месторождении

Верхняя часть разреза до глубины 700-800м сложена преимущественно песками с включениями гальки и слабосцементированными рыхлыми песчаниками с редкими и незначительными по мощности пластами и пропластками глин. Ожидаются осыпи стенок скважин и дифференцальные прихваты бурильной колонны. Коэффициент аномальности пластовых давлений в продуктивных горизонтах составляет Ка-1,05. Однако плотность бурового раствора будут определять не только пластовые давления, но и встречающиеся в разрезе неустойчивые глинистые породы. По градиентам давлений (пластового, столба бурового раствора и гидроразрыва пород) зон с несовместимыми условиями бурения не ожидается. Конструкцию скважин принимаем двухколонной (не считая водоотделительной), исходя из ожидаемых в процессе бурения осложнений и опыта бурения скважин на площади.

Расчёт длины технической колонны приведен по общепринятым формулам. Расчетная глубина спуска технической колонны равна L = 1034,8 м.

Принимаем среднюю 1 глубину (по вертикал) спуска технической колонны - 1050 м. Для скважины с зенитным углом равным 70 град. L по инструменту равно 1530 м.

Для глубоких скважин (скв.93-2895 м, скв.180-3439 м) глубину спуска технической колонны следует увеличить из условий предупреждения прихватов бурильной колонны по причине значительного выхода открытым стволом из-под башмака предыдущей колонны. В каждом конкретном случае вопрос следует решать индивидуально с опытом бурения предыдущих направленных скважин. Ориентировочно можно принять:

скважина 93 L - 1800м

скважина 180 L - 2000-2300м.

Диаметры эксплуатационных колонн определяют из условия обеспечения оптимального отбора пластовой продукции.

Как показывают расчёты, выполненные по материалам испытания разведочных скважин, для Пильтун-Астохского месторождения удовлетворяют НКТ диаметром 89 мм. Отсюда, руководствуясь имеющейся информацией по условиям бурения, и действующим методам, конструкции скважин могут быть приняты следующими:

Водозащитная колонна диаметром 762 мм - 130 м;

кондуктор диаметром 324 мм - 350 м;

техническая колонна диаметром 245 мм - 800-1200 м (по вертикали);

эксплуатационная колонна диаметром 178мм - до проекта.

Высота подъёма цемента за эксплуатационной колонной в нефтяных скважинах выше башмака технической колонны более 100 м и в газовых скважинах - до устья.

Кондуктор 324 мм (в стволе диаметром 394 мм) перекрывает неустойчивые породы вертикальной части ствола скважины. Техническая колонна диаметром 245 мм (в стволе диаметром 295 мм) перекрывает интервал набора кривизны. Глубина спуска ее может колебаться от средней глубины (10501 м) в зависимости от значения отклонения забоя от вертикали, градиента гидроразрыва пород и допустимого выхода из-под башмака колонны до максимального значения - 3000 м.

Диаметр водозащитной колонны (762 мм) позволяет произвести спуск дополнительной колонны, а также в случае необходимости увеличения зазоров между колонной и стенкой скважины прейти на конструкцию скважин с диаметром колонн:

кондуктор диаметром 508 мм (ствол диаметром 660 мм);

техническая колонна диаметром 339,7 мм (ствол диаметром 440 мм);

эксплуатационная колонна диаметром 245 мм (ствол диаметром 311 мм).

3.8 Буровой раствор

На основании геолого-технических условий бурения разведочных скважин на площади, учитывая опыт проводки скважин с СПБУ, для бурения эксплуатационных скважин рекомендуется использовать глиносульфонатный тип бурового раствора. По замерам пластового давления на скважинах 3,4,5,6,7 максимальный коэффициент аномальности равен 1,05, то есть имеем дело с нормальными пластовыми давлениями. Некоторое увеличение плотности бурового раствора при бурении ниже башмака кондуктора вызвано наличием неустойчивых глинистых отложений.

Приготовление бурового раствора предусматривается на основе морской воды. Рекомендуемые рецептуры бурового раствора не являются окончательными. Ведутся работы по созданию более экологически безвредных растворов.

3.9 Обоснование видов и способов бурения

Разработка месторождения с помощью ЛСП диктует необходимость кустового бурения наклонно-направленных скважин. Составлен график ввода скважин в соответствии с очередностью бурения и конструкцией бурового окна, исходя из следующих принципов безопасности:

глубина зарезки наклонного ствола каждой последующей скважины больше, чем у предыдущей. Делается это с целью исключения влияния металла ранее спущенных обсадных колонн на магнитную часть визирных устройств;

каждая скважина наружного ряда (бурового окна) имеет глубину зарезки меньше, чем у любой скважины следующего за ней ряда;

с каждой шахты можно вести проводку вполне определенной скважины, то есть каждой устьевой точке бурового окна соответствует определённая забойная точка.

