нафтогазоносність Дніпровсько-Донецької западини

Реферат виконав: студент 3 курсу геолого-географічного ф-ту групи ГЗ-31 Репринцев В.І.

Харківський національний університет ім. В. Н. Каразіна

Харків 2008

Вступ

З трьох основних нафтогазоносних регіонів наймолодшим за часом відкриття родовищ вуглеводнів і найбільшою за обсягами видобутку і розвіданими запасах і прогнозних ресурсів є Східний. Тут зосереджено 59% розвіданих запасів і 78,7% видобутку нафти. Ще більш високі показники характерні для газу (81,5% запасів і 87,6% видобутку). Він представлений Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної областю, яка є частиною Прип'ятської-Донецькій нафтогазоносної провінції. У тектонічному відношенні область розташована в межах однойменної западини, яка є складовою елемент складної внутріплатформенной рифтової системи, що отримала назву Сарматського лінеаментів. Вона розглядається як прогин Великого Донбасу. Західної її кордоном є Прип'ятський грабен, розташований вже переважно за межами України. Південно-східним продовженням западини є відкритий Донецький вугільний басейн (Донбас), в межах якого очікуються значні ресурси метанового газу. Він адсорбував вугільними пластами або зосереджений в невеликій кількості в тріщинах і гранулярних колекторах і перебуває іноді під аномально високим тиском. Традиційні промислові скупчення газу тут не зустрічаючи, однак на кількох шахтних полях його запаси підраховані і взято на облік Державним балансом. У цілому, на землях відкритого Донбасу кількісна оцінка прогнозних ресурсів газу ще не виконана.

Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ) - загальна назва центрального структурного елементу розглянутого прогину, що має грабенообразное будову в нижній своїй частини, форму коритоподібного западини - у середній і пологої синекліза. або мульди - У верхній. Складові елементи верхньої та нижньої частин западини мають власні назви: Українська мульда (синекліза) і Дніпровський, або Придніпровський грабен. Загальна протяжність западини - 400 км, ширина - від 50-70 на північно-заході до 130-150 км на південно-сході. Кристалічний фундамент занурений у північно-західній частині ДДЗ на 5-10 км, а на південному сході-до 15-17 км. Крайові розломи Придніпровського грабена нахилені під кутом 40-50 °, іноді до 75-80 °; максимальна амплітуда зсуву по них становить 5 км. Ці розривні порушення на ім'я дослідника, вперше намітився їх, отримали назву ліній Карпінського; їх також називають Барановічсько-Астраханським (північний) і Прип'ятської-Маничський (південний) розломами. Відкладення, починаючи з верхів візі і включаючи майже весь мезозой, виходять за межі крайових розломів, утворюючи власне Дніпровсько-Донецьку западину. Верхній крейду і кайнозой залягають в іншому структурному плані і утворюють синекліза (рис. 1).

Східний нафтогазоносний регіон розміщується на лівобережжі Дніпра. В адміністративному відношенні він входить до складу Чернігівської, Сумської, Полтавської, Дніпропетровської, Харківської, Донецької та Луганської областей. Включає Дніпровсько-Донецьку нафтогазоносну область, яка за розвіданими запасами, потенційним ресурсів масштабами видобутку вуглеводнів займає провідне місце в Україні. Область ця є складовою частиною Прип'ятської-Донецької нафтогазоносної провінції, простягалася від Білорусі через Дніпровську низовина до Донбасу і далі через його північні окраїни до кордону з Росією. У тектонічному відношенні область знаходиться в однойменній западині (ДДЗ), захоплюючи частину північної околиці Донбасу, яка іноді називається Преддонецкім прогином, а також смугу південної околиці Воронезької антеклізи.

Рис 1. Схематичний поперечний розріз Дніпровсько-Донецької западини але пінії Охтирка - Новомосковськ.

1 - Розривні порушення, 2 - соленосних відкладення девону, 3 - доріфейскій фундамент.

1. Історія вивчення та освоєння регіону.

Історія вивчення та освоєння регіону порівняно проста. Перші знахідки нафти тут були здійснені в 1935 р. при пошуках калійного сировини геологічної партією АН УРСР. Поблизу східній околиці м. Ромни Сумської області зі свердловини ручного буріння тут було відібрано 2 т нафти. Промислові її притоки з кепрока Роменського соляного штока, що знаменували відкриття в 1937 р. родовища, були отримані в 1939 р. Це зумовило створення спеціалізованих організацій для проведення цілеспрямованих геолого-геофізичних робіт з метою пошуків родовищ. Вони орієнтувалися на пошуки структур, аналогічних Роменської (Ісачковскій і Дмитрієвський соляні куполи). Проте цей напрям виявилося непреспектівним. Роботи були продовжені в післявоєнні роки на підняттях, які трактувалися як кріптодіапіровие. Позитивні результати були отримані відкриттям в 1948-50 рр.. Радченківському нафтогазового та Шебелинського газоконденсатного родовищ.

Фахівці, вивчали історію пошуково-розвідувальних досліджень, часто підкреслюють випадковий характер виявлення вуглеводневих скупчень (В. І. Созанський та ін, 1990; Б. П. Кабиш, 2002; В. Г. Космачов, 2005). Це не зовсім так; правильніше говорити, що прямі прояви нафти стали «побічним результатом» вивчення Роменського району. У статті Н. С. Шатских (1931), формулювати уявлення про тектонічної природі соляних штоків в ДДЗ, містяться нагадування про те, що з такими структурами в інших регіонах відомі скупчення калійних солей, а іноді нафти і сірки. Свердловиною, бурівшейся в 1932 р. у м. Ромни на гіпс, була розкрита штоковая сіль, що підтверджувало ідею солянокупольних тектоніки і стало основою для прогнозу нафтоносності району. Такі дані дозволили майже одночасно в 1933 р. підготувати публікації Д. М. Соболєву і В. І. Лучицький, а потім К. І. Маков, М. Г. Світальський та ін, де обгрунтовувалася можливість знаходження нафти в западині. Вже в 1936 р. ІГН АН УРСР була проведена спеціальна конференція.

Відкриття Радченківському і Шебелинського родовищ стали поштовхом для нарощування темпів пошуково-розвідувальних робіт, особливо протягом перших 15 років. У різних тектонічних зонах западини було відкрито 34 родовища, в тому числі, Качанівське, Глинсько-Розбишевское, Гнідинцівське, Леляківське, Рибальське. Вже в 1962 р. регіон давав більшу частину що видобувається в Україні нафти, а в 1964 р. -- і газу. Обсяги глибокого буріння постійно зростали; максимального значення вони досягли в 1967 р. (358,9 тис. пог. м). Саме з цього часу були переорієнтовані пошуки і розвідка на глибини 3-5 км, різко зростали обсяги сейсморозвідувальних робіт.

Вивчення і промислова оцінка похованих структур і, перш за все, межкупольних складок Машівському-Шебелинського газоносний район призвели до численних відкриттів, у тому числі великих Єфремовського, Західно-Крестіщенське, Яблунівське, Котелевського, Березовського та інших родовищ. Істотно змінився розподіл розвіданих запасів за глибин. З 1970 р. у зв'язку з постійно зростаючим дефіцитом пошукових об'єктів була успішно розпочата промислова оцінка малоамплітудних піднять на малих і середніх глибинах. Це дозволило повернутися до ділянок, де вже проводилися геологорозвідувальні роботи, і після перегляду матеріалів досліджень, виявити значну кількість нових об'єктів. Так були відкриті рентабельні для видобутку вуглеводнів Суходоловское, Юр'ївське, Виноградівське, Березівське та інші родовища.

Перша спроба пошуків покладів вуглеводнів в пастки неантіклінального типу (Північно-Голубовський родовище, 1960) була невдалою і надовго зупинила такі роботи. В подальшому досвід таких досліджень купувався в результаті попутного вивчення таких об'єктів. Тільки з середини 1980-х років почалася їх систематична підготовка та введення в глибоке буріння, зокрема на схилах негативних структур третього порядку. Відкриття Волошковского і інших родовищ підтвердило ефективність цього напряму робіт.

З кінця цього десятиліття розпочато освоєння нової території - північного борту ДДЗ. Тут нафтогазоносними виявилися не тільки відклади палеозою, але і освіти кристалічного фундаменту, з яких отримано промислові притоки вуглеводнів на Хухрянской і Юліївське площах. Розробка, вдосконалення та впровадження в практику нових технології сейсморозвідки, вибір оптимальних напрямків пошуково-розвідувальних робіт на різних етапах вивчення та оцінки нафтогазоносності площ Східного регіону увінчалися відкриттям за порівняно короткий інтервал часу (до початку 1994 р.) 205 родовищ нафти і газу. Серед них потрібно назвати відкрите зовсім недавно Кобзівське родовище.

2. Характеристика нафтогазоносності Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ).

нафтогазоносність западини характеризується високим рівнем вивченості; ресурси її надр оцінені на площі 75 тис. кв. км. Обсяг перспективних відкладень в її межах перевищують 0,35 млн. куб. км і за цим показником регіон займає одне з провідних місць в Європі. Промислова продуктивність встановлена в широкому стратиграфічної діапазоні: від юрських до архейсько-протерозойських утворень. Всього в розрізі фанерозою виділено 99 продуктивних горизонтів (ГТГ) з покладами вуглеводнів.

Фізико-хімічні властивості, компонентний склад вуглеводнів западини надзвичайно різноманітні і залежать як від термобаричних умов в надрах, так і від розподілу органічної речовини на глибинах. При низьких температурах речовину системи має підвищений вміст нафтенових, а при високих - ароматичних з'єднань. За співвідношенням газової і рідкої фаз виділяються чотири типи вуглеводнів: вуглеводневі гази, газоконденсату, системи перехідного стану та нафти; розділення двох останніх є умовним.

Вуглицеводневі гази без конденсату зустрічаються рідко. До чисто газовим віднесено лише 10 невеликих за запасами родовищ. Вони розміщуються в південно-східній частині регіону. На північний захід, починаючи від лінії Качаловський-Новоукраїнського-Голубовського родовищ, поклади газу чергуються з скупченнями нафти. Таких родовищ налічується 48. Найближчі від поверхні скупчення газу зустрінуті на Співаковським (440 м) і Ольхово (450 м) родовищах. На глибинах понад 5000 м вони відомі в 34 родовищах. Основні розвідані запаси газу припадають на інтервали 1500-2000 м (25,2%) і 3500-4000 м (21,45%); на глибинах понад 5000 м їх поки налічується 6,25%.

газоконденсатні поклади, як і скупчення вуглеводневих газів, виявлені в широкому стратиграфічної діапазоні. Родовищ таких 115. Просторове їх розміщення має свої особливості. Найбільш багаті поклади газоконденсатні зосереджені на обмеженій ділянці північної прібортовой зони -- Анастасьевское, Талалаївської, Василівське та ін родовища. Добувані запаси конденсату розміщуються на глибинах 3500-4000 м (25,8%) і 4000-5000 м (38,5%); в діапазоні глибин 1500-2000 м обсяг конденсату становить 4,9%. Системи перехідного стану - вуглеводневі флюїди з великою кількістю розчиненого газу або великий вміст конденсату в газі - поки вивчені в недостатньою мірою, і не мають чітких критеріїв визначення та розміщення.

Нафта виявлена в нафтових, нафтогазових, газонафтових і нафтогазоконденсатних родовищах. Відкрито 32 родовища, в яких відомі лише нафтові поклади. Основні їх скупчення зосереджені в крайній північно-західній частині ДДЗ і в межах Охтирського структурного виступу. Найбільші початкові запаси нафти виявлені в межах Леляківське (60 млн. т) і Гнедінцівському (більше 48 млн. т) газонафтових структур і Бугруватского родовища нафти (більше 20 млн. т). Найбільш глибока поклад виявлена в турнейскіх утвореннях Суховской площі (5050 м). Найближчі від поверхні поклади містяться в Решетніковском (500 м) і інших родовищах. Основні розвідані запаси нафти пов'язані з глибинами 1500-2000 м (49,7%) і 3500-4000 м (19,6%). Є нафти як різко недонасищенние розчиненим газом (Рг/Рн = 0,07-0,20), відомі на Гнедінцівському, Ярошевському та ін родовищах, так і гранично насичені (Рг/Рн = 1,0) на Ігнатьевском, Яблунівське та ін родовищах.

За фізико-хімічними властивостями вуглеводні надзвичайно різноманітні. Основний складовою частиною вільних газів є метан, вміст якого коливається від 35% (Мелковское родовище) до 99,6% (Краснопоповське родовище). У межах одного родовища вільні і розчинені гази можуть істотно відрізнятися за своїм складом. З попутних нафтових газів звертає на себе увагу незвичайні за складом гази Гнідинцівського родовища (нижня перм-верхній карбон), у складі яких різко переважають гомологи метану з піком, припадає на пропан (близько 50%), і вмістом метану не більше 2-4%. Серед регіональних особливостей вуглеводневих газів прийнято відзначати наявність гелію в промислових концентраціях (до 0,14-0,17% на Коро-бочкінском родовищі), а також майже повна відсутність сірководню.

Переважна частина конденсатів западини за своїм складом нафтенових-метанова, лише місцями ароматичну-метанова. Головне місце в ній займає бензинова фракція, найбільша концентрація якій зафіксована у вуглеводнях південній прібортовой зони (до 70-90%). У них майже відсутні смолисті речовини і парафіни. Зміст сірки незначне.

Нафти за своїми фізико-хімічними властивостями, а також груповим, вуглеводневим і фракційним складом досить різноманітні. Кількість розчиненого у них газу змінюється від 20 до 350 куб. м/куб. м. Більшість вивчених нафтових покладів (77%) залягають на глибинах більше 3000 м. Щільність нафти становить 650-990 кг/куб. м. Вміст сірки 0,02-0,63%, парафінів 1-4%. Спостерігається закономірне збільшення насичення нафти парафіном з глибиною. Зміст асфальтно-смолистих компонентів частіше коливається в межах 3-16%. За групового складу нафту регіону відноситься до метанової-нафтенових, нафтенових-ароматичними, ароматичними або частіше нафтенових-метанової типу.

Гідрогеологічні умови нафтогазоносної області ДДЗ характеризуються наступними закономірностями. У розрізі западини виділяється два гідрогеологічних (гідродинамічних) поверху. Верхній поверх, що включає водоносні горизонти кайнозою та крейди, повсюдно, а давніші освіти (юра, тріас, місцями карбон) тільки в периферичних частинах басейну на глибинах від 200-300 і до 1000-1200 м, характеризуються артезіанської циркуляцією інфільтрогенних, переважно прісних вод з газами атмосферного генезису. Поверх включає два гідродинамічні зони - активного (кайнозой, верхня крейда) й уповільненої (сеноман-нижній крейду і юра) водообміну і відповідає зоні гіпергенеза.

Промислові поклади вуглеводнів в цьому поверсі западини невідомі. Тут іноді зустрічаються тільки невеликі нефтегазопроявленія у вогнищах висхідній вивантаження з горизонтів нижнього поверху, пов'язані з соляними куполами і тектонічними порушеннями.

Нижній гідрогеологічний поверх у центральній частині ДДЗ розташовується під бат-байосскім регіональним флюідоупором. До периферії його покрівля переміщається в тріас, карбон, а потім він повністю виклінівается в осадовому чохлі на бортах западини при глибині залягання фундаменту близько 1000 м. У нижньому поверсі також виділяються два гідродинамічні зони. Верхня відкрита зона, що відповідає зоні початкового катагенеза, розвинена до глибин 4-5 км (на околицях Донбасу менше). Вона характеризується гідродинамічним режимом, близьким до застійних. Відсутність широкого латерального переміщення підземних вод підтверджується горизонтальним положенням контактів газ-вода і нафта-вода. У даній зоні розвинуті седіментогенние розсоли від дуже слабких до дуже міцних, походження яких пов'язують з похованням і метаморфізаціей вод давніх басейнів седиментації різної солоності, в основному ропи ран-непермскіх і девонських евапорітових басейнів.

До верхній зоні нижнього поверху приурочено абсолютна більшість виявлених в регіоні покладів нафти і газу. У переважно червонокольорові ніжнепермско-верхнекаменноугольном комплексі поклади існують на регіональному фоні азотних водорастворенних газів і оточені ореолом вуглеводневим розсіювання газів з покладів, що відображає їх формувати?? е в результаті висхідній міграції вуглеводнів з нижчих комплексів. У сероцветних комплексах середнього і нижнього карбону в даній зоні регіонально розвинені вуглеводневі водорастворенние гази з високою (місцями граничної) ступенем газонасиченості.

Нижня закрита зона нижнього гідрогеологічного поверху відповідає зоні глибинного катагенеза і розвинена на глибинах більше 4-5 км (на околицях Донбасу вище) в зоні пластових температур більше 120 "С. Вона розташовується під ка-тагенетіческім флюідоупором, представленим сильно ущільненими і зцементований породами. Покрівля зони в північно-західному напрямку і до бортах послідовно переміщається із середнього в нижній карбон і девон; а потім повністю виклінівается в осадовому чохлі. Для даної зони характерне спорадичні розвиток замкнутих і обмежених за розмірами природних резервуарів, що представляють термодегідратаціонние системи з сверхгідростатіческімі пластовими тисками, розвантаження флюїдів з яких періодично відбувається в вищерозміщених зону за спадним тектонічним порушень. В даний час в даній зоні виявлено невелику кількість промислових покладів (Березівське, Степове) і відзначено велику кількість газоводопроявленій. Води тут седіментогенние і літогенні з відносно зниженою мінералізацією (70-150 г/л). Склад газів вуглеводневий, метановий з підвищеним вмістом вуглекислоти та метанової-утлекіслий.

Пластові тиску в більшості покладів нафти і газу, приурочених до верхньої відкритої гідродинамічної зоні нижнього поверху, мають гідростатичні природу. У водоносних горизонтах і на контактах газ-вода і нафта-вода пластові тиску відповідають регіональним гідростатичним з коефіцієнтом пластового тиску (коефіцієнтом аномальності), що змінюються в межах 1,03-1,12. У покладах пластового типу, що мають зазвичай невелику висоту, надлишкові пластові тиску, що виникають у верхніх частинах покладів внаслідок різниці щільності води та вуглеводневого флюїда, мало відрізняються від регіонального гідростатичного. Коефіцієнт пластового тиску тут зазвичай 1,05-1,15.

В масивно-пластових газоконденсатних покладах комплексу нижній перму-верхнього карбону південно-сходу ДДЗ, що мають велику висоту (до 1 ТОВ м і більше) у верхніх частинах покладів виникають великі надлишкові пластові тиску, набагато перевищують регіональні гідростатичні (Шебелинське, Крестіщенське та ін.) Коефіцієнт пластового тиску досягає значень 1,4-1,8 на глибинах 1300-2800 м і пластові тиску стають аномально високими (АВПД). На газо-водяних контакти цих покладів пластові тиску відповідають регіональним гідростатичним.

В нижній закритій зоні нижнього гідрогеологічного поверху в замкнутих газоводоносних резервуарах на глибинах більше 4-5 км зустрінуті сверхгідростатіческіе пластові тиску (СГПД), які за величиною також є аномально високими з коефіцієнтом аномальності від 1,2 до 2-2,1. Сверхгідростатіческіе пластові тиску з коефіцієнтом аномальності 1,5-2,04 на глибинах 1900-2800 м зустрінуті також в ізольованих внутрісолевих карбонатних резервуарах ніжнепермской хемогенной товщі на південно-сході ДЦВ (Меліховское, Кегичівське, Медведівської родовища).

Колектори нафти і газу були і залишаються предметом детального вивчення. При проведенні регіональних і пошуково-розвідувальних робіт об'єктом вивчення були, перш за все, Теригенні колектори. Саме в них зосереджена переважна частина відкритих покладів. Колекторські властивості карбонатних порід вивчені значно слабкіше. На ємнісне-фільтраційні характеристики теригенних порід до глибин 3500-4000 м істотно впливають умови седиментації. Для всіх літолого-стратиграфічних комплексів закономірним є те, що при їх зануренні погіршуються колекторські властивості піщано-алевролітових утворень. Чим менше в них вміст глинистого цементу, тим краще зберігаються функції колектора на великих глибинах.

Теригенні породи девонського нафтогазоносної комплексу характеризуються значним вмістом глинистого цементу (до 20-35%), тому первічнопорістие колектори навіть на невеликих глибинах відносяться до V-VI класів з ефективною пористістю до 6%. Для всіх піщаних горизонтів карбону встановлена єдина закономірність у зміні колекторських властивостей на території западини: від бортів до пріосевой зоні, а також з північного заходу на південний схід вони погіршуються внаслідок ущільнення та зростання глинястості. Загальний зміст пісковиків у розрізі турнейского і Візейська ярусів в тих же напрямках зменшуються (від 30-50 до 10-20%), а потужність окремих шарів складає від 5-40 до 2-15 м.

До середньому класу (II, III) належать колектори північно-західній частині регіону. У прикордонних з Донбасом зонах, де відклади занурюються на великі глибини, в розрізах домінують колектори нижчих класів (IV, V). У депресіях центральної та південно-східної частин западини в Візейська і Серпуховський теригенних породах переважають колектори низьких класів (V та VI) з ефективної пористістю 1-6%. У пріосевой же зоні ці самі породи середнього, верхнього карбону і перму на глибинах до 3-3,5 км не зазнали значного ущільнення і мають досить високі колекторські властивості. Наприклад, піщані продуктивні пласти араукарітовой, картамишской і меліховской світ Шебелинського родовища мають високу ефективну пористість (19-22%). У первічнопорістих теригенних породах, завантажених на глибини більше 5 км, фільтраційно-ємнісні властивості погіршуються внаслідок регіональних епігенетичні змін.

Пошуки скупчень вуглеводнів в карбонатних породах ще не набули в регіоні потрібного масштабу; однак відкриті родовища і прогнозні об'єкти дають підстави для позитивної їх оцінки. Перша поклад газу, пов'язана з карбонатними рифогенними тілами Микитівської почту, була відкрита в межах Леляківське структури. Їх ефективна пористість становить 25-30%. З карбонатами Візейська і турнейского віку пов'язані резервуари ряду родовищ. Резервуар такого типу містить 94% розвіданих запасів газоконденсату Богатойського родовища.

Флюідоупори. або покришки в межах западини поділяються на регіональні, зональні і локальні покришки. За речовинного складу це переважно глинисті або хемогенние відкладення, рідше карбонатні або вулканогенні породи.

Девонський регіональними флюідоупорамі найвищого класу є евлановско-Ливенському (нижня) і Данковський-Лебедянський (верхня) соленосних товщі, максимальні потужності яких сягають 1900 і 300 м відповідно. До числа зональних можуть бути віднесені глиниста «каолінова» товща, що перекриває нижню частину надсолевого девону, Лиманське (Більськ) глиниста товща і руденковскіе (верхнефаменскіе) глинисті пачки. Турнейскімі і ніжневізейскімі регіональними і зональними флюідоупорамі є Малевська глиниста товща (30-220 м), вапняково-глинисті пачки козелевского горизонту (30-210 м), глинисто-карбонатні товщі нижнього візі (до 150-200 м), глинисті пачки верхнього візі, ніжнесерпуховскіе глинисті покришки (до 150 м), верхнесерпуховская товща глин, среднекаменноугольние глинисті пачки (до 150 м) і локальні верхнекаменноугольние флюідоупори.несогласние скиди. Останнім час особливого значення набувають літологічних екрановані поклади. Площі покладів коливаються від одного до 270 кв. км (Шебелинське родовище).

Характерним типом покладів в ДДЗ є масивно-пластові сводовие, вперше виділені саме в цьому регіоні (Б. С. Воробйов, 1962). Цей тип покладів широко розвинений в ніжнепермско-верхнекаменноугольних і ніжневізейско-турнейскіх комплексах. До них відносяться найбільші газові (Шебелинське, Крестіщенське тощо) і нафтові (Леляківське, Гнідинцівське) поклади. У хемогенной товщі нижньої перму та інших комплексах відомі літологічних обмежені поклади. Перспективними є поклади в біогермних пастки.

Кількість покладів в межах одного родовища може коливатися в широкому діапазоні. У регіоні налічується 60 однозалежних родовищ, серед яких три газових, 15 нафтових, 40 газоконденсатних. Многозалежние родовища можуть нараховувати десятки покладів вуглеводнів. Вони утворюють майже безперервний продуктивний розріз від мезозою до нижнього карбону, а іноді й девону. Поверх нефтегазоносноcті досягає на Качанівському та Рибальському родовищах 2000 і 2300 м відповідно. Велику висоту можуть мати і деякі скупчення вуглеводнів, пов'язані з масивно-пластовими пастками (1180 м для Шебелинського родовища). У межах однієї площі можуть зустрічатися поклади різних типів. Наприклад, в Глинсько-Розбишевском родовищі є пластові і масивно-пластові поклади, а в Юліївське - пластові в осадовому чохлі і зональні в кристалічному фундаменті.

Нафтогазоносні комплекси ДДВ.

Нафтогазоносні продуктивні комплекси виділяються в області по не-фтегазонасищенним і екранують товща розрізів. Вони різні за своїм майданному поширенню та значущості. Тут прийнято відокремлювати наступні нафтогазоносні комплекси.

Мезозойської комплекс включає 11 покладів нафти і газу в товщах юри і тріасу. Він характеризується локальної нафтогазоносністю, встановленої для 9 родовищ із загальними запасами 1,5% від сумарних. Практичне значення його виявлення мало місце лише на початку освоєння регіону. Подальше нарощування запасів нафти і газу з ним не зв'язується.

Верхнекаменноугольно-пермський комплекс з 45 покладами 26 родовищ, де зосереджено 56,6% розвіданих запасів газу і 38,7% нафти має субрегіональне поширення. Він краще всього вивчений бурінням. Можливість нарощування запасів за його рахунок незначна, оскільки фонд додаткових замкнутих піднять практично вичерпано. Тим не менше, саме в цих відкладеннях укладені основні запаси нещодавно відкритого Кобзівського родовища. Подальші перспективи можна пов'язувати лише з пріштоковимі покладами (подібними Котляровскому родовищу). Потенційні ресурси розвідані більш ніж на 90%.

Срелнекаменноугольний комплекс із 165 покладами (більше 5% розвіданих запасів вуглеводнів) по характеру розповсюдження є субрегіональним. З ним прогнозується відкриття значних за запасами родовищ. Пошукові роботи ведуться попутно при оцінці продуктивності товщ нижнього карбону.

Серпуховський комплекс з 164 покладами 68 родовищ (8,3% розвіданих запасів) за своїми характеристиками є субрегіональним. Відрізняється високим рівнем розвідане початкових ресурсів (більше 30%). Прогнозна оцінка його нафтогазоносної досить висока, особливо у зв'язку з відкриттям газоконденсатних покладів Котелевському-Березовської групи родовищ.

Верхневізейскій комплекс з 332 покладами 119 родовищ (26,4% розвіданих запасів вуглеводнів) є регіонально поширеним. За своїм потенційним можливостям посідає провідне місце, незважаючи на те, що майже половина його початкових ресурсів отримала промислову оцінку. Саме з ним пов'язано більшість відкритих покладів неантіклінального типу.

Турнейско-ніжневізейскій комплекс з 83 покладами 70 родовищ (9,4% розвіданих запасів) є регіонально поширеним. За потенційним можливостям посідає друге місце. Характеризується наявністю вторічнопорових теригенних і тре: щіноватих карбонатних колекторів (Яблунівське, Багатойское та ін родовища). Від попереднього комплексу відділяється субрегіональним флюідоупором. Відрізняється від нього великий літологічний розчленованістю, невитриманість глинистих прошарку в потужних товщах порід-колекторів, що обумовлює ймовірність освіти в ньому масивно-пластових покладів.

Девонський комплекс має поклади промислового значення лише в 8 родовищах, де зосереджено менше 1% розвіданих запасів регіону. Хоча в ньому є флюідоупори вищого класу, за характером латерального поширення розглядається як субрегіональний. Рівень потенційних можливостей комплексу протягом всього часу його вивчення істотно вагався і не виключено, що поточні та майбутні пошукові роботу зможуть суттєво вплинути на підвищення його оцінки.

В докембрійських комплексі з чотирма покладами двох родовищ міститься трохи більше 0,5% розвіданих запасів вуглеводнів. Відкриття Хухрянского (1985) і Юліївського (1987) родовищ мало принципове значення. Воно не тільки підтвердило наявність промислових скупчень вуглеводнів в кристалічних утвореннях, а й істотно розширив територію пошуків у палеозої.

Районування Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної області.

Районування Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної області базується на особливостях геологічної будови, розвитку різних типів локальних структур, просторового розміщення покладів і родовищ вуглеводнів, їх фазового стану, продуктивності комплексів і т.д. За цими критеріями виділено 15 нафтогазоносних районів з різним рівнем розвіданих запасів, перспективних ресурсів, вивчення та освоєння надр (Атлас, 1998).

Чернігівсько-Брагинский перспективний район поки не має відкритих родовищ. Він включає всі зони однойменного виступу в прогині і простягається до кордону з Прип'ятський грабенами (западиною), який розміщується між Лоевский-Брагінським і кошелівська виступами. У його межах можливе відкриття дрібних нафтових родовищ в прібортових зонах, де в процесі буріння спостерігалися прямі прояви вуглеводнів.

Монастирішенско-Софіївський нафтоносний район від попереднього відрізняється істотним зростанням потужності кам'яновугільних відкладень, в яких відкриті промислові скупчення нафти в среднекаменноуголиюм, верхневізейском і ніжневізейско-турнейском комплексах. Тут поширені структури, формування яких обумовлено галокінезом. Дрібні нафтові родовища пов'язані переважно з невеликими антиклінальними підняттями. Ступінь розвіданість його ресурсів 26%.

Талалаївської-Рибальський нафтогазоносний район має високу щільність розвіданих ресурсів. У ньому доведена промислова нафтогазоносність від юрських до девонських утворень. Відкрито поклади вуглеводнів на значних глибинах: газоконденсату - 5600 м (Степове родовище), нафти-понад 5000 м (Суховское родовищі). Значна кількість піднять пов'язано з соляною тектонікою. У результаті відтоку солі в цих підняттях утворилися компенсаційні мульди (Дмитрівська, Бобрицький, Синявська та ін.) де надалі можливі відкриття нових родовищ. Ступінь розвіданих ресурсів близько 58%.

Глинсько-Солохівському газонефтеносний район має найбільші розвідані ресурси. У ньому розміщується найбільш глибока поклад газоконденсату (Перевозовское родовище, 6300 м). У складі району знаходяться великі соляні вали, кожен з яких має по декілька родовищ. Чи відрізняється різноманітністю типів покладів, а також найбільшими розвіданими запасами нафти. Велика потужність нафтогазоносних відкладів нижнього карбону, які залягають на глибинах до 7000 м, робить цю площа найбільш перспективною для пошуків нових родовищ. Ступінь розвіданих близько 49%.

Антонівському-Білоцерківський нафтогазоносний район за обсягом нерозвіданих ресурсів займає одне з останніх місць. Пошуковими роботами оцінений практично весь фонд антиклінальними структур, а також моноклінальние схили Білоцерківського виступу. У результаті тут відкрито лише дві дрібні родовища. Подальші перспективи зв'язуються з нетрадиційними пастками. Ступінь розвіданість 2%.

Рябухінско-Североголубовскій газоносний район включає одну з найбільших монокліналей ДДЗ - Зміївську. У його межах встановлена продуктивність среднекаменноугольних, Серпуховський і верхневізейскіх відкладень. Район характеризується обмеженою кількістю наскрізних антиклінальними піднять, тому реалізація нерозвіданих ресурсів зв'язується з похованими складками кісовского і Коломацькому типу або з неантіклінальнимі пастками, подібними шурінской. Ступінь розвіданих близько 8%.

Машівському-Шебелинський газоносний район розташований у зануреною частини западини, де знаходяться найбільші газоконденсатні родовища. Вони при?? рочени до межкупольним похованим структурам у відкладах нижньої перму-верхнього карбону. Пластова кам'яна сіль краматорської свити разом з діапіровой франского яруси утворюють тут грибоподібний тіла, під якими в масивно-пластових пастки сформувалися великі поклади газоконденсату. Структури цього типу оцінені пошуковим бурінням. Подальше нарощування розвіданих запасів зв'язується з відкриттям пріштокових покладів, аналогічних за будовою скупчень вуглеводнів Котляровского родовища, а також покладів в неантіклінальних пастки на схилах структурних валів. Ступінь розвіданість більше 88%.

Руденковско-Пролетарський нафтогазоносний район відрізняється від сусіднього Антонівському-Білоцерківського високими перспективами і широким діапазоном стратиграфічні продуктивних відкладень від юрського до турнейского віку включно. Винятком є породи верхнекаменноугольно-ніжнепермского комплексу, в значній мірі зредуковані предмезозойскім перервою в опадонакопичення. Переважна більшість родовищ розташовано в межах Зачепилівському-Левенцовского вала уздовж південного крайового розлому. Ступінь розвіданість 43,5%.

Жовтневої-Лозівський перспективний район є продовженням попереднього, але істотно відрізняється від нього за геологічною будовою. Він містить одну з найбільших в регіоні структур третього порядку - Лозовську монокліналь. Незважаючи на численні сейсмічні дослідження, у районі не знайдено жодного локального підняття. Разом з тим, тут закартировано значна кількість незгодних скидів, які є надійними екранами для багатьох покладів північній прібортовой зони ДДЗ. Це дозволяє прогнозувати відкриття в межах монокліналі покладів, аналогічних тим, що знайдені на території Зміївської.

Співаковський газоносний район, розташований на території, де встановлена багатокілометрова товща карбону. На розміри запасів вуглеводнів негативно впливає безпосереднє сусідство складчастої Донбасу з його активними тектонічними і епігенетичними процесами. Разом з тим тут відкриті родовища газоконденсату свідчать про реальну можливість існування промислових скупчень вуглеводнів, пов'язаних як з традиційними, так і нетрадиційними пастками. Ступінь розвіданість 2,6%.

Кальміус-Бахмутський газоносний район охоплює площу двох однойменних улоговин та їх схилів, на схід від яких починається складчастий Донбас. До відкриття невеликого Лаврентіївському газоконденсатного родовища цей район вважався малоперспективним. Зважаючи на дуже складних сейсмогеологічного умов підготовка пошукових об'єктів ведеться повільно. Тому подальша промислова оцінка території в значній мірі залежить від методики проведеної сейсморозвідки. Ступінь її розвіданість менше 1%.

Північний борт - це нафтогазоносний район, розташований за межами грабена, де відсутні хемогенние і галогенні освіти ні