Ламанонский участок недр // Углеводороды

По данным ФГБУ «ВНИГНИ» на основании количественной оценки УВС России (по состоянию на 01.01.2009) ресурсы УВСпо Ламанонскому участку недр оцениваются по категории

• Dл – 4,5 млн т,
• D1 – 7,5 млн т.

Другие разведанные месторождения и проявления полезных ископаемых, а также объекты распределенного фонда недр на площади участка отсутствуют (письмо  ФБУ  «ТФГИ  по  Дальневосточному Федеральному  округу» от 01.08.2016г. No06-400)

Нефтегазопоисковые работы в районе Ламанонского участка начаты в 1962 году. За 10 лет район был полностью покрыт крупномасштабной геологической съемкой. Бурение мелких (до 650 м) и глубоких скважин позволили изучить структурный план района и вещественный состав нефтегазоносных толщ. Всего было пробурено 10 глубоких скважин (4 - на Красногорской и 6 - на Угловской площадях) и более 50 структурных скважин. С 1963 и по 1973 год в районе проведены площадные сейсморазведочные работы 2D. Особенности геологического строения участка недр, определяют зональность площади, на которой можно выделить: Лопатинский (восточная часть) возможно нефтегазоносный и Красногорский (западная часть) нефтегазоносный участок. На востоке площади развиты образования палеоцен- нижнемиоценового возрас та. В этой части участка выделяются до 12 антиклинальных структур. В западной части площади по результатам геологической съёмки и сейсморазведки выделены Ключевская, Орловская, Стукамбисская, Брукинская, Ичарская, Красногорская, Юкинская, Каменская, Окунев ская, Восточно - Окуневская, Угловская, Омовская и Сосновская антиклинальные складки, а по данным гравиметрических работ, выделяется до десятка максимумов аномалий силы тяжести, природа которых остается невыясненной. Реальными предпосылками для постановки нефтепоисковых работ следующие факторы: - наличие в разрезе терригенных толщ, богатых органическим веществом, что позволяет относить их к нефтематеринским, прошедших главную фазу нефтеобразования; - присутствие в разрезе неогеновых и палеогеновых отложений большого количества пластов песчаников и алевролитов с хорошими коллекторскими свойствами (пор и стость 36 - 40 %, газопроницаемость 18 - 150 мд). Аномально высокие значения газопроницаемости (до 1000 мд) встречены в пластах грубозернистых песчаников найбутинской свиты (основание палеогена). Суммарная мощность кайнозойского разреза не менее 5000 м, мощность мезозойских отложений, перспективы которых предстоит выяснить, так же не менее 5000 м; - наличие в разрезе региональной покрышки непроницаемых пород (аргиллитов и алевролитов) курасийской свиты; - наличие естественных выходов нефти, газа и газоконденсата на поверхности, приуроченных к различным интервалам кайнозойского разреза, а так же в пробуренных скважинах; - открытие Изыльметьевского газового месторождения, распо ложенного на прилегающем шельфе; - уверенная корреляция продуктивных горизонтов Изыльметьевского месторождения газа с отложениями, вскрытыми бурением на Ламанонский площади; - на участке недр отмечаются максимальные для Сахалина мощности палеогеновых образований и относительно полные разрезы неогена.

Протяженность участка с севера на юг составляет около 80 км, при максимальной ширине до 35 км.

Площадь участка недр составляет 1500 км², из них в Углегорском районе – 900 км², в Томаринском – 635 км². Восточная граница проходит но долинам рек Айнская и Углегорка, западная -вдоль побережья Татарского пролива, обходя с востока территорию заказника «Красногорский» (площадь заказника исключена из площади участка).

Вдоль восточной границы улучшенная грунтовая дорога, соединяющая посёлки Красногорск и Углегорск.

Вдоль морского побережья имеется грунтовая дорога пригодная для транспорта высокой проходимости.