Обеспечение охвата необходимой площади залежи требует бурения скважин с максимальными зенитными углами 67 град. Максимальный отход от вертикали составляет 2960 м.

Как упомянуто выше, принимается трехинтервальный профиль: вертикальный участок, участок набора угла и прямолинейный наклонный участок. Принятый темп набора угла наклона составляет 0,7 град, на 10 м. Набор угла планируется начинать с глубины 150-100 м, а на скважинах с небольшими отходами от вертикали глубина набора угла возрастает, что обеспечивает более безопасную разводку стволов скважин и более точное попадание забоя в заданный район.

Бурение скважин в интервале набора кривизны до угла 15 градусов осуществляется забойными двигателями-отклонителями. Дальнейший набор угла и бурение прямолинейного наклонного участка предпочтительнее производить роторным способом. Однако при углах наклона более 60 градусов бурение забойными двигателями может быть эффективнее из-за сложности передачи нагрузки на долото.

Таким образом, планируется использовать как роторный, так и турбинный способ бурения.

Учитывая высокую плотность расположения устьев скважин на платформе, необходимо отметить, что безопасное проведение работ невозможно без применения забойных телеметрических систем контроля параметров траектории стволов скважин типа MWD отечественного и зарубежного изготовления.

Использование систем ЗИС или MWD не только повысит безопасность работ на платформе, но и значительно их ускорит.

3.10 Организация буровых работ

По варианту 1

Для разработки месторождения планируется ввод в работу шести ЛСП. Платформа устанавливается в летнее время на точке с координатами, соответствующими оптимальному положению по сумме глубин или по минимальной величине максимальных углов. Поэтому в графике ввода скважин первый год имеет продолжительность 185 рабочих суток.3-х интервальные профили рассчитаны так, что глубина зарезки у них различная, если буровые работы на ЛСП ведутся одной буровой бригадой. Когда на ЛСП предусматривается одновременная работа двух буровых бригад (ЛСП А, С, Е), то скважины разделены на две группы по азимутальному признаку (скважины северных и южных направлений или скважины западного и восточного направления). В этом случае профили рассчитаны для каждой группы отдельно и одну и туже глубину зарезки могут иметь несколько скважин на одной платформе. Однако это вполне допустимо, так как группы скважин будут разделены технологическим разрывом (более 10 м) и влияние колонн на магнитную часть визирных устройств исключается.

Вопросы технического снабжения будут рассматриваться с учетом грузоподъемности ЛСП и времени автономной работы.

Жесткие климатические и погодные условия для работы в Охотском море требуют создания специальных морских буровых установок, позволяющих работать практически при любых метеоусловиях.

При строительстве скважин в кусте предусмотрена следующая очередность работ:

монтаж буровой установки;

бурение и крепление скважины;

перфорация;

спуск НКТ;

установка АФ, освоение;

переход на другую точку.

Работы по бурению, креплению и освоению скважин проектируется производить с обеспечением экологической безопасности для окружающей среды. На это направлен ряд технологических рекомендаций при бурении на шельфе.

4. Охрана окружающей среды

Гидрологический, гидрохимический, гидробиологический и микробиологический режим морской среды в районе Пильтун-Астохского месторождения исследовались путем экспедиционных наблюдений в течение 1988-91 гг. Полученные результаты показывают, что прибрежные воды характеризуются как экологически благополучные. Насыщенность вод кислородом хорошая, содержание нефтяных углеводородов и фенолов не превышает предельно допустимых концентраций.

Гидробиологические исследования показывают, что по величине измеренной объемной первичной продукции - 80 мг С/м³ час, по величине рассчитанной дневной поверхностной первичной продукции - 2000 мг С/м³ день, а также по содержанию хлорофилла обследованные акватории характеризуются высокой первичной продукцией и сравнимы с высокопродуктивными эвтрофными водами. Исследования углеводородоокисляющих бактерий в поверхностном слое донных осадков и поверхностном горизонте водной толщи показывает, что в сообществе планктонных бактерий не сформирована ферментная система окисления углеводородов парафинового ряда, следовательно, один из важнейших механизмов самоочищения морской среды от нефти (микробиологическое окисление) в условиях северо-восточного шельфа Сахалина практически отсутствует.

В рыбохозяйственном отношении прибрежные воды в районах обустройства месторождения являются местом нереста и нагула промысловых видов рыб: горбуши, сельди и наваги. Реки, впадающие в обширные эвригальные заливы северо-восточного побережья Сахалина, в своем верхнем и среднем течении являются нерестилищами лососевых видов рыб, в основном горбуши. По данным многолетних наблюдений заполняемость нерестилищ горбушей составляет 0,65 шт/м².

Анализ источников загрязнения и возможных объемов загрязняющих веществ в условиях нормальной эксплуатации объектов морской нефтегазодобычи показывает, что природоохранные мероприятия и сооружения, отвечающие техническим правилам ведения работ при бурении скважин, правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, правилам охраны вод от загрязнения при разработке морских месторождений нефти и газа, обеспечивают сохранность окружающей природной среда. Загрязнение окружающей среды в условиях эксплуатации нефтегазопромысловых объектов может произойти лишь в результате катастрофических сбросов нефти или других загрязняющих веществ, возникающих из-за повреждения технологического оборудования или нарушения правил их технической эксплуатации. Предельные объемы загрязнений в указанных случаях не превышают геометрические размеры оборудования или емкостей.

Совокупность научных и практических проблем возникает из-за возможности появления аварийных ситуаций. Как показывает мировой опыт разработки морских нефтегазовых месторождений, неуправляемые Поступления флюидов по скважинам (открытые фонтаны и выбросы) продолжают представлять наибольшую опасность для стационарных платформ и ПБУ, являются основной причиной углеводородного загрязнения морской среды в процессах бурения и эксплуатации скважин.

Для Пильтун-Астохского месторождения максимальный дебит фонтанирующей скважины по нефти составит 500-700 т/сут., по газу до 12 млн. м³ сутки, в том числе 600-800 т/сут. жидких углеводородов. Время открытого фонтанирования, исходя из возможностей использования технических выбросов (летний и зимний периоды), оцениваются до 7 суток летом и 20-50 суток в зимний период. При этих условиях вероятный объем выбросов жидких углеводородов может составить летом до 5000 т, зимой - до 40 тыс. т.

Следует заметить, что экологические последствия загрязнения морской среды при выбросе газоконденсатной скважины будут существенно ниже по сравнению с фонтанированием нефтяных скважин, поскольку содержание в газоконденсатах легких фракций, испарение которых в условиях охотоморского шельфа происходит в течение суток, составляет до 80% (вес.), а в нефтяных их содержание в два раза меньше.

Аварийные разливы нефтяных углеводородов могут быть локализованы и собраны с помощью боновых заграждений и специальных технических средств, в период открытой воды. Однако в настоящее время в мировой практике отсутствуют апробированные технические средства локализации и ликвидации нефтяных разливов в ледовых условиях, в том числе при разливах на ненадежный ледовый покров или в подледных разливах.

В настоящее время СахалинНИПИморнефть с привлечением специализированных организаций РАН и других ведомств, проводит комплекс научных исследований, направленных на прогнозирование возможных экологических последствий при освоении Пильтун-Астохского месторождения и обоснование мероприятий по предотвращению их негативного воздействия.

Заключение

В результате проведённых исследований можно сделать следующие выводы:

. В стратиграфическом разрезе Пильтун-Астохского месторождения участвуют песчано-глинистые отложения неогенового и четвертичного возраста, в составе которых выделены пласты-коллекторы, с углеводородным заполнением.

. В тектоническом отношении месторождение входит в состав Одоптинской зоны, которая в свою очередь, входит в состав Восточно-Сахалинского антиклинория.

Сложное строение пластов-коллекторов наряду, с наличием зон глинизации, обусловило особенности формирования залежей углеводородов в продуктивной толще нижненутовского подгоризонта.

. Залежи Пильтун-Астохского месторождения являются пластово-сводовыми, тектонически и литологически экранированными.

. Определяющим фактором по формированию залежи являлось наличие литологических экранов, ограничивающих залежи по латерали.

. Анализ отдельных сейсмических фаз дает возможность установить сложное - линзовидное строение коллекторов основной продуктивной толщи XVII-XXIV пластов, природу образования отдельных линз и зон глинизации.

. Залежи размещены на трех участках (Пильтунском, Южно-Пильтунском и Астохском).

. На Пилътунском участке выделены три блока (1а, I и II), разделенные разрывами. Всего по участкам открыто (или прогнозируется по ГИС) две нефтяные, 6 газовых, 11 газоконденсатнонефтяных, 7 газоконденсатных, 8 нефтегазоконденсатных залежей.

. Сейсмические данные указывают на существование стратиграфических несогласий и неразведанных амплитудных аномалий.

Таким образом, новые залежи могут также быть обнаружены в еще неразбуренных зонах и в более глубоких горизонтах уже разбуренных зон, по аналогии с месторождениями Одопту-море, Аркутун-Дагинским и Окружным. Нижележащие отложения осадочного чехла на Пильтун-Астохском месторождении в дальнейшем будут являться объектами поискового бурения на нефть и газ.

Месторождение является базовым для строительства первой ледостойкой стационарной платформы (ЛСП) на шельфе Сахалина.

Рекомендуется: бурение 2-х разведочных скважин 1-Р и 2-Р на Астохской площади. Техническая часть проводки скважин приведена в разделе 3.5.

Список использованной литературы

б) рукописная

а) опубликованная

1. Брод И.О. Материалы по методологии поисков и разведок нефти и газа. Л. Госгеолразведиздат, 1932. - 31 с.

. Бараш Б.И. и др., Определение межфазовых и водяных контактов в процессе поисково-разведочных работ. ВНИИОЭНГ. НТИ. Нефтегазовая геология и геофизика, 1968. - Вып.17. - с.12-16.

. Ковальчук B. C. и др. Особенности строения ловушек нефти и газа в верхнемиоценовых отложениях Сахалинского осадочного бассейна по данным сейсморазведки и ГИС. Современные методы геологической интерпретации геофизических данных при решении задач поисков и разведки залежей нефти и газа.М. ИГРГИ, 1989. - с.65 - 55

. Агеев В.Н. и др. Отчет по объекту 31/81-е "Обработка и анализ сейсмических данных с целью изучения геологического разреза и выделения залежей нефти и газа на шельфе дальневосточных морей". Трест "Дальморнефтегеофизика". Южно-Сахалинск, 1982.

. Агеев В.Н., Хведчук И.И. Рекомендация по оптимальному заложению скважины 3 и 5 на Пильтун-Астохском нефтяном месторождении на основе прогнозирования продуктивности геологического разреза, Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1987.

. Баранова НА. и др. Отчет по объекту 26/74-Д "Детальные сейсморазведочные работы на Пильтун-Астохском участке шельфа Северо-Восточного Сахалина". Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1975.

. Берсенев В.П. и др. Отчет по теме 21/82 "Анализ и обобщение результатов морских геохимических исследований на шельфе о. Сахалин". Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1983.

. Горохов А.В. и др. Отчет по объекту 16/87 "Детальные сейсморазведочные исследования на Пильтун-Астохском участке шельфа Сахалина". Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1988.

. Горохов А.В. и др. Объект 14/88 "Прогнозирование продуктивности геологического разреза на основе сейсморазведки и геофизических исследований скважин на шельфе Дальневосточных морей". Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1990.

. Куликов H. R. и др. Цитологическое и петрофизическое изучение нефтегазоносных отложений о. Сахалин, Охотского моря, Татарского пролива. СахалинНИПИморнефть, Оха, 1990.

. Ковальчук и др. Геологическое строение и подсчет запасов нефти и газа месторождения Одопту-море. Фонды "СахалинНИПИморнефть", 1984.

. Ковальчук и др. Оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата категории С₁ и С₂ месторождения Астохское. Фонды "СахалинНИПИморнефть", 1987.

. Ковальчук B. C. и др. Оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата категорий С₁ и С₂ месторождений Астохское, Пильтунское и Южно-Пильтунское (шельф Северо-Восточного Сахалина) и рекомендации по размещению разведочных скважин с целью их доразведки.

. Хведчук И.И. и др. Обоснование по оптимальному заложению поисковых скважин 1 - 2 на Пильтун-Астохском АТЗ с целью открытия залежей нефти и газа XXI - XXIV пластов. Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1986.

. Харахинов В.В. и др. Изучение тектонических условий нефтегазоносности перспективных районов о. Сахалина и шельфов акваторий Дальнего Востока. Оха. "СахалинНИПИморнефть", 1984. - С.300.

. Харахинов В.В. и др. Анализ и обобщение результатов геологоразведочных работ на шельфе Сахалина и разработка рекомендаций на постановку дальнейших работ на нефть и газ. Отчет по теме. Оха. "СахалинНИПИморнефть", 1991.

. Отчетный баланс запасов нефти, горючих газов и конденсата за 1989 г. ПО "Сахалинморнефтегаз", 1990.