Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция

Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция распо­ложена в юго-западной части Восточно-Европейской платформы и занимает территорию северной и восточной Украины и юж­ной части Белоруссии. Общая площадь провинции 100 тыс. км² (рис. 64).

В тектоническом отношении провинция приурочена к При-иятско-Днепровско-Донецкому авлакогену — крупной отрица­тельной структуре на западе Восточно-Европейской платформы, протягивающейся на 1200 км при ширине 100—180 км, и находится между Белорусско-Мазурской и Воронежской антеклизами на севере, Украинским щитом на юге, от которых отделен краевыми сбросами.

В Днепровско-Припятской провинции выделяются четыре крупных тектонических элемента: Припятская впадина, Черниговско-Брагинский выступ, Днепровский грабен и Преддонецкий передовой прогиб.

Фундамент сложен метаморфическими породами архея и нижнего протерозоя. Максимальная

глубина его залегания до 10 —12 км. Максимальная мощность палеозоя (девон-пермь) достигает
9 км, мезозоя 1,3 км, кайнозоя 0,6 км. Наиболее крупные перерыны в осадконакоплении, сопровождаемые несогласиями, прихо­дятся на границы девона и карбона, палеозоя и мезозоя, мезозоя и кайнозоя. Доля морских отложений в разрезе составляет 60, карбонатных — 30%.

Докембрийский фундамент на всей территории провинции имеет глыбово-блоковое строение, определяемое продольны­ми и поперечными сбросовыми нарушениями различной амп-литуды.

Поверхность фундамента имеет разные глубины залегания и степень дислоцированности. В Припятском прогибе глубина за­легания поверхности фундамента меняется от 2 до 6 км. В Черниговско-Брагинском выступе глубины залегания фундамента меняются

Рис. 64. Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция (С.П. Максимов и др., 1987).

Крупнейшие тектонические элементы: I — Припятский прогиб, II — Днепровско-Донецкая впадина, III — Воро­нежская антеклиза, IV — Украинский кристаллический щит, V — Донецкий кряж; крупные тектонические эле­менты: 1 — Днепровский грабен, 2 — Преддонецкая ступень (северная окраина Донбасса).

Нефтегазоносные области (районы): А — Припятская НО (а — Северный HP); Б — Днепровско-Донецкая ГНО (б — Монастырищенско-Прилужский HP, 6₂ — Леляковский ГНР, 6₃ — Талалаевско-Рыбальский ГНР, б₄ — Заче-пиловско-Левенцовский ГНР, б₅ — Орчиковский ГР, б₆ — Рябухинско-Северо-Голубовский ГР, 6₇ — Северо-Дон-басский ГР)

от 1 до 3 км. В Днепровском грабене глубины залегания фун­дамента увеличиваются от 4,5 — 7,5 км на юго-восток в сторону Преддонецкого передового прогиба, достигая 12 км.

В формировании осадочного чехла Припятско-Днепровско-Донецкого авлакогена значительную роль играли продольные раз­ломы, а также девонская (D₃) и пермская (P,k) соленосные толщи. сложное блоковое строение фундамента в сочетании с соляной тектоникой обусловило формирование в разрезе осадочного чех­ла специфических структурных форм и привело к несовпадению структурных поверхностей отдельных стратиграфических комп­лексов. Широкое распространение имеют локальные структуры, и основном блоковой и солянокупольной природы. Соляной тектогенез способствовал образованию соляных куполов и грибооб­разных соляных штоков.

Общий объем осадочного выполнения 0,8 млн км³.

В Припятском прогибе выделяют Северную, Центральную и Южную структурно-тектонические зоны. В подсолевых отложе­ниях Северной и Южной зон выделяются линейно вытянутые протяженные (до 150 км) тектонические ступени, осложненные блоками и приразломными поднятиями. Для Центральной зоны характерны тектонические ступени меньшей длины, изометри­ческая форма блоковых структур подсолевого этажа и более сгла­женные очертания соляных тел и надсолевых поднятий.

В разрезе Припятского прогиба выделяют три структурных этажа: нижний, верхнепротерозойско-нижнефаменский, образу­ет ряд тектонических ступеней, выступов-горстов и разделяющих их грабен-синклиналей; средний этаж, верхнефаменско-каменноугольный, характеризуется развитием линейных соляных подня­тий и куполов, объединяющихся в валы, разделенные депрессия­ми; верхний этаж, пермско- мезокайнозойский, отличается от пре­дыдущих выполаживанием и сглаживанием структурных форм иверх по разрезу.

В структуре Днепровского грабена выделяются северный и южный борта, северная, южная прибортовая и центральная (приосевая) зоны.

Черниговско-Брагинский выступ охватывает территорию, где весь разрез перми и карбона резко редуцирован, а девон представ­лен преимущественно вулканогенными образованиями.

Освоение провинции началось в 1936— 1937 гг. с открытия небольшой залежи нефти в кепроке Роменского соляного купола. В 1950 г. были открыты Радченковское газонефтяное и крупное Шебелинское газоконденсатное месторождения. В последующем в провинции было открыто свыше 200 месторождений. Нефтяные месторождения мелкие и средние. Наиболее значительными яв­ляются Шебелинское, Западно-Крестищенское, Речицкое, Осташковичское, Монастырищенское, Леляковское, Глинско-Розбышевское и др. Запасы провинции умеренные и сосредоточены в ос­новном в палеозое. С глубинами менее 3 км связано 33% запасов; 3 - 5 км - 57%; глубже 5 км - 10%.

В пределах провинции выделяются две НГО — Припятская нефтеносная, Днепровско-Донецкая газонефтеносная.

Региональными покрышками служат: глинисто-сульфатные и соленосные отложения франского яруса; соленосная толща верх­него фамена; глинистые породы башкирского и московского яру­сов; глинистые и соленосные отложения перми; глины верхнего триаса и байоса-бата. Продуктивными комплексами являются: подсолевой (эйфельско-франский), сложенный терригенно-карбонатными породами; межсолевой (нижнефаменский), сложен­ный известняками и доломитами; нижне- среднекаменноугольный терригенно-карбонатный; верхнекаменноугольно-нижнеперм-ский, сложенный песчано-алевролитовыми отложениями и трещи­новатыми и кавернозными ангидритами и доломитами; верхне-пермско-мезозойский, представленный песчано-карбонатными отложениями.

Эйфельско-франский (подсолевой) НГК мощностью 0 — 3000 м в верхней части сложен карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями саргаевского, семилукско-петинского и воронеж­ского горизонтов, где коллекторами являются доломиты и извест­няки. Нижнюю часть слагают терригенные породы тернусско-на-ровского, лужского и пашийско-кыновского горизонтов. Емкост­ные фильтрационные свойства коллекторов резко изменчивы. Региональной покрышкой служат глинисто-сульфатные евлановские и соленосные ливенские отложения. В комплексе сосредото­чено более 20% разведанных запасов нефти. Выявлены залежи нефти на Речицком, Осташковичском, Ромненском и др. место­рождениях.

Нижнефаменский (межсолевой) НГК мощностью 0 — 1800 м представлен известняками и доломитами (Припятская НГО) и пес­чаниками и алевролитами (Днепровско-Донецкая НГО) задонско-елецкого возраста, региональной покрышкой для которых является верхняя соленосная толща елецко-лебедянского возраста. Всегo выделяется 4 — 6 продуктивных горизонтов на Осташкович-ском, Давыдовском, Вишанском и др. месторождениях.

Нижнекаменноугольный НГК мощностью 700 — 2000 м представлен терригенными породами с подчиненными прослоями карбонатных отложений. Мощные глинистые толщи разделяют комплекс на турнейско-нижневизейскую терригенно-карбонатную и норхневизеиско-серпуховскую преимущественно терригенную подуктивные толщи. С комплексом связано 20% начальных запа­сов УВ. Выделяют около 20 продуктивных горизонтов. Выявлены залежи на Руденковском, Качановском, Анастасьевском, Кошевском и др. месторождениях.

Среднекаменноугольный НГК мощностью 800 — 3000 м сложен герригенно-карбонатными породами. Коллекторами служат пла-сты песчаников и алевролитов, реже карбонатных пород, которые перекрыты сверху пластами глин и аргиллитов в кровле башкирс­кого и московского ярусов. В этом комплексе обнаружены зале­жи нефти и газа на Качановском, Гоголевском, Коробчинском и др. месторождениях.

Верхнекаменноугольно-нижнепермский НГК мощностью 1100— 1360 м выражен терригенно-карбонатными и сульфатно-галогенными породами. Коллекторами служат пачки песчаников и алевролитов, толщи трещиноватых и кавернозных карбонатов и ангидритов, обладающие хорошими емкостными свойствами. С этим комплексом связано более 60% начальных запасов УВ в провинции. Залежи нефти выявлены на Ефремовском, Крестищенском, Машевском, Староверском; газа — на Шебелинском, Крестищенском и др. месторождениях.

Верхнепермско-мезозойский НГК мощностью 100 — 2000 м представлен терригенно-карбонатными отложениями. Продуктив­ные горизонты нижней части комплекса связаны с песчано-кар-бонатными отложениями нижнего триаса и терригенными по­родами (кореневская свита) верхней перми, покрышкой для кото­рых служит толща красноцветных глин (нижнесеребрянская под-свита) верхнего триаса. В верхней части скопления УВ связаны с базальной пачкой песчаников юры, экранируемых бат-байосской толщей глин. Залежи нефти открыты на Качановском, Рыбальском, Солоховском и др. месторождениях.

Основной особенностью пространственного размещения нефти и газа Днепровско-Припятской провинции является определенная площадная дифференцированность в распределе­нии различных типов скоплений углеводородов. В северо-запад­ной ее части распространены преимущественно нефтяные за­лежи, в центральной — как газовые, так и нефтяные залежи, на востоке — в основном газовые.

Если в Припятской впадине распространены в основном не­фтяные залежи, то в целом Днепровско-Донецкий грабен являет­ся преимущественно газоносным, разведанные запасы газа кото­рого значительно превышают запасы нефти и конденсата. Пло­щадь распространения газовых скоплений превышает площадь, на которой встречены залежи нефти. Большая доля разведанных за­пасов газа сосредоточена на юго-востоке, а нефти — на северо-западе.

В связи с таким распределением некоторыми авторами вы­сказывается мнение, что газовые месторождения на юго-востоке провинции, особенно в Преддрнецком передовом прогибе, сфор­мировались в результате миграции газов, генерировавшихся при метаморфизме угленосных толщ карбона Донбасса и его северо­западных окраин.

В пределах провинции, как уже упоминалось выше, выделе­ны две НГО — Припятская нефтеносная, Днепровско-Донецкая газонефтеносная.

ПРИПЯТСКАЯ НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (рис. 65) площадью 30 тыс. км² приурочена к одноименному прогибу. Основные про­дуктивные комплексы связаны с подсолевыми и межсолевыми кар­бонатными отложениями верхнего девона. 80% общего объема на­чальных разведанных запасов нефти связано с глубинами до 3 км, а остальные с интервалами 3 — 5 км, причем основной объем началь­ных разведанных запасов нефти находится в Северной структур­но-тектонической зоне, небольшая часть в Центральной зоне. Боль­шая часть начальных разведанных запасов нефти связана с подсо­левыми и межсолевыми карбонатными комплексами. Часть запа­сов содержится в терригенных подсолевых и верхнесолевых отло­жениях девона.

В области выделяются Северный нефтеносный район и два пер­спективно нефтегазоносных района — Центральный и Южный.

Центральный нефтеносный район приурочен к одноименной структурно-тектонической зоне Припятского прогиба. Здесь от­крыты нефтяные месторождения с залежами в подсолевых и меж­солевых отложениях.

Рис. 65. Припятская нефтегазоносная область (С.П. Максимов и др., 1987): а — карта размещения месторождений нефти; б — геологический про­филь по линии I — Г.

Структурные зоны Припятского прогиба: А — Северная, Б — Централь­ная, В — Южная. Зонынефтегазонакопления (валы, ступени): I — Север­ная прибортовая, II — Чернинско-Первомайская, III — Дубровско-Александровская, IV — Речицко-Вишанская, V — Малодушинская, VI — Савичско-Заречинская.

Месторождения: 1 — Судовицкое, 2 — Березинское, 3 — Оземлинское, 4 — Первомайское, 5- Восточно-Первомайское, 6 — Озерщинское, 7 — Дубровское, 8 — Александровское, 9 — Борщевское, 10 — Вишанское, 11 — Полесское, 12 — Мармовичское, 13 — Давыдовское, 14 — Хутор­ское, 15 — Сосновское, 16 — Южно-Сосновское, 17 — Осташковичское, 18 — Южно-Осташковичское, 19 — Западно-Тишковское, 20 — Тиш-ковское, 21 — Речицкое, 22 — Днепровское, 23 — Красносельское, 24 — Ветхинское, 25 — Золотухинское, 26 — Малодушинское, 27 — Барсуковское, 28 — Надвинское, 29 — Комаровичское

Северный нефтеносный район, приуроченный к Северной структурной зоне прогиба, характеризуется четким соответстви­ем структурных планов подсолевых и межсолевых отложений, на­личием в подсолевых отложениях линейно вытянутых (длиной до 150 км) тектонических ступеней, осложненных блоками и прираз-ломными поднятиями. С этими ступенями связаны в районе пять валообразных структур, в пределах которых сосредоточены все выявленные в области месторождения нефти. Здесь открыто бо­лее двух десятков многопластовых нефтяных месторождений. Одно из крупнейших месторождений Осташковичское. Для под-солевого комплекса характерны пластовые тектонически экрани­рованные залежи нефти, для межсолевого — массивные или мас­сивно-пластовые с элементами тектонического или литологического ограничения.

Южная структурно-тектоническая зона прогиба относится к перспективным землям Припятской области. Характеризуется относительно спокойным характером тектоники, в межсолевых комплексах увеличивается роль терригенных отложений. Перс­пективны здесь подсолевые и межсолевые отложения девона.

В области открыто свыше 50 нефтяных и нефтегазовых мес­торождений, таких как: Речицкое, Вишанское, Давыдовское, Тишковское, Восточно-Выступовичское и др. месторождения нефти.

Осташковичское нефтяное месторождение (рис. 66) распо­ложено в центральной части Речицко-Шатуновской ступени. От­крыто в 1965 г., разрабатывается с 1969 г. По межсолевым отло­жениям Осташковичская структура представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания с размерами 12x4 км и амплитудой 200 м. Свод структуры осложнен крупным региональ­ным сбросом, по которому южное крыло складки опущено на 0,7 км. По подсолевым отложениям структура имеет вид моноклинали, экранированной по восстанию крупноамплитудным сбросом. В се­верном приподнятом крыле содержатся три залежи — в задонском, воронежском и семилукском горизонтах, а в опущенном одна — в за­донском горизонте.

Залежь задонского горизонта северного приподнятого крыла массивная, стратиграфически экранированная, а остальные за­лежи пластовые сводовые, тектонически экранированные. Эффек­тивные нефтенасыщенные мощности залежей задонского гори­зонта достигают 110—180 м, глубины залегания — 1900—2700 м. Начальные дебиты скважин до 800 т/сут.

Рис. 66. Геологический разрез Осташковичского и Южно-Осташковичского месторождений (по А.И. Кононову и В.Р. Бескопыльскому): а — залежи нефти; б — кепрок соляного штока; в — фундамент

Залежи в подсолевых горизонтах имеют значительно мень­шие эффективные мощности (12—35м), глубины залегания 3000— 3200 м и начальные дебиты нефти до 400 т/сут. Как в подсоле­вых, так и в межсолевых отложениях залежи нефтяные, нефти педонасыщены газом и газовый фактор не превышает 210 м³/т. Режим залежей в задонском горизонте упруго-водонапорный, в семилукском и воронежском — водонапорный.

Речицкое нефтяное месторождение (рис. 67) приурочено к Речицкому поднятию, осложняющему восточную часть Речицко-Вишанской зоны поднятий. Открытое 1964г., разрабатывается с 1967 г. Речицкая структура по межсолевым отложениям образу­ет брахиантиклиналь субширотного простирания с размерами 25х(4—7) км и амплитудой 600 м. По подсолевым отложениям структура представляет собой полусвод, экранированный круп­ноамплитудным сбросом.

Месторождение содержит шесть залежей — в пярнуском, пашийском, семилукском, воронежском и задонско-елецком горизон­тах. Все залежи слабо связаны или совсем не связаны с законтур­ной зоной, в результате чего они обладают упруго-водонапорным

Рис. 67. Речицкое нефтяное месторождение. Геологический разрез (по П.В. Анцупову, A.M. Синичке):

1 — разрывные нарушения, 2 — соль, 3 — нефть, 4 — поверхность стра­тиграфического несогласия, 5 — кристаллический фундамент

или упругим режимом. В каждой залежи плотность нефти увели­чивается по направлению к ВНК, газовый фактор возрастает с глубиной от 40 м.³/т в задонском горизонте до 95 м³/т в пашийс-ком. Давление насыщения возрастает от 10,5 МПа, плотность нефтей уменьшается от 0,873 до 0,83г/см³. Нефти Речицкого ме­сторождения малосернистые, метаново-нафтенового типа.

ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКАЯ ГАЗОНЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (рис. 68) площадью 87 тыс. км² расположена в пределах одноимен­ного авлакогена и Преддонецкого передового прогиба. Характе­ризуется увеличением стратиграфического диапазона газонефте­носности и постепенного замещения к юго-востоку нефтяных ме­сторождений на газонефтяные и газовые. Основной объем разве­данных запасов области сконцентрирован в нижнекаменноуголь­ном и верхнекаменноутольно-пермском комплексах.

В области выделяют 7 нефтегазоносных районов. Открыто более 150 месторождений: 85 газовых и газоконденсатных, 8 газо­вых и нефтегазовых, 30 нефтяных, 33 нефтегазоконденсатных.

Крайнюю северо-западную часть области с мощностью осадоч­ного чехла до 6 км выделяют в Монастырищенский нефтеносный район. Здесь в отложениях нижнего карбона в пластовых сводовых

Рис. 68. Днепровско-Донецкая газонефтеносная область (С.П. Максимов и др., 1987):

а — карта размещения месторождений нефти и газа; б — геологический профиль по линии I — Г.

Структурные зоны Днепровского грабена: 1а — Северная прибортовая, 16 — Центральная, 1в — Южная прибортовая; II — Преддонецкая ступень (северные окраины Донбасса).

Месторождения: 1 — Нынивское, 2 — Талалаевское, 3 — Великобубновское, 4 — Николаевское, 5 — Артюховское, 6 — Перекоповское, 7 — Анастасьевское, 8 — Роменское, 9 — Гадячское, 10 — Куличихинское, 11 — Тимофеевское, 12 — Новотроицкое, 13 — Качановское, 14 — Рыбальское, 15 — Голиковское, 16 — Бугреватовское, 17 — Прокопенковское, 18 — Козиевское, 19 — Котелевское, 20 — Березовское, 21 —Степовое, 22 — Коробочкинское, 23 — Волоховское, 24 — Северо-Голуповское, 25 — Дружелюбовское, 26 — Зайцевское, 27 — Софиевское, 28 —Западно-Софиевское, 29 — Бережовское, 30 — Северо-Ярошевское, 11 — Ярошевское, 32 — Щуровское, 33 — Мильковское, 34 — Леляковское, 35 — Озерянское, 36 — Гнединцевское, 37 — Светличное, 38 — Богдановское, 39 — Луценковское, 40 — Белоусовское, 41 — Чернухинское, 42 — Шумское, 43 — Васильевское, 44 — Глинско-Розбышевское, 45 — Клинско-Краснознаменское, 46 — Харьковцевское, 47 — Яблуновское, 48 — Малосорочинское, 49 — Радченковское, 50 — Кошевойское, 51 — Вельское, 52 — Солоховское, 53 — Опошнянское, 54 — Матвеевское, 55 — Руновщинское, 56 — Гоголевское, 57 — Семенцовское, 58 — Аба-зовское, 59 — Восточно-Полтавское, 60 — Машевское, 61 — Суходолов-ское, 62 — Чутовское, 63 — Распашновское, 64 — Новоукраинское, 65 — Западно-Крестищенское, 66 — Червоноярское, 67 — Западно-Старове-ровское, 68 — Медведовское, 69 — Восточно-Медведовское, 70 — Лан-новское, 71 — Западно-Сосновское, 72 — Кегичевское, 73 — Мелихов­ское, 74 — Западно-Ефремовское, 75 — Ефремовское, 76 — Шебелин-ское, 77 — Миролюбовское, 78 — Спиваковское, 79 — Монастырищен-ское, 80 — Малодевицкое, 81 — Прилукское, 82 — Кибинцевское, 83 — Сагайдакское, 84 — Потичанское, 85 — Лиманское, 86 — Зачепиловское, 87 — Решетняковское, 88 — Руденковское, 89 — Николаевское (Новони­колаевское), 90 — Новогригорьевское, 91 — Михайловское, 92 — Юрьев­ское, 93 — Кременовское, 94 — Новоселовское, 95 — Восточно-Новосе-ловское, 96 — Пролетарское, 97 — Перещепинское, 98 — Голубовское, 99 — Богатойское, 100 — Левенцовское, 101 — Краснопоповское, 102 — Боровское, 103 — Муратовское, 104 — Капитановское, 105 — Лобачев-ское, 106 — Славяносербское, 107 — Вергунское, 108 — Кондрашевское, 109 — Ольховское, 110 4 Кружиловское, 111 — Грачикское, 112 — Пло-тинское, 113 — Глубокинское, 114 — Тишкииское, 115 — Красновское, 116 — Астаховское, 117 — Скосырское, 118 — Северо-Белянское

литологически и стратиграфически экранированных залежах открыты такие месторождения нефти, как Монастырищенское, Прилукское, Седиевское и др.

Гнединцевское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на склоне Сребненской депрессии и представляет собой пологую асимметричную с широким сводом брахиантик-линаль северо-западного простирания с углами падения породна крыльях от 1 до 3°. Размер складки по продуктивным пластам со­ставляет 8,5x5,0 км, а высота — 200 м. Амплитуда предтриасо-вого размыва возрастает в юго-западном направлении, вслед­ствие чего характеризующийся максимальным размывом отло­жений палеосвод смещен примерно на 1,0 км к северо-востоку. От­крыто в 1959 г., разрабатывается с 1963 г.

По направлению кпалеосводунаблюдается последовательное стратиграфическое выклинивание песчаных пластов, к которым приурочены нефтяные залежи. Кроме указанных стратиграфиче­ских ловушек, залежи также вскрыты в двух нижележащих песча­ных пластах, образующих обычные пластовые сводовые ловушки. Продуктивные горизонты верхнего карбона и нижней перми раз-

делены глинистыми прослоями. Общей покрышкой для всех зале­жей, имеющих единый водо-нефтяной контакт (ВНК), яляется нижнедроновская красноцветная глинистая толща мощностью 80—110 м. Коллекторы представлены песчаниками, гравелитами и алевролитами и характеризуются значительной литолого-фа-циальной изменчивостью. Их открытая пористость колеблется от 1,7 до 33,4 %, проницаемость — от 0,1 до 1680 мД, эффектив­ные мощности изменяются от 0 до 33 м. На основании существу­ющего единого ВНК и общей покрышки продуктивные горизонты обычно рассматриваются как единая массивно-пластовая сводо­вая, частично стратиграфически экранированная нефтяная за­лежь с водонапорным режимом.

Леляковское нефтяное месторождение приурочено к типич­ной пологой куполовидной брахиантиклинали, не нарушенной со­ляной тектоникой. Открытое 1962г., разрабатывается с 1968г. Скопления нефти на месторождении связаны главным образом с отложениями верхнего карбона (горизонты К) и нижней перми (го­ризонты П). На месторождении выявлена массивная залежь не­фти с единым контуром нефтеносности.

В северной прибортовой зоне области между Ичнянским и Во-росклинским поперечными разломами выделяют Талалаевско-Рыбальский газонефтяной район. Для этого района характерны мес­торождения с продуктивными горизонтами от нижнего карбона до юры, приуроченные к брахиантиклинальным солянокупольным структурам, и брахиантиклинальным и блоковым структурам, не осложненным соляным тектогенезом. На глубинах свыше 5 км выявлены газовые залежи на Котелевском и Сахалинском место­рождениях.

Качановское нефтегазовое месторождение (рис. 69) приуро­чено к поднятию, связанному с глубокопогруженным докаменноу-гольным соляным штоком, где ядро соли залегает на глубине свы­ше 4000м. Открытое 1957г., разрабатывается с 1961 г. По надсолевым отложениям здесь намечается пологая куполовидная склад­ка, разбитая тектоническими нарушениями на ряд блоков. Блоко­вое строение структуры обуславливает специфический характер пефтегазоносности месторождения. Выявленные залежи нефти и газа залегают в интервале глубин 1450—500м, а общий этажнеф-тегазоносности превышает 2000м. В отложениях триаса, перми и карбона насчитывается от 20 до 25 продуктивных горизонтов, залежи которых образуют несколько этажей нефтегазоносности:

Рис. 69. Качановское нефтегазовое месторождение:

а — структурная карта по кровле пласта К-27; б — геологический разрез (по С.Е. Черпаку); 1 — нефть; 2 — газ; 3 — разрывные нарушения; 4 — контур нефтеносности; 5 — зоны нефтенасыщенности; 6 — изогипсы, м

триасово-нижнепермский, нижнепермско- верхнекаменноу­гольный, среднекаменноугольный, нижнекаменноугольный.

Основной по добыче нефти Леляховско-Солоховский нефте­газоносный район занимает погруженные до 10 км центральную и южную прибортовые зоны области. Продуктивны горизонты от девона до юры, залегающие на глубине от 500 м до 5 км. С локаль­ными блоковыми или брахиантиклинальными солянокупольными структурами связаны сводовые пластовые тектонически или ли-тологически экранированные, массивнопластовые залежи нефти и газа. Основные запасы углеводородов сосредоточены в нижне­каменноугольных и верхнекаменноугольно- нижнепермских ком­плексах. На глубинах более 5 км в районе открыты Луценковское, Клинско-Краснознаменское, Яблуновское (рис. 70), Кошевойское, Харьковцевское, Яровское и другие газовые залежи.

В юго-восточной части северной прибортовой зоны, характе­ризующейся слабым проявлением соляного тектогенеза, выделя­ется Рябухинско-Северо-Голубовский район. Здесь развиты бра-хиантиклинальные приразломные структуры, малоамплитудные погребенные поднятия, структурные носы и террасы, осложняю­щие прибортовую моноклиналь. Газоносность связана со средне-каменноугольным комплексом, в котором открыты Балаклейское, Высокопольское и другие газовые месторождения.

В пределах наиболее погруженной части центральной зоны впадины расположен основной по разведанным запасам и добыче газа Машевско-Шебелинский газоносный район. Осадочный че­хол слагает мощная нижнепермская соленосная толща, которая совместно с девонскими штоками образует сложные соляные тела грибовидной формы, осложняющие валы субширотного прости­рания. Месторождения в основном приурочены к межкупольным брахиантиклиналям. Разведанные запасы связаны в основном с верхнекаменноугольно- нижнепермским комплексом, в котором открыты крупные газовые и газоконденсатные месторождения Шебелинское, Западно-Крестищенское, Ефремовское и др.

Шебелинское газовое месторождение (рис. 71) приурочено к восточной части Днепровско-Донецкой впадины. Открыто в 1950 г., разрабатывается с 1956 г. Начальные запасы свободного газа 650 млрд м³, конденсата 8,3 млн т. Шебелинская структура со всех сторон ограничена глубокими прогибами, по отношению к которым ее амплитуда в нижней перми превышает 1 км, а в юре — 500—600 м. По мезокайнозойским отложениям почти симметрична

Рис. 70. Яблуновское нефтегазоконденсатное месторождение: а — структурная карта по поверхности продуктивной толщи турнейского яру­са; б — геологический профиль (по Н.Я. Барановской, И.Н. Головацкому) 1 — изогипсы кровли продуктивной части турнейского яруса, м; 2 — глу­бокие скважины; 3 — контур газоносности турнейской массивно-плас­товой залежи; 4 — тектонические нарушения; залежи: 5 — газовые, 6 — нефтяные; 7 — песчаники

Рис. 71. Шебелинское газоконденсатное месторождение

(по М.Г. Ульянову, В.Д. Семичу и др.): а — структурная карта по кровле картамышской свиты; б — геологический профиль по линии I — I; 1 — изогипсы, м; 2 — контур газоносности; 3 — тектонические нарушения; 4 — поверхность несогласия; 5 — газ

и характеризуется небольшими углами падения крыльев, по пермским породам резко асимметрична с относительно крутым юго-западным крылом (10—12°). Углы падения северо-восточного крыла не превышают 8°. Структура разбита дизъюнктивными на­рушениями различного возраста и направления на вертикально смещенные блоки. Наиболее древний разлом — продольный взброс амплитудой до 200 м, который рассекает месторождение на два основных тектонических блока: северо-восточный и юго-западный. В мезозое взброс отражается в виде флексурного перегиба, плащеобразно перекрывающего палеозойский разлом. Помимо ос­новного почти продольного взброса центральный участок место­рождения осложнен системой поперечных сбросов с амплитудой 50—100 м, образующей неглубокий грабен. Шебелинская структу­ра существенно отличается от всех складок, в окружении кото­рых она находится. Основная особенность — наличие мощной (до 700 м) толщи хемогенных отложений нижней перми и отсутствие резко выраженных проявлений соляной тектоники. Амплитуды дизъюнктивных нарушений значительно уступают толщине по­крышек, т.е. условия для аккумуляции газа были весьма благопри­ятными. Продуктивны отложения верхнего карбона, нижней Пер­ми и триаса. Основная залежь связана с пластами и пропластка-ми песчаников и алевролитов толщиной до 20 м, залегающими в глинистых породах верхнекаменноугольного и нижнепермского возраста. Пористость в пределах 5,7—27,2 % при средней 12,3 %. Средний коэффициент газонасыщения 0,54 для свиты медистых песчаников (нижняя пермь) и 0,74 — для пород верхнего карбона. Газ всех горизонтов по своим физико-химическим свойствам по­чти идентичен, относится к категории сухих. Содержание мета­на 91-94 %, его гомологов -3-7%. СО₂ -0,1-0,2%. средняя плотность газа 0,590. Наряду с газом в значительном количестве добы­вается конденсат — около 14 см^э/м³газа. Средняя плотность кон­денсата 765 кг/м³. Для всех газоносных горизонтов независимо от глубины их залегания свойственно примерно одинаковое ста­тическое давление на устьях скважин, несколько превышающее 20МПа. Все газоносные горизонты имеют единый газоводяной кон­такт на отметке —2240 м. Основная залежь Шебелинского мес­торождения массивная, этаж газоносности — 1100—1200м. залежь газа в триасовых отложениях находится на глубине 750—1100м и приурочена к пласту, представленному чередованием песчани­ков, алевролитов, глин и карбонатных пород общей толщиной 40—60 м. Средняя пористость 18%, проницаемость до 0,7 мкм². Покрышка сложена плотными пестроцветными глинами триаса. Газ по составу аналогичен нижележащей основной залежи.

Западно-Крестищенское газоконденсатное месторождение (рис. 72) расположено в наиболее погруженной юго-восточной час­ти Днепровско-Донецкой впадины. Открытое 1968г., разрабаты­вается с 1970г. В структурном отношении оно приурочено к анти­клинальной складке палеозойского возраста северо-западного про-

Рис. 72. Западно-Крестищенское газоконденсатное месторождение:

а — структурная карта подошвы известняка О₈ нижней перми (по И.Н. Го-ловацкому); б — геологический профиль по линии I — Г; в — схема сопо­ставления контуров газоносности. 1 — соляные штоки (А — Белуховс-кий, Б — Крестищенский); контуры газоносности горизонтов: 2 — А-6 — Г-9, 3 - Г-Ю-Г-11,4 - Г-12-Г-13, 5 -К-1-К-2

стирания, осложненной на западе Белуховским, а на востоке Крестищенским соляными штоками, и является типичным межштоковым месторождением. Газоконденсатные залежи выявлены в тер-ригенной толще пород нижней перми (картамышенская свита) и верхнего карбона (араукаритовая и авиловская свиты), в которых выделены четыре подсчетных объекта общей мощностью 800 м на глубине от 2700 до 3800 м. В состав каждого объекта входит не­сколько пластов-коллекторов. Залежи в трех нижних подсчетных объектах имеют общий газоводяной контакт на отметке -3720 м. Пластовое давление на контакте газ-вода составляет 42,2 МПа.

Песчано-алевролитовые пласты-коллекторы в разрезах картамышенской и верхов араукаритовой свит характеризуются по­ристостью 11—17 %, проницаемостью (21—196)-10~'⁶м², газонасы­щенностью 48—75 %. Рабочие дебиты газа в скважинах колеблют­ся от 47,5 тыс. до 1033,7 тыс. м/сут. Число пластов-коллекторов достигает 18—20. Максимальные значения их емкостно-фильтра-ционных свойств и наибольшая продуктивность скважин отме­чаются в приосевом и приштоковых участках структуры.

Продуктивный разрез верхнего карбона представлен мощны­ми пластами песчаников, составляющих от 50 до 74 % мощнос­ти объекта, средние значения пористости которых достигают 14—16 %, а газонасыщенности — 72—79 %.

В юго-восточной части Южной прибортовой зоны, характе­ризующейся резким увеличением мощности турнейских и ниж-невизейских отложений, расположен Руденковский газонефте­носный район. Девонские и пермские соли имеют в основном пла­стовое залегание, осадочные породы слабо дислоцированы. Про­дуктивные горизонты сосредоточены в нижнем и среднекаменно-угольном комплексах, с которыми связаны Руденковское и др. месторождения.

Руденковское газоконденсатное месторождение (рис. 73) расположено в южной части Днепровского грабена. Открытое 1971 г., разрабатывается с 1980 г.

Залежи газа выявлены на глубинах 2800—4400 м в терригенных коллекторах нижнекаменноугольного возраста. Продуктивных горизонтов восемь. Все залежи газов приурочены к ловушкам не­антиклинального типа и контролируются выклиниванием продук­тивных пластов на юг по восстанию моноклинали. В северном на­правлении залежи в отложенияхвизейского возраста ограничены тектоническим нарушением амплитудой 200—400 м.

Рис. 73. Руденковское газоконденсатное месторождение.

Геологический разрез (по В.И. Мясникову):

I — газонасыщенные песчаники; 2 — разрывное нарушение

В залежах, приуроченных к продуктивным пластам Т-1 и Т-2 турнейского возраста, газожидкостный контакт установлен на глубинах 4340 и 3487м соответственно. Наиболее крупная залежь установлена в пласте В-26 визейского возраста. Ввиду значитель­ной дифференциации фильтрационно-емкостных свойств коллек­торов по объему залежи дебиты газа по скважинам колеблются о т 5 тыс. м³/сут вблизи линии выклинивания до 1000 тыс. м³/сут и зоне максимальных мощностей.

Преддонецкий газоносный район занимает территорию одноимённого прогиба. В районе развиты сопряженные с разломами узкие антиклинали и брахиантиклинали блокового строения. Основные запасы газа связаны со среднекаменноутольным комплек­том. Залежи пластовые сводовые тектонически экранированные. Открыты многопластовые газовые и газоконденсатные месторож­дения Астаховское, Кондрашевское, Краснопоповское, Альховское, Лобачевское, Боровское и др.

Значительными перспективами для поисков промышленных скоплений углеводородов в провинции обладают девонские от­ложения, разрез которых содержит наиболее разнообразный комплекс пород (терригенные, карбонатные, вулканогенные и шапоритовые). Наличие среди них двух уровней соленакопления обусловливает выделение надсолевой, межсолевой и подсолевой толщ, с которыми связаны основные перспективы нефтегазоноснОСТИ.

Главными объектами поисков углеводородов и в последующие годы, по-видимому, будут оставаться отложения серпуховского, визейского и турнейского ярусов, в которых сосредоточено боль­ше половины неразведанных ресурсов углеводородов.

Поиск по сайту: