Предкарпатская нефтегазоносная субпровинция

Предкарпатская нефтегазоносная субпровинция свя­зана с одноименным краевым прогибом и занимает западную часть Украины (Львовская, Черновицкая, Ивано-Франковская области). Общая площадь 20,8 тыс. км² (рис. 199).

В геотектоническом отношении субпровинция соответствует одноименному краевому прогибу, отделяющему складчатую сис­тему Карпат от древней Восточно-Европейской платформы и ха­рактеризующемуся сложным блоковым строением.

Фундамент разноврзрастный: на большей части площади про­гиба фундамент каледонского возраста, в северо-западной части — рифейский, на юго-востоке — архейско-протерозойский. Глуби-

на залегания каледонского и рифейского фундамента меняется от 1 — 2 км в прибортовых до 10 — 12 км в осевой части прогиба.

Осадочный чехол прогиба выложен отложениями большой мощности. Они подразделяются натри структурных этажа: докем-брийско-палеозойский, мезозойско-палеогеновый и нижненеоге­новый. Докембрийско-палеозойский этаж пород имеет блоковое строение и представлен слабо метаморфизованными глинистыми сланцами кембрия и кварцитовыми песчаниками девона. Мезозой­ско-палеогеновый этаж характеризуется широким развитием пре­имущественно терригенных флишевых пород, достигающих боль­шой мощности во внутренней зоне Предкарпатского прогиба Мощность флишевых формаций юры достигает 1000— 1100 м, а верхнего мела до 1500— 1800 м. Во внутренней зоне прогиба зна­чительной мощности достигают песчано-глинистые образования палеогена, с которыми связаны основные продуктивные горизон­ты субпровинции.

Молассовые образования миоцена значительной мощности составляют верхний структурный этаж. Они представлены терри-генной морской, соленосно-лагунной и морской терригенно-карбо-натной формациями. Мощность соленосной формации во внутрен­ней зоне Предкарпатского прогиба изменяется от 2250 до 6500 м. Терригенно-карбонатная формация мощностью до 2000 — 3000 м распространена в основном во внешней зоне прогиба.

В структурном отношении Предкарпатский прогиб состоит из двух линейно-вытянутых зон — Внутренней и Внешней. Внутрен­няя зона прогиба представляет собой крупный погребенный син-клинорий, выполненный дислоцированными отложениями мел-палеогенового флиша и нижнемиоценовым молассово-соленос-ным комплексом пород. Развитые региональные дислокации име­ют многоярусную чешуйчато-надвиговую структуру. На Внутрен­нюю зону прогиба надвинута так называемая Скибовая зона Кар­пат. Внутрення зона надвинута на Внешнюю зону Предкарпатс­кого прогиба. Максимальная амплитуда этого надвига достигает 15-20 км.

Внутренняя зона прогиба разделяется на две продольные под­зоны — Бориславско-Покутскую и Самборскую, причем первая надвинута на вторую. Мел-палеогеновые породы Бориславско-Покутской подзоны сильно дислоцированы и образуют многочис­ленные разбитые тектоническими нарушениями блоки и антикли­нальные складки, опрокинутые на северо-восток. Складки сложе-

Рис. 199. Предкарпатская нефтегазоносная субпровинция и Закарпат­ский прогиб (по В.В. Глушко, P.M. Новосилецкому).

Карта размещения месторождений нефти и газа.

Месторождения: 1 — Кохановское, 2 — Свидницкое, 3 — Никловичское, 4 — Макуневское,

5 — Ходновичское, 6 — Садковичское, 7 — Пынянское, 8 — Залужанское, 9 — Новоселковское,

10 — Рудковское, 11 — Ма-логорожанское, 12 — Медыничское, 13 — Грушевское, 14 — Опарское,

15 — Бильче-Волицкое, 16 — Кавское, 17 — Угерское, 18 — Южно-Угерс-кое, 19 — Дашавское,

20 — Кадобнянское, 21 — Грыновское, 22 — Бого-родчанское, 23 — Яблоновское, 24 — Косовское,

25 — Ковалевское, 26 — Черногузское, 27 — Старосамборское, 28 — Южно-Монастырецкое,

29 — Нагуевичское, 30 — Попельское, 31 — Бориславское, 32 — Ново-сходницкое, 33 — Иванниковское,

34 — Оров-Уличнянское, 35 — Заво-довское, 36 — Стынавское, 37 — Семигиновское, 38 — Танявское,

39 — Северо-Долинское, 40 — Долинское, 41 — Выгода-Витвицкое, 42 — Спас­ское, 43 — Струтыньское,

44 — Спасское Глубинное, 45 — Рожнятовс-кое, 46 — Чечвинское, 47 — Ольховское,

48 — Рыпнянское, 49 — Рудавецкое, 50 — Луквинское, 51 — Небыловское, 52 — Рассоль-ненское,

53 — Майданское, 54 — Космачское II, 55 — Дэвинячское, 56 — Пасечнянское, 57 — Гвиздецкое, 58 — Пнивское, 59 — Довбушанское, 60 — Быстрицкое, 61 — Битков-Бабченское, 62 — Слобода-Рунгурское, 63 — Космачское 1, 64 — Стрельбичское, 65 — Сходницкое, 66 — Солотвинское. Скибы: I — Сколевская, II — Оровская. III — Береговая, IV — Бориславс-кая, V — Долинская, VI — Слободская, VII — Самборская, VIII — Калуж­ская. Свиты: k₂ st — стрыйская.Р, jm — ямненская,4?₂тп — манявская, Р₂ vg — выгодская, -Р₂ bs — быстрицкая, J?₃ ml — менилитовая, Р₃ р! — поляницкая, N, vr — воротыщенская, N, Ы — баличская, N, tr — тирасская, N, st — стебникская; N₍ br — барановские слои; БП — бориславский песчаник

ны палеогеновым и меловым флишем и нижнемеловой молассой, которые претерпели несколько фаз складчатости и приобрели ис­ключительно сложное строение. Флишевые структуры подзоны формируют до четырех ярусов линейно-вытянутых надвинутых одна на другую складок.

К Бориславско-Покутской антиклинальной линии — группе опрокинутых и разорванных надвигами складок приурочены наи­более крупные месторождения Предкарпатской нефтегазоносной провинции — Бориславское, Битковское, Долинское и др.

Самборская подзона представляет собой синклинальную структуру, расположенную в наиболее погруженной части Внут­ренней зоны Предкарпатского прогиба и довольно слабо изучена бурением.

Внешняя зона представляет собой автохтонную часть Предкарпатского прогиба, отделенную крупной системой продольных разломов от древней Русской платформы и по сравнению с Внут­ренней зоной отличается более спокойным геологическим строе­нием. Осадочный чехол Внешней зоны выполнен терригенно-карбонатным комплексом пород юры и мела мощностью до 1000 м, представленным в платформенных фациях. В северо-западной части Внешней зоны развиты мощные песчано-глинистые отло­жения тортона и сармата, в которых выявлены основные газовые месторождения Предкарпатской нефтегазовой провинции.

Добыча нефти в субпровинции ведется с середины XIX века. Старейшие нефтяные месторождения — Нагуевичское, Слобода-Рунгурское и Небыловское. В 1860 г. открыто Бориславское месторождение. Открытие газовых месторождений относится к 20-м годам (Дашавское, Опарское, Угерское).

В послевоенные годы в старых нефтегазодобывающих рай­онах были открыты новые месторождения — Бильче-Волицкое (1949 г.), Долинское (1950 г.), Бориславское (1954 г.) и др. Всего в субпровинции открыто более 70 месторождений. Наиболее круп­ными по количеству извлекаемых запасов являются Бориславс­кое, Долинское, Битковское нефтяные месторождения. Во Внут­ренней зоне известны небольшие залежи легкой нефти.

Во Внешней зоне широко развиты газовые залежи, во Внут­ренней зоне преобладают нефтяные залежи и лишь в глубокопог­руженных складках (Космачская, Рассольнянская), а также под нефтяными залежами первого яруса складок (Битковская) выяв­лены газоконденсатные залежи. Месторождения во Внешней зоне связаны с пологими брахиантиклинальными и антиклинальными поднятиями небольшой амплитуды, во Внутренней зоне — с опро­кинутыми и лежачими антиклиналями, разбитыми разрывными нарушениями на блоки.

Промышленная нефтегазоносность субпровинции установле­на в значительном стратиграфическом интервале мезозойских и кайнозойских отложений — юре, мелу, палеогене и неогене. Ос­новные продуктивные горизонты приурочены к терригенным вер­хнемеловым и карбонатным отложениям юры, менелитовой сви­те олигоцена и терригенным отложениям миоцена.

Региональной покрышкой служат мергели, ангидриты и гли­ны миоцена и преимущественно глинистые, гипсо-агидритовые и соленосные отложения неогена.

В Предкарпатской НГСП выделяются две НГО: Западно-Предкарпатская — внутренняя и Восточно-Предкарпатская — внешняя.

Мезозойский (верхнеюрский-верхнемеловой) НГК мощнос­тью 1200— 1400 м подразделяется на два подкомплекса. Верхний (верхнемеловой), терригенный. В нем выделяются угерские пес­чаники мощностью 50 — 200 м, которые газоносны во внешней зоне прогиба. Во внутренней зоне, в брыйской свите открыты неболь­шие залежи нефти на незначительных глубинах (Бориславское, Битковское, Стрельбичинское месторождения). Нижний (верхне­юрский), карбонатный комплекс сложен трещиноватыми и кавер­нозными известняками. Выявлены: высокопродуктивная газовая залежь на месторождении Рудки, нефтяные залежи — на Кохановском месторождении.

Палеогеновый (плиоцен-олигоценовый) НГК имеет мощность до 1450 м. Выделяются два подкомплекса. Нижний (палеоцен-эоце-новый) выражен песчано-глинистым флишем. Основные продук­тивные горизонты сосредоточены в эоцене и палеоцене. Комплекс продуктивен в Западно-Предкарпатской НГО. Верхний (олигоце-новый) представлен чередованием песчаников, алевролитов и ар­гиллитов. Основной горизонт — менелитовая свита, в которой вы­явлен ряд нефтяных и газоконденсатных залежей во внутренней зоне прогиба.

Неогеновый (миоценовый) НГК мощностью до 1250 м пред­ставлен чередованием песчано-глинистых пород. Основные про­дуктивные горизонты приурочены к песчаным пластам и линзам дашавской (нижний сармат) и косовской (верхний тортон) свит, в которых открыты многочисленные залежи газа во внешней зоне прогиба (Дашавское, Угерское, Бильче-Волицкое и др. месторож­дения).

В Предкарпатской НГСП, как упоминалось выше, выделяют­ся две НГО: Западно-Предкарпатская нефтегазоносная и Восточно-Предкарпатская газоносная.

ЗАПАДНО-ПРЕДКАРПАТСКАЯ НГО занимает внутренние зоны Предкарпатского прогиба. Выявленные здесь месторожде­ния многопластовые, приурочены к узким, протяженным, надви­нутым антиклинальным складкам, как правило, нарушенным по­перечными сбросо-сдвигами. Залежи пластовые сводовые, текто­нически Экранированные, литологически ограниченные. Основ­ной объем всех разведанных запасов связан с палеогеновыми от­ложениями. В области сосредоточены все открытые в провинции месторождения нефти: Бориславское (рис. 200), Битков-Бабченское (рис. 201), Старосамборское, Южно-Монастырское, Долинс-кое (рис. 202), Чечвинское и многие другие.

Долинское нефтяное месторождение (см. рис. 202) приуро­чено к опрокинутой на северо-восток глубинной складке, кото­рая надвинута на соседнюю Северо-Долинскую глубинную склад­ку, а на западе погружается под Береговую скибу Карпат. Открыто в 1950 г., разрабатывается с 1950г. Месторождение связа­но с антиклиналью с крупным, подвернутым, и оборванным северо­восточным и более пологим юго-западным крыльями. Нефтяные залежи развиты по всему разрезу палеогеновых отложений. Ос­новные запасы нефти заключены в породах менилитовой свиты олигоцена, которая нефтеносна здесь на всю мощность (610 м).

Рис. 200. Бориславское нефтяное месторождение (по В.В. Глушко, P.M. Новосилецкому):

а — структурная карта кровли эоценовых отложений I структурного яруса; б — схема сопоставления контуров нефтеносности продуктивных от­ложений — геологический профиль по линии I — Г; г — разрез продук­тивной части отложений.

Контуры нефтеносности продуктивных отложений Бориславской склад­ки: 1 — поляницкой свиты, 2 — менилитовой свиты, 3 — бориславского песчаника; поднадвига: 4 — менилитовой свиты, 5 — быстрицкой свиты

Рис. 201. Битков-Бабченское нефтегазоконденсатное месторождение (по P.M. Новосилецкому):

а — структурная карта кровли нижнеменилитовых отложений Глубин­ной складки; б — схема сопоставления контуров нефтеносности; в — гео­логический профиль по линии I — Г; г — разрез продуктивной части от­ложений. Контуры нефтеносности продуктивных отложений: 1 — верх­ней части нижнеменилитовой подсвиты; контуры газоносности продук­тивных отложений: 3 — выгодской подсвиты, 4 — манявской свиты

Рис. 202. Долинское нефтяное и Северо-Долинское нефтегазовое место­рождения. Поперечный геологический разрез (по P.M. Новосилецкому):

1 — надвиги; 2 — нефть; 3 — газ. Складки: I — Долинская, II — Северо-Долинская

В разрезе свиты выделяется от 12 до 60 отдельных пластов неф­теносных песчаников мощностью от 0,5 до 8 т. Средняя порис­тость песчаников 8,5 %, проницаемость менее 1-10¹⁵ м². Сред­ние дебиты нефтяных скважин 35 т/сут. Глубины залегания пла­стов 1500-2900 м.

В разрезе манявской и ямненской свит палеогена насчиты­вается до 18 нефтеносных пластов, в выгодской — 12—20, быстрицкой — 2—7. Все продуктивные пласты палеогена образуют на Долинском месторождении единую многопластовую нефтяную залежь.

Сходное геологическое строение имеет Северо-Долинское нефтегазовое месторождение.

ВОСТОЧНО-ПРЕДКАРПАТСКАЯ ГО занимает внешнюю зону Предкарпатского прогиба. Часть месторождений приурочена к ан­тиклинальным складкам, осложненным разрывными нарушения­ми. Залежи пластовые сводовые, тектнически экранированные, ли-тологически ограниченные, возможны рифовые залежи. Другая часть месторождений связана с эрозионными выступами юрских и верхнемеловых пород, несогласно перекрытых кайнозойскими отложеними. Залежи обычно стратиграфические, массивно-пла­стовые, структурно-литологические. Все выявленные в области месторождения газовые и газоконденсатные: Угерское (рис. 203), Южно-Угерское, Залужанское, Сатковичское, Ковалевское, Но-воселковское, Богородчанское, Рудковское (рис. 204), Ходновичс-кое (рис. 205), Грушевское и др.

Ходновичское газовое месторождение (рис. 205) приуроче­но к пологому куполообразному поднятию, юго-западное крыло ко­торого в сарматских отложениях в пределах газоносной площади полностью срезано надвигом. Открытое 1939г., разрабатывается с 1943г.

Продуктивны многочисленные горизонты сармата, пред­ставленные чередованием песчаников и глин, залегающих на глу­бинах 550—1325 м.

Основные перспективы нефтегазоносности Предкарпатской НГСП связаны с палеогеновыми и меловыми отложения­ми внутренней зоны, где на глубинах 4 — 8 км возможно откры­тие новых залежей углеводородов. Важный объект поисков за­лежей — палеоген-мезозойский комплекс юго-восточной час­ти внешней зоны, перекрытой надвигом Покутско-Буковинских складок Карпат.

Рис. 203. Угерское газовое месторождение (по Г.П. Бокову, Г.А. Барано­ву, Е.В. Солецкому):

а — структурная карта по кровле пласта XVI; б — геологический профиль по линии I — Г; в — схема сопоставления контуров газоносности; г — раз­рез продуктивной части отложений.

Контуры газоносности продуктивных пластов: 1 — II, 2 — IV, 3 — VII, 4 — XIV, 5 - XV6, 6 - XVI

Открытие в середине 80-х годов под надвигом флишевых толщ Покутско-Буковинской части Карпат залежей нефти (Лопушнянское месторождение) в отложениях мела и юры платформенного основания на глубинах 4180 — 4465 м указывает на перспективность поднадвиговой части Бориславско-Покутской зоны прогибов.

Рис. 204. Рудковское газовое месторождение (по В.Н. Иванову, Б.Б. За-волянскому).

Структурные карты кровли: а — пласта IV, б — юрско-гельветских отло­жений; в — геологический профиль по линии I — Г; г— схема сопоставле­ния контуров газоносности; g — разрез продуктивной части отложений. Контуры газоносности продуктивных пластов: 1 — IV, 2 — юрско-гель­ветских отложений

Рис. 205. Ходновичское газовое месторождение.

Поперечный геологический разрез: 1 — надвиг; 2 — докембрийский фун­дамент; 3 — газоносные горизонты

Поиск по сайту: