Глинско-Солоховский газонефтеносный район имеет наибольшие неразведанные ресурсы. В нем размещается наиболее глубокая залежь газоконденсата (Перевозовское месторождение, 6300 м). В составе района находятся обширные соляные валы, каждый из которых имеет по несколько месторождений. Отличается разнообразием типов залежей, а также наибольшими разведанными запасами нефти. Большая мощность нефтегазоносных отложений нижнего карбона, которые залегают на глубинах до 7000 м, делает эту площадь наиболее перспективной для поисков новых месторождений. Степень разведанности около 49%.
Антоновско-Белоцерковский нефтегазоносный район по объему неразведанных ресурсов занимает одно из последних мест. Поисковыми работами оценен практически весь фонд антиклинальных структур, а также моноклинальные склоны Белоцерковского выступа. В результате здесь открыто лишь два мелкие месторождения. Дальнейшие перспективы связываются с нетрадиционными ловушками. Степень разведанности 2%.
Рябухинско-Североголубовский газоносный район включает одну из крупнейших моноклиналей ДДВ - Змиевскую. В его пределах установлена продуктивность среднекаменноугольных, серпуховских и верхневизейских отложений. Район характеризуется ограниченным количеством сквозных антиклинальных поднятий, поэтому реализация неразведанных ресурсов связывается с погребенными складками кисовского и коломакского типа или с неантиклинальными ловушками, подобными шуринской. Степень разведанности около 8%.
Машевско-Шебелинский газоносный район расположен в погруженной части впадины, где находятся наибольшие газоконденсатные месторождения. Они приурочены к межкупольным погребенным структурам в отложениях нижней перми-верхнего карбона. Пластовая каменная соль краматорской свиты вместе с диапировой франского яруса образуют здесь грибовидные тела, под которыми в массивно-пластовых ловушках сформировались крупные залежи газоконденсата. Структуры этого типа оценены поисковым бурением. Дальнейшее наращивание разведанных запасов связывается с открытием приштоковых залежей, аналогичных по строению скоплениям углеводородов Котляровского месторождения, а также залежей в неантиклинальных ловушках на склонах структурных валов. Степень разведанности более 88%.
Руденковско-Пролетарский нефтегазоносный район отличается от соседнего Антоновско-Белоцерковского высокими перспективами и широким стратиграфическим диапазоном продуктивных отложений от юрского до турнейского возраста включительно. Исключением являются породы верхнекаменноугольно-нижнепермского комплекса, в значительной степени редуцированные предмезозойским перерывом в осадконакоплении. Преобладающее большинство месторождений расположено в пределах Зачепиловско-Левенцовского вала вдоль южного краевого разлома. Степень разведанности 43,5%.
Октябрьско-Лозовской перспективный район является продолжением предыдущего, но существенно отличается от него по геологическому строению. Он включает одну из наибольших в регионе структур третьего порядка - Лозовскую моноклиналь. Несмотря на многочисленные сейсмические исследования, в районе не найдено ни одного локального поднятия. Вместе с тем, здесь закартировано значительное количество несогласных сбросов, которые являются надежными экранами для многих залежей северной прибортовой зоны ДДВ. Это позволяет прогнозировать открытие в пределах моноклинали залежей, аналогичных тем, что найдены на территории Змиевской.
Спиваковский газоносный район, расположен на территории, где установлена многокилометровая толща карбона. На размеры запасов углеводородов негативно влияет непосредственное соседство складчатого Донбасса с его активными тектоническими и эпигенетическими процессами. Вместе с тем открытые здесь месторождения газоконденсата свидетельствуют о реальной возможности существования промышленных скоплений углеводородов, связанных как с традиционными, так и нетрадиционными ловушками. Степень разведанности 2,6%.
Кальмиус-Бахмутский газоносный район охватывает площадь двух одноименных котловин и их склонов, на восток от которых начинается складчатый Донбасс. До открытия небольшого Лаврентиевского газоконденсатного месторождения этот район считался малоперспективным. Ввиду очень сложных сейсмогеологических условий подготовка поисковых объектов ведется замедленно. Поэтому дальнейшая промышленная оценка территории в значительной степени зависит от методики проведенной сейсморазведки. Степень ее разведанности менее 1%.
Северный борт — это нефтегазоносный район, расположенный за пределами грабена, где отсутствуют хемогенные и галогенные образования нижней перми, а также хорошо выражены складки северо-западного простирания. Для него характерны небольшие мощности осадочного чехла, который не превышает 3,5-4 км. Открытие Владимировского, Хухрянского, Скворцовского и других месторождений доказали промышленную нефтегазоносность района. Здесь впервые подтвердился прогноз перспективности образований кристаллического фундамента, хотя методика выявления и подготовки для поисков таких объектов, а также их разведки еще не разработана. Поэтому дальнейшая промысловая оценка этой территории будет осуществляться в основном для отложений среднего и нижнего карбона, а также верхней части разреза кристаллического фундамента. Степень разведанности начальных ресурсов около 18%.
Южный борт - перспективный район, который пока не получил количественной оценки ресурсов. От северного он отличается небольшими мощностями каменноугольных отложений, дислоцированностью и мощностью мезокайнозойских толщ, обеспечивающих закрытость недр. Здесь есть не меньшие, чем на северном борту, основания ожидать открытие углеводородов в образованиях кристаллического фундамента.
Краснорецкий газоносный район является площадью северных окраин Донбасса, хотя по нефтегазогеологическому районированию входит в состав рассматриваемой области. В тектоническом отношении это переходная зона от складчатого Донбасса к склону Воронежской антеклизы. Она расчленена системой сбросов субширотного простирания, к которым вплотную прилегает цепь вытянутых конседиментационных складок со срезанными северными крыльями. Пока что здесь установлена промышленная газоносность лишь среднего карбона. Однако прямые признаки газоносности получены из серпуховских отложений Муратовской структуры. Степень разведанности начальных ресурсов более 25%.
Лисичанский перспективный район расположен в зоне мелкой складчатости Донбасса. Треть его площади перекрыта маломощным мезокайнозойским чехлом. На остальной площади каменноугольная система выходит на дневную поверхность. В районе широко развита система надвигов, под которыми прогнозируются скопления газа. Вероятность их существования подтверждается метановым составом растворенного в подземных водах газа и интенсивными газопроявлениями в горных выработках угольных шахт.
Самостоятельной большой проблемой является оценка промышленной газоносности открытого складчатого Донбасса. Она будет рассмотрена позднее. Для более полного понимания нефтегазоносности региона будет очень кратко охарактеризована лишь небольшая группа типичных или наиболее выразительных его месторождений.
5. Характеристика главнейших месторождений.
Гадячское газоконденсатное месторождение. Расположено в Гадячском районе Полтавской области; входит в состав Талалаевско-Рыбальского НГР. Приурочено к центральной части приосевой зоны ДДВ. Для поисков было подготовлено в 1970 г.; в 1972 г. взято на Государственный баланс, а разведочные работы прекращены в 1978 г. Газовые залежи, залегающие на глубине 4515-4709 м, приурочены к песчаникам визейского яруса. Разработка начата с 1975 г.; с 1994 г. находится в консервации.
Гнединцевское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в при-осевой части впадины, западной части Глинско-Солоховского нефтегазоносной) района. Приурочено к брахиантиклинальной складке, в нижнепермских и верхне каменноугольных отложениях которой выявлена залежь нефти. Залежь сводовая массивно-пластовая с общим начальным ВНК на абсолютной отметке -1623,5 Продуктивные горизонты представлены песчаниками, гравелитами и алевролитами. Покрышкой для залежи являются глины пересажской свиты мощностью около 100 м. Нефти легкие (802-840 кг/куб. м), недонасыщенные газом с очень высоким содержанием гомологов метана Месторождение открыто в 1959 г., добыча нефти начата в 1961, а газа в 1972 г.; залежь в основном выработана. В нижнем карбоне выявлены газоконденсатные залежи в песчаниках визейского и турнейского ярусов (1972). Типы их сводовые пластовые и массивно-пластовые с элементами литологического экранирования.
Дружелюбовское нефтегазоконденсатное месторождение находится в северной прибортовой зоне впадины. Рябухинско-Североголубовском НГР. Выявлено по данным сейсморазведки (1972); в 1975 г. получен промышленный приток газа, с 1979 г. введено в эксплуатацию. Поднятие представляет собой погребенную палеозойскую брахиантиклинальную складку, осложненную продольным и поперечным сбросами. Размеры поднятия по горизонту Б-3 составляют 5,5×2,5 км, амплитуда его - до 100 м. Промышленно-нефтегазоносные отложения среднего карбона (6 горизонтов). Залежи пластового сводового типа ненарушенные, режим водонапорный. Пластовые давления близки к гидростатическим. Газы метановые, конденсаты метаново-нафтенового состава, нефть легкая метаново-нафтенового состава.
Кобзевское газоконденсатное месторождение расположено в Красноградском и Кегичевском районах Харьковской области, в пределах Кобзевско-Мечебиловского антиклинального вала. Размеры складки 13×6 км по изогипсе -6750 м, высота 250 м. Открыто в 2002 г.; с 2003 г. введено в опытно-промышленную разработку. Залежи выявлены в картамышской свите (3 горизонта) и верхнем карбоне; интервал газоносности 3200-3600 м. Перспективным считается московский и касимовский ярусы среднего карбона (глубины 5800-6300 м). Месторождение относится к категории средних; пока его структура изучена не полностью.
Краснопоповское газовое месторождение приурочено к зоне мелкой складчатости Донбасса. Изучение площади начато в 1939 г. С 1959 г. проводилось структурно-поисковое бурение, в 1961 г. получен промышленный приток газа из каменноугольных отложений. По триасу поднятие представлено брахиантиклинальной складкой северо-западного простирания с двумя сводами; ее протяженность 16 км, ширина 4-6 км. Структура разбита серией нарушений (Северодонецкий надвиг, Краснорецкий взброс). Промышленно-газоносны отложения триаса, московского и башкирского ярусов (4 горизонта). Пластовые давления близки к гидростатическим, газ метановый. Месторождение введено в разработку в 1965 г., а с конца 1980-х находится в консервации. В выработанной залежи триаса создано ПХГ.
Крестищенское (Западно-Крестищенское) газоконденсагное месторождение находится в приосевой зоне впадины, в Машевско-Шебелинском газоносном районе. Приурочено к одноименному поднятию, входящему в состав структур линейной вытянутой валообразной антиклинальной зоны. Начатые здесь сейсмо-разведочные работы и картировочное бурение вскрыли в 1952 г. Крестищенское солянокупольное поднятие, затем Западно-Крестищенскую структуру (1961), в которой в 1968 г. открыто месторождение и с 1970 г. начата его разработка. По кровле продуктивных верхнекаменноугольных отложений поднятие представляет собой погребенную межкупольную асимметричную брахиантиклинальную складку субширотного простирания, осложненную на западе Белуховским, а на востоке Крестищенским соляными штоками. Размеры складки 11x6,8 км, общая высота около 800 м. Структурный план мезозоя не соответствует таковому палеозойских толщ. На месторождении установлена единая массивно-пластовая газоконденсатная залежь в отложениях мелиховской толщи нижней перми, араукаритовой и авиловской свит верхнего карбона (6 горизонтов). Общий этаж газоносности составляет 1200 м. Газ в основном метановый; содержит также конденсат.
Машевское газоконденсатное месторождение расположено в 20 км от Полтавы, входит в состав Машевско-Шебелинского нефтегазоносного района. Приурочено к брахиантиклинальной складке северо-западного простирания, размеры которой 10,5x4,5 км и амплитуда 900 м. Разведанный этаж газоносности составляет более 1000 м. Основные залежи, прилежащие к соляному штоку, размещены в верхнем карбоне; они принадлежат к типу пластовых, экранированных солью. Газы всех продуктивных горизонтов сходны; содержание метана в них 86-95%.
Прилукское нефтяное месторождение расположено в Черниговской области, в 12 км от г. Прилуки. Приурочено к южной прибортовой зоне западной части ДДВ. Поднятие геофизическими методами было выявлено в 1951-54 гг. и подтверждено структурным бурением в 1958-60 гг. В его геологическом строении принимают участие подсолевые карбонатно-терригенные отложения верхнего девона, всего карбона мезозоя и палеогена. Представлено брахиантиклинальной криптодиапировой складкой субмеридионального простирания, разбитой системой разломов; размеры ее 4,5×3,5 км, амплитуда 300 м. Нефтяные залежи приурочены к башкирско-визейским отложениям, залегающим на глубине 1496-1845 м; тип их сводовый, пластовый, тектонически экранированный. Разработка начата с 1961 г.
Рыбальское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Ахтыр-ском районе Сумской области, входит в состав Талалаевско-Рыбальского (Анастасьевско-Рыбальского) НГР. Антиклинальный перегиб на этой площади выявлен в 1959 г. С 1962 г. введен в поисковое бурение и в 1966 г. получен промышленный приток нефти из серпуховских отложений. Структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания; размеры ее 11×5,5 по изогипсе -3550 м. Поднятие осложнено продольными и поперечными сбросами. Нефтегазоносность установлена во всех стратиграфических комплексах от юрского до девонского; этаж ее 2400 м. Коллекторами всех горизонтов являются терригенные отложения, в основном песчаники. Гидродинамические режимы их весьма разнообразны. Нефти представлены тяжелыми и легкими группами. К настоящему времени часть горизонтов полностью отработана.
Солоховское газоконденсатное месторождение расположено в Зиньковском районе Полтавской области (в 10 км от Опошни), входит в состав Глинско-Солоховского НГР. Приурочено к центральной части приосевой зоны ДДВ, ее Солоховско-Диканьскому структурному валу. Выявлено сейсмическими работами 1952 г., а в 1954 г. из отложений средней юры получен приток газа. Структура представлена криптодиапировой брахискладкой субширотного простирания, осложненной сбросом. Размеры ее 12×5 км по юре (амплитуда 70 м) и 11×4 по визе с высотой 500 м. Залежи газа приурочены к юре, серпуховскому ярусу (два горизонта) и верхнему визе, содержащему 7 горизонтов; залегают в интервале 840-3957 м. Тип их сводовый пластовый, тектонически экранированный, некоторые - литологически ограниченные. Опытно-промышленная эксплуатация начата с 1961 г. В выработанной залежи байосского яруса юры создано ПХГ.
Софиевское нефтяное месторождение расположено в Ичнянском районе Черниговской области, в Монастырищенско-Софиевском НГР. Приурочено к Плисковско-Лысогоровскому выступу кристаллического фундамента в приосевой чонс ДДВ. Структура выявлена сейсмическими работами 1971 г.; в 1976 г. здесь получен приток нефти из отложений турне-нижнего визе и месторождение принято на Госбаланс. Она представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания, осложненную поперечным разломом; размеры ее 3,5×1,2 км. Залежи углеводородов пластовые, связанные со сводовыми тектонически экранированными ловушками; глубина залегания 3862-4062 м. Опытно-промышленная эксплуатация начата с 1981 г.
Хухрянское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Ахтырском районе Сумской области. Приурочено к центральной части северного борта ДДВ. Поднятие выявлено сейсморазведкой (1974-1976). Общая мощность осадочного разреза 3200-4500 м. В 1985 г. из коры выветривания кристаллического фундамента получен фонтан газа. Залежь нефти приурочена к горизонту В-20-21; она связана со структурным носом, размеры которого 11,7x5,7 км.
Шебелинское газоконденсатное гигантское месторождение со сводовой тектонически нарушенной залежью. Находится в приосевой части впадины, в пределах Харьковской области. Приурочено к крупной сквозной брахиантиклинальной асимметричной складке северо-западного простирания. Размеры ее 29x10,5 км з контуре газоносности. На месторождении установлено 13 продуктивных горизонтов, образующих гидродинамически единую сводовую массивно-пластовую залежь высотой около 1000 м с общим газо-водяным контактом на абсолютной отметке -2270 м. Газоносные отложения никитовской, мелиховской и араукаритовой толщ нижней перми, картамышской свиты верхнего карбона. Покрышкой для залежи является нижнепермская соленосная толща мощностью около 500 м. Газ по составу метановый (93-94%). Для залежи было характерно избыточное пластовое давление, что значительно осложняло процесс бурения скважин. Месторождение открыто в 1950 г., введено в разработку в 1956 пик настоящему времени в основном выработано. Общие запасы составляли 720 млрд. куб. м. Было крупнейшим в Европе.
Юльевское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северном борту впадины, в 16 км от пгт.Валки. Открыто в 1987 г.; первоначально промышленный приток УВ был получен из разуплотненных пород фундамента в массиве кристаллических образований на глубине 172-336 м от поверхности докембрийских пород фундамента. Позднее из коры выветривания фундамента также был получен промышленный приток. Размер структурно-тектонической зоны 20×4 км, высота 300 м. В ней выделены Мерчиковский, Юлиевский, Добропольский и Золочевский локальные своды, разделенные поперечными сбросами. Геологические результаты работ на площади послужили основой для составления Комплексной программы по поискам УВ в осадочном чехле и породах фундамента для всего северного борта ДДВ. Глубина размещения залежей (2 в серпуховском ярусе, 3 в визейском, 2 в докембрийском фундаменте) составляет 713-3029 м, а начальные запасы свободного газа позволяют относить месторождение к средним.
Яблуновское нефтегазоконденсатное месторождение. Расположено в Лохвицком районе Полтавской области, приурочено к северо-западной части приосевой зоны ДДВ (Глинско-Солоховский ГНР). По породам девона и нижнего карбона поднятие выявлено в 1972-74 гг. Представляет собой брахиантиклиналь северозападного простирания, усложненную сбросом. В границах изогипсы -5000 V размеры ее 11×5 км, амплитуда 600 м. Залежи нефти установлены в горизонтах башкирского и визейского ярусов, газоконденсата — в башкирском, визейском и турнейском ярусах и девоне. Скопления углеводородов связаны с пластовыми, массивно-пластовыми сводовыми тектонически экранированными и частично литологически ограниченными ловушками, залегающими на глубине свыше 3448 м (этаж нефтегазоносности 1800 м). С 1985 г. находится в промышленной разработке.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Главными полезными ископаемыми Днепровско-Донецкой впадины являются газ и нефть. Со времени открытия первого нефтяного месторождения в районе Г. Ромны (1937 год) в прогибе было разведано более 150 нефтяных и газовых месторождений. Для Припятского грабена и северо-запада впадины более характерны нефтяные месторождения, а для юго-востока ДДВ и Донбасса - газовые и газоконденсатные. Нефтегазоносные горизонты приурочены к различным стратиграфическим уровням: наибольшей продуктивностью характеризуются нижне- и среднекаменноугольные отложения, а на отдельных месторождениях известны залежи углеводородов в мезозойских, нижнепермско-верхнека-менноугольных и девонских отложениях.
Использованная литература
1. Соловьев В.О. и др. Геология и нефтегазоносность Украины: Учебное и справочное пособие. – Харьков:Курсор,2007. – 294с., илл.
2. Бека К., высоцкий И. Геология нефти и газа. М., «Недра», 1976. 592с.
Страницы: 1, 2, 3, 4