Терригенные породы девонского нефтегазоносного комплекса характеризу­ются значительным содержанием глинистого цемента (до 20-35%), поэтому первичнопористые коллекторы даже на небольших глубинах относятся к V-VI клас­сам с эффективной пористостью до 6%. Для всех песчаных горизонтов карбона установлена единая закономерность в смене коллекторских свойств на террито­рии впадины: от бортов к приосевой зоне, а также с северо-запада на юго-вос­ток они ухудшаются вследствие уплотнения и возрастания глинистости. Общее содержание песчаников в разрезе турнейского и визейского ярусов в тех же на­правлениях уменьшаются (от 30-50 до 10-20%), а мощность отдельных пластов составляет от 5-40 до 2-15 м.

К среднему классу (II, III) относятся коллекторы северо-западной части ре­гиона. В пограничных с Донбассом зонах, где отложения погружаются на боль­шие глубины, в разрезах доминируют коллекторы более низких классов (IV, V). В депрессиях центральной и юго-восточной частей впадины в визейских и серпу­ховских терригенных породах преобладают коллекторы низких классов (V и VI) с эффективной пористостью 1-6%. В приосевой же зоне эти самые породы средне­го, верхнего карбона и перми на глубинах до 3-3,5 км не претерпели значительного уплотнения и имеют довольно высокие коллекторские свойства. Например, песча­ные продуктивные пласты араукаритовой, картамышской и мелиховской свит Шебелинского месторождения имеют высокую эффективную пористость (19-22%). В первичнопористых терригенных породах, погруженных на глубины более 5 км, фильтрационно-ёмкостные свойства ухудшаются вследствие региональных эпиге­нетических изменений.

Поиски скоплений углеводородов в карбонатных породах еще не приобрели в регионе нужного масштаба; однако открытые месторождения и прогнозные объекты дают основания для положительной их оценки. Первая залежь газа, свя­занная с карбонатными рифогенными телами никитовской свиты, была открыта в пределах Леляковской структуры. Их эффективная пористость составляет 25-30%. С карбонатами визейского и турнейского возраста связаны резервуары ряда место­рождений. Резервуар такого типа содержит 94% разведанных запасов газоконден­сата Богатойского месторождения.

Флюидоупоры. или покрышки в пределах впадины разделяются на регио­нальные, зональные и локальные покрышки. По вещественному составу это пре­имущественно глинистые или хемогенные отложения, реже карбонатные или вул­каногенные породы.

Девонскими региональными флюидоупорами наивысшего класса являются евлановско-ливенская (нижняя) и данковско-лебедянская (верхняя) соленосные толщи, максимальные мощности которых достигают 1900 и 300 м соответственно. К числу зональных могут быть отнесены глинистая «каолиновая» толща, перекры­вающая нижнюю часть надсолевого девона, лиманская (бельская) глинистая толща и руденковские (верхнефаменские) глинистые пачки. Турнейскими и нижневизейскими региональными и зональными флюидоупорами являются малевская гли­нистая толща (30-220 м), известняково-глинистые пачки козелевского горизонта (30-210 м), глинисто-карбонатные толщи нижнего визе (до 150-200 м), глинистые пачки верхнего визе, нижнесерпуховские глинистые покрышки (до 150 м), верх­несерпуховская толща глин, среднекаменноугольные глинистые пачки (до 150 м) и локальные верхнекаменноугольные флюидоупоры.несогласные сбросы. В последнее время особое значение приобретают литологически экранированные залежи. Площади залежей колеблются от одного до 270 кв. км (Шебелинское месторождение).

Характерным типом залежей в ДДВ являются массивно-пластовые сводовые, впервые выделенные именно в этом регионе (Б. С. Воробьев, 1962). Этот тип за­лежей широко развит в нижнепермско-верхнекаменноугольных и нижневизейско-турнейских комплексах. К ним относятся крупнейшие газовые (Шебелинское, Крестищенское и др.) и нефтяные (Леляковское, Гнединцевское) залежи. В хемогенной толще нижней перми и других комплексах известны литологически ограни­ченные залежи. Перспективными являются залежи в биогермных ловушках.

Количество залежей в пределах одного месторождения может колебаться в широком диапазоне. В регионе насчитывается 60 однозалежных месторождений, среди которых три газовых, 15 нефтяных, 40 газоконденсатных. Многозалежные месторождения могут насчитывать десятки залежей углеводородов. Они образуют почти непрерывный продуктивный разрез от мезозоя до нижнего карбона, а иног­да и девона. Этаж нефтегазоносноcти достигает на Качановском и Рыбальском месторождениях 2000 и 2300 м соответственно. Большую высоту могут иметь и некоторые скопления углеводородов, связанные с массивно-пластовыми ловуш­ками (1180 м для Шебелинского месторождения). В пределах одной площади могут встречаться залежи разных типов. Например, в Глинско-Розбышевском месторож­дении есть пластовые и массивно-пластовые залежи, а в Юльевском - пластовые в осадочном чехле и зональные в кристаллическом фундаменте.

3.                    Нефтегазоносные комплексы ДДВ.

Нефтегазоносные продуктивные комплексы выделяются в области по не-фтегазонасыщенным и экранирующим толщам разрезов. Они различны по своему площадному распространению и значимости. Здесь принято обособлять следую­щие нефтегазоносные комплексы.

Мезозойский комплекс включает 11 залежей нефти и газа в толщах юры и триаса. Он характеризуется локальной нефтегазоносностью, установленной для 9 месторождений с общими запасами 1,5% от суммарных. Практическое значение его выявления имело место лишь в начале освоения региона. Дальнейшее наращи­вание запасов нефти и газа с ним не связывается.

Верхнекаменноугольно-пермский комплекс с 45 залежами 26 месторождений, где сосредоточено 56,6% разведанных запасов газа и 38,7% нефти имеет субре­гиональное распространение. Он лучше всего изучен бурением. Возможность на­ращивания запасов за его счет незначительна, поскольку фонд дополнительных замкнутых поднятий практически исчерпан. Тем не менее, именно в этих отло­жениях заключены основные запасы недавно открытого Кобзевского месторожде­ния. Дальнейшие перспективы можно связывать лишь с приштоковыми залежами (подобными Котляровскому месторождению). Потенциальные ресурсы разведаны более чем на 90%.

Срелнекаменноугольный комплекс со 165 залежами (более 5% разведанных запасов углеводородов) по характеру распространения является субрегиональным. С ним прогнозируется открытие значительных по запасам месторождений. Поиско­вые работы ведутся попутно при оценке продуктивности толщ нижнего карбона.

   Серпуховским комплекс со 164 залежами 68 месторождений (8,3% разведан­ных запасов) по своим характеристикам является субрегиональным. Отличается высоким уровнем разведанное начальных ресурсов (более 30%). Прогнозная оценка его нефтегазоносное достаточно высока, особенно в связи с открытием газоконденсатных залежей Котелевско-Березовской группы месторождений.

Верхневизейский комплекс с 332 залежами 119 месторождений (26,4% разведанных запасов углеводородов) является регионально распространенным. По своим потенциальным возможностям занимает ведущее место, несмотря на то, что почти половина его начальных ресурсов получила промышленную оценку. Именно с ним связано большинство открытых залежей неантиклинального типа.

Турнейско-нижневизейский комплекс с 83 залежами 70 месторождений (9,4% разведанных запасов) является регионально распространенным. По потенциальным возможностям занимает второе место. Характеризуется наличием вторичнопоровых терригенных и тре:щиноватых карбонатных коллекторов (Яблуновское, Багатойское и др. месторождения). От предыдущего комплекса отделяется субрегиональным флюидоупором. Отличается от него большой литологической расчлененностью, не­выдержанностью глинистых прослоев в мощных толщах пород-коллекторов, что обусловливает вероятность образования в нем массивно-пластовых залежей.

Девонский комплекс имеет залежи промышленного значения лишь в 8 место­рождениях, где сосредоточено менее 1% разведанных запасов региона. Хотя в нем есть флюидоупоры высшего класса, по характеру латерального распространения рассматривается как субрегиональный. Уровень потенциальных возможностей комплекса в течение всего времени его изучения существенно колебался и не ис­ключено, что текущие и будущие поисковые работу смогут существенно повлиять на повышение его оценки.

      В докембрийском комплексе с четырьмя залежами двух месторождений со­держится чуть больше 0,5% разведанных запасов углеводородов. Открытие Хухрянского (1985) и Юльевского (1987) месторождений имело принципиальное зна­чение. Оно не только подтвердило наличие промышленных скоплений углеводо­родов в кристаллических образованиях, но и существенно расширило территорию поисков в палеозое.

4.                    Районирование Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области.

Районирование Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области базирует­ся на особенностях геологического строения, развития разных типов локальных структур, пространственного размещения залежей и месторождений углеводоро­дов, их фазового состояния, продуктивности комплексов и т.д. По этим критериям выделено 15 нефтегазоносных районов с разным уровнем разведанных запасов, перспективных ресурсов, изученности и освоенности недр (Атлас, 1998).

Черниговско-Брагинский перспективный район пока не имеет открытых месторождений. Он включает все зоны одноименного выступа в прогибе и про­тягивается до границы с Припятским грабеном (впадиной), который размещается между Лоевско-Брагинским и Кошелевским выступами. В его пределах возможно открытие мелких нефтяных месторождений в прибортовых зонах, где в процессе бурения наблюдались прямые проявления углеводородов.

Монастыришенско-Софиевский нефтеносный район от предыдущего отли­чается существенным возрастанием мощности каменноугольных отложений, в которых открыты промышленные скопления нефти в среднекаменноуголыюм, верхневизейском и нижневизейско-турнейском комплексах. Здесь распростране­ны структуры, формирование которых обусловлено галокинезом. Мелкие нефтя­ные месторождения связаны преимущественно с небольшими антиклинальными поднятиями. Степень разведанности его ресурсов 26%.

Талалаевско-Рыбальский нефтегазоносный район имеет высокую плот­ность разведанных ресурсов. В нем доказана промышленная нефтегазоносность от юрских до девонских образований. Открыты залежи углеводородов на значи­тельных глубинах: газоконденсата - 5600 м (Степовое месторождение), нефти -более 5000 м (Суховское месторождении). Значительное количество поднятий связано с соляной тектоникой. В результате оттока соли в этих поднятиях обра­зовались компенсационные мульды (Дмитриевская, Бобрицкая, Синявская и др.). где в дальнейшем возможны открытия новых месторождений. Степень разведан­ности ресурсов около 58%.

Страницы: 1, 2, 3, 4