Неогеновые отложения распространены не повсеместно. Это континентальные песчано-глинистые образования мощностью 25-30 м ( Д – Д прогиб ) и 70-80 м ( Припятский прогиб ).
Четвертичные пески , супеси , морены мощностью 40-60 м иногда до 140-150 м .
НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ .
В Днепровско – Донецко – Припятском бассейне выделяют 6 нефтегазоносных комплексов.
1.Девонский подсолевой ( эйфельско – франский ) мощностью преимущественно от 0 до 3000 м. Делится на две части : нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.
Терригенная часть ( эйфельско-нижнефранская ) сложена преимущественно песчано-алевролитовыми отложениями. Коллекторы песчаники, алевролиты с ср. отк. порист. от 1 до 25%, прониц. от 0,1-80 до 100-150 мД. Мощность и литологический состав резко изменяются по площади.
Верхняя часть комплекса ( Саргаевско – Воронежская ) сложена карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями. Коллекторы трещиновато – кавернозные доломиты и известняки. Мощности горизонтов выдержаны , а емкостные свойства резко изменяются. Открытая пористость от 3 до 25%, проницаемость от 20 до 1000 мД. Улучшение емкостных свойств связано с зонами несогласий в кровле саргаевского , петинского и воронежского горизонтов.
Региональной покрышкой для комплекса служат глинисто-сульфатные евлановские и соленосные ливенские отложения. Продуктивен комплекс в Припятском прогибе. На долю комплекса приходилось около 21% нач. изведанных запасов нефти всего бассейна.
2. Межсолевой ( нижнефаменский ) комплекс. Мощность его от 0 до 1800 м . Сложен он известняками , доломитами ( Припятский прогиб ) и песчаниками, алевролитами ( Д-Д прогиб ) задонско-елецкого возраста. Для комплекса характерны резкие изменения мощностей ( до 0 в сводах крупных структур ).
С севера на юг в Припятском грабене отмечается глинизация комплекса, а в южной зоне преобладание терригенных пород. В разрезе выделяется от 4 до 6 продуктивных горизонта, пористость изменяется от 1 до 20 % и проницаемость от единиц до 1150 мД . Региональной покрышкой комплекса служит соленосная толща елецко-лебедянского возраста. Продуктивен комплекс в Припятском прогибе . На его долю приходилось около 20% от нач. разв. запасов нефти всего бассейна.
3. Нижнекаменноугольный комплекс мощностью 700-2000 м сложен в основном песчано-глинистыми породами с подчиненными прослоями карбонатных отложений. Глинистая толща разделяет комплекс на турнейско- нижневизейскую терригенно-карбонатную часть и верхневизейско-серпуховскую преимущественно терригенную. Коллекторы песчаники, алевролиты, из-ки. Всего в разрезе выделяется около 30 продуктивных горизонтов. Региональной покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения башкирского яруса. Продуктивен в Д-Д прогибе. На его долю приходилось около 20% нач. раз. запасов УВ. Коллекторские свойства невысокие ( пор. 8-10-15% ). Залежи литологически экранированные комбинированные.
4. Среднекаменноугольный комплекс мощностью 800-3000 м сложен терригенно-карбонатными породами, причем карбонатные пачки иногда достигают большой мощности. Коллекторы – песчаники, алевролиты, реже карбонатные отложения. Региональной покрышкой служат глины в верхней части московского яруса. Залежи нефти и газа в Д-Д прогибе. На его долю приходилось около 4% нач. разв. запасов УВ.
5. Верхнекаменноугольно – нижнепермский комплекс мощностью 1100-1360 м сложен терригенно-карбонатными и сульфатно-галогенными породами. Коллекторами в верхнем карбоне служат песчаники и алевролиты с высокой пористостью ( 25-35% ) и хорошей проницаемостью ( 600-1000 мД). Мощности и коллекторские свойства часто резко меняются , но встречаются и выдержанные пласты. Коллекторами в нижней перми служат трещиноватые и кавернозные карбонаты, ангидриты и песчаники. Залежи в этом комплексе пластовые и массивные. Региональной покрышкой служат глинистые породы Р2 или соли Р1 . Продуктивен в Д – Д прогибе. На его долю приходилось более 60% нач. разв. запсов УВ бассейна.
6. Верхнепермско – мезозойский (Р2 – Т – J –К) комплекс мощностью 100-2000 м сложен терригенно-карбонатными породами. В нижней части коллекторы терригенные и карбонатные в Т1 и терригенные в Р2 . Покрышкой для этой части комплекса служат красноцветные глины Т3 . В верхней части комплекса коллекторы чаще всего песчаники в базальной пачке J . Покрышкой служат глины бат – байосского возраста. Продуктивен комплекс на ряде месторождений Д – Д прогиба. На его долю приходилось около 1% нач. разв. запасов бассейна.
Судя по данным, опубликованным в 2004 г ( И. И. Чебаненко и др. ) на северном борту Д –Д прогиба к ЮЗ и ЮВ от г. Харькова на 7 месторождениях выявлены промышленные залежи УВ ( нефть, газ, конденсат ) в кристаллических породах фундамента ( в коре выветривания и зонах разуплотнения до глубины 350 м от поверхности Ф). Максимальные притоки нефти 264 м.куб./с в скв. 1 Гашиновской площади, а газа до 0,5 млн. м.куб. ( юлиевское месторождение ).
Авторы этой публикации предлагают рассматривать фундамент как самостоятельный комплекс, особенно на тех участках, где породы фундамента длительное время подвергались выветриванию, а также в районах со значительными тектоническими напряжениями ( сжатиями, растяжениями ), в результате которых возникают зоны разуплотнения ( дилатансии ) горизонтально ориентированные. Представляют интерес и глубинные зоны деструкции за счет флюидо-геохимического превращения ряда минералов ( зоны глибинного выщелачивания ).
В Днепровско – Донецко – Припятском бассейне преобладают залежи пластовые. Встречаются тектонически, литологически и стратиграфически экранированные. Массивные редко встречаются, но в них основные запасы. В последние годы открыты залежи в комбинированных ловушках. Месторождения преобладают многопластовые, антиклинального типа, много м-ний связано с соляными структурами. Наиболее глубокая нефтяная залежь на Тростянецком месторождении (> 4920 м ) в турнейском ярусе, наиболее глубокая газовая залеж на Камышинской структуре в турнейском ярусе ( > 6050 м ). По типу флюидов залежи и месторождения разнообразные.
НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ .
Для бассейна характерна определенная площадная дифференцированность в распределении различных типов углеводородов. В СЗ части преобладают нефтяные углеводороды, в центральной – как газовые, так и нефтяные, на востоке, юго-востоке газовые. В целом разведанные запасы газа в бассейне значительно превышают запасы нефти и конденсата. Некоторые исследователи считают, что газовые месторождения ЮВ бассейна сформировались в результате миграции газов, генерировавшихся при метаморфизме угленосных толщ карбона Донбасса и его СЗ окраин.
По особенностям строения и характеру н/г в бассейне выделяют две НГО ( бассейна ) Припятскую и Днепровско – Донецкую.
Днепровско – Донецкая нефтегазоносная область занимает в основном Днепровско – Донецкий грабен и Придонецкую ступень. Продуктивны в области отложения от Д3 до J – К . Преобладают газовые и газоконденсатные залежи. Основной объем разведанных запасов сосредоточен в верхнекаменноугольно – нижнепермском и нижнекаменноугольном н/г комплексах.
По ососбенностям геологического строения и нефтегазоносности в области выделяют 7 нефтегазоносных районов, названия которых по разным источникам несколько отличаются. По материалам Л. В. Каламкарова ( 2003 г ) в области открыто > 150 месторождений: 85 газовых и г/к ; 8 газовых и н/г; 30 – нефтяных и 33 н/г/к .
В крайней СЗ части области выделяются Монастырищенковский ( Монастырищенковско – Прилукский ) нефтеносный район. Продуктивен преимущественно нижний карбон. Месторождение Прилукское , Монастырищенское и др.
Основной по добыче нефти Леляковско – Солоховский н/г район расположен восточнее, занимая часть центральной и южной прибортовой зоны. Продуктивны отложения от Д до J. Основные запасы УВ в С1 и С3 – Р1 . Ряд месторождений открыт на глубинах > 5 км Луценковское, Яблуновское ( Д3 , С1 , С2 ).
В пределах наиболее погруженной части центральной зоны расположен основной по разведанным запасам и добыче газа Машевско - Шебелинский ( Орчиковский ) газоносный район. Нижнепермская соленосная толща здесь вместе с девонскими штоками образует сложные соляные тела грубовидной формы, осложняющие крупные валы субширотного простирания. Месторождения в основном связаны с межкупольными брахиантиклиналями. Оснвные запасы в С3 – Р1 комплексе. Шебелинское, Западно – Крестищенское, Ефремовское г. и г/к месторождения.
На западе северной прибортовой зоны выделяется Талалаевско – Рыбальский г/н район. Продуктивны отложения от С1 до J. М- ния связаны с солянокупольными стр-рами и блоковыми поднятиями, не осложненными соляным тектогенезом. Кагановское, Котелевское и др. м-ния.
В юго-восточной части северной прибортовой зоны выделяется Рябухинско – Северо – Голубовский газовый район. Район характеризуется слабым проявлением соляного тектогенеза. Здесь развиты приразломные структуры , малоамплитудные приразломные поднятия , структурные носы и террасы , осложняющие прибортовую моноклиналь. Основные газовые залежи в С2 . Балаклейское , Северо – Голубовское и др. м – ния.
В юго-восточной части южной прибортовой зоны расположен Руденковский г /н район (Зачепиловско-Левенцовский). Продуктивен в основном С и С2 Руденковское и др. месторождения.
На юго-востоке области в пределах Преддонецкий (Северо-Донбасский) газоносный район. Месторождения связаны со структурами блокового строения, сопряженными с разломами. Основные запасы газа связаны со С2 комплексом. Залежи пластовые сводовые и тектонически экранированные – Астаховское, Кондрашевское, Краснопоповское многопластовые газовые и газоконденсатные месторождения.
Самым крупным по запасам Преддонецкой ступени выделяется месторождением является Шебелинское (1950). Расположено на востоке центральной зоны Д-Д прогиба (грабена). Начальные запасы свободного газа 650 млрд.м3 конденсата 8,3 млн.т. месторождение приурочено к крупной(12х30 км) высокоамплитудной структуре СЗ простирания. А по каменноугольным отложениям 1200 м, по Р1 ~ 1000 м по J – 500 – 600 м по К2 – 370 м. по МZ отложениям складка симметричная с небольшими углами падения крыльев, по Р горизонтам – резко асимметричная с относительно крутым ЮЗ крылом (10 – 12 градусов). Структура разбита многочисленными нарушениями продольными и поперечными на вертикально смещенные блоки с А смещения от 80 до 200 м. в пределах структуры отмечается мощкая (до 700 м) соленосная толща Р, но отсутствуют резко выраженные проявления соляной тектоники. А нарушений значительно уступает толщине покрышек.
В разрезе выявлено 17 газоносных горизонтов на глубинах от 800 до 2400 м. наиболее крупные залежи в Р1 , С3 , небольшие в Т и вышележащих МZ отложениях. Основными горизонтами являются:
1) нижнеангитритовый мощ. 150 м.; 2 ) медистые песчаники Р1 ( пл. М1 – М5 ) мощность 450 м ; 3) араукаритовая свита С3 (пл. А0 – А5 ) мощность 450 м. Все газоносные пласты в Р1 и С3 по тектоническим нарушениям сообщены между собой образуя единую пластово – массивную залеж с единым гВК – 2240м . Этаж газоносности 1100-1200м . Залеж в триасе приурочена к пласту, сложенному чередованием песчаников, алевролитов, глин и картонатных пород мощностью 40-60м. Газ преимущественно сухой, метановый, содержание конденсата 14 см.куб./м.куб.
Примером достаточно крупного нефтегазового месторождения является Кагановское нефтегазовое месторождение. Оно расположено в серверной прибортовой зоне. Приурочено к поднятию с глубокопогруженным докаменноугольным соляным штоком , где ядро соли на глубине > 4 км. Открыто в 1957 г . По надсолевым горизонтам это куполовидная складка, разбитая нарушениями на ряд блоков. Амплитуда смещения 15-190 м . По Р1 отл. размер 9,5*14,5 км. Выявленные залежи нефти и газа в Т, С1 -2-3 - и Р-1-2 ( 20-25 продуктивных горизонтов ) образует этаж н/г в 2000 м. Залежи преобладают нефтяные, пластовые сводовые, тектонически экранированные, в Т-массивная. Коллекторы в основном песчаники и алевролиты. Наибольшее кол-во горизонтов ( 11 ) в С1 комплексе, в С2 – 8 горизонтов.
Леляковское нефтяное месторождение расположено в западной части Центральной зоны и приурочено к пологой брахиантиклинали, не нарушеной соляной тектоникой. Открыто в 1962 г. Нефть в С3 и Р1 образует массивную залежь с единым ВНК.
Глинско – Разбышевское н/г/к месторождение (1958) приурочено к брахиантиклинальной складке состоящей из двух куполов и осложненных многочисленными поперечными и диагональными нарушениями, пронизывающими всю толщу пород от С1 до К. Расположено мес-ние в центральной зоне. Д3 соль образует глубокопогруженное ядро (>4 км). В разрезе Д3 – С – Р1 - 11 залежей нефтяных, г/н и г.
Распашновское г/к месторождение (1973) расположено в центральной части Центральной зоны. Приурочено к моноклинальному блоку в приштоковой зоне. Моноклинали осложнены тектоническими нарушениями. Продуктивны Р1 , С-3-2-1 отложения. Залежи пластово – массивные, тектонически и литологически экранированные.
ПРИПЯТСКАЯ НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ .
Приурочена к одноименному прогибу. Продуктивны подсолевые и межсолевые девонские в основном карбонатные породы. Основной объем нач. разв. запасов нефти находится в Северной структурно – тектонической зоне, небольшая часть в Центральной зоне.
В области выделяют Северный нефтеносный район, Центральный и Южный.
Центральный район приурочен к одноименной структурно – тектонической зоне. Здесь открыты нефтяные месторождения в подсолевых и межсолевых девонских отложениях. Эти месторождения расположены в Савичско – Зареченской зоне нефтенакопления. М – ние Комаровичское.
Северный район приурочен к одноименной структурной зоне. Для него характерно соответствие структурных планов подсолевых и межсолевых девонских отложений, наличие в подсолевом этаже линейно вытянутых ( до 150 км ) тектонических ступеней преимущественно с северным падением и ослажненных блоками и приразломными поднятиями. С этими ступенями связаны 5 валообразных зон, в пределах которых сосредоточены месторождения. Здесь известно более двух десятков многопластовых нефтяных месторождений, которые образуют пять нефтегазоносных зон: 1. – Северная прибортовая; 2 – Чернинско – Первомайская; 3. – Дубровско – Александровская; 4. – Речицко – Вишанская; 5. – Малодушкинская. Продуктивны подсолевые и межсолевые отложения. Для подсолевого комплекса характерны пластовые тектонически экранированные залежи, для межсолевого – массивные или массивно – пластовые с элементами тектонического или литологического экранирования. Одно из наиболее крупных месторождений – Осташковичское, кроме него Речицкое, Вишанское, Давыдовское, Тишковское и др.
Южный район приурочен к одноименной структурной зоне. Он характеризуется относительно спокойным характером тектоники, в межсолевом комплексе девона увеличивается роль терригенных отложений. Перспективными считаются подсолевые и межсолевые отложения девона.
Всего в Припятской нефтеносной области открыто свыше 50 нефтяных и нг месторождений таких как Речицкое, Осташковичское, Вишанское и др. ( Л. В. Каламкаров, 2003 ).
Нефти легкие малосернистые.
Первым промышленным месторождением, открытым в Припятской области было Речитцое (1964). Расположено оно в восточной наиболее приподнятой части Речицкой тектонической ступени. Речицкая структура по надсолевым отложениям представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, осложненную в присводовой части продольным сбросом. По подсолевым отложениям представляет собой нарушенную моноклиналь ( полусвод, экранированный сбросом – Каламкаров, 2003 ). Размер структуры 25*(4-7 км) А=600 м. В разрезе 6 залежей в подсолевых и межсолевых девонских отложениях: самый нижний горизонт представлен песчаниками и алевролитами живетского яруса, выше залежи связаны с пашийским горизонтом – песчаниками. Основной горизонт сложен трещиноватыми и кавернозными доломитами саргаевско – семилукскими. Выше 2 продуктивных пласта в из-ках воронежского горизонта. В межсолевых отложениях продуктивны трещиновато – кавернозные известняки ( 2 пласта ) задонско – елецкого возраста. Нефти малосернистые. Залежи тектонически и литологически экранированные.
ОСТАШКОВИЧСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ( 1965 ).
Расположено в центральной части Речицкой ступени. По межсолевым отложениям и верхней соли представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания размерами по межсолевым горизонтам 12*4 км и Амплитудой=200 м. Свод структуры осложнен сбросом, по которому южное крыло опущено на 0,7 км. По подсолевым отложениям – моноклинальный блок, экранированный по восстанию сбросом. В северном приподнятом крыле три залежи : в задонском, воронежском и семилукском горизонтах. В опущенном блоке ( Южно – Осташковичское м-ние ) – одна – в задонском горизонте. Залеж задонского горизонта северного крыла – массивная. Qн из нее 480 т/с. Остальные залежи пластовые тектонически экранированные. Максимальные дебиты скважин до 800 т/с. Коллекторы трещино – кавернозные известняки и доломиты.
ВИШАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ .
По подсолевым отложениям – представляет собой моноклиналь, осложненную сбросом. Продуктивны подсолевые карбонатные отложения (саргаевский, петинский, воронежский горизонты ). Залежи пластовые тектонически экранированные.
Перспективы нефтегазоносности Днепровско – Донецкого – Припятского бассейна связывают с Д1 , С и Р1 отложениями. При этом в Д – Д области основным объектом считаются С1 отложения, а в Припятской – Д.
Определенные перспективы в Д – Д области связывают с породами фундамента.
29-04-2015, 01:01