Михайлов В.А., Курило М.В. та ін. Горючі корисні копалини України

Подождите немного. Документ загружается.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

105

В складі юрської системи виділяються світи (снизу):

• меденицька – сірі й світло-сірі пісковики і алевроліти з вугільними про-

шарками, загальною потужністю 200–500 м;

• коханівська – морські сірі й темно-сірі аргіліти, алевроліти і пісковики

(до 1300 м) у західній частині прогину; континентальні пісковики та

алевроліти (140–180 м) – у східній;

• яворівська – кварц-глауконітові пісковики, алевроліти, гравеліти, доло-

міти

(до 80 м), розповсюджені обмежено;

• рудківська – вапняки, мергелі, доломіти в нижній частині, аргіліти –

у верхній (40–150 м);

• рава-руська – строката пісковиково-алеврито-глиниста товща, у верх-

ній частині розрізу – вапняки, доломіти, мергелі, ангідрити (до 350 м);

• нижнівська світа – вапняки й доломіти (250–350 м).

Загалом потужність юрських відкладів поступово збільшується від

платформи вглиб прогину, з північного сходу на південний захід.

Відклади юри залягають на інтенсивно дислокованих породах про-

терозойсько-палеозойського фундаменту і з незгідністю перекриті

крейдовим і неогеновим комплексами порід.

Платформні формації крейдової системи незгідно залягають на ві-

дкладах юри й незгідно ж перекриті неогеновими

моласами Зовніш-

ньої зони. Нижній відділ у складі аптського й альбського ярусів пред-

ставлений карбонатними аргілітами, вапняками, оолітовими й орга-

ногенно-детритовими вапняковистими пісковиками загальною поту-

жністю до 150 м. Верхній відділ включає теригенно-карбонатні поро-

ди сеноманського й туронського ярусів, з включенням гальки і гравію

чорних кременів у низах розрізу,

та сенонські карбонатно-теригенні

(пісковики, алевроліти, мергелі). Загальна потужність платформних

відкладів верхньої крейди збільшується від 100–200 м у південно-

східній до 300–730 м у центральній і північно-західній частинах Зов-

нішньої зони прогину.

Геосинклінальні крейдові формації розвинені у Внутрішній зоні

Передкарпатського прогину, де вони представлені переважно флішо-

вими утвореннями. Тут виділяються світи (

знизу):

• спаська (барем-альб) – флішоїдна товща чорних вапняковистих аргілі-

тів, темно-сірих алевролітів і пісковиків потужністю більше 500 м;

• ілемкінська (альб-сеноман) – чергування строкатих аргілітів, мергелів,

пісковиків (понад 100 м);

• головнинська (сеноман–нижній турон) – мергелі (100–150 м);

• стрийська світа (верхній турон–нижній палеоцен) – складає більшу

частину Внутрішньої зони, виповнює ядра

складчастих структур, пред-

ставлена тонко- й середньоритмічним монотонним аргіліт-алевроліт-

пісковиковим флішем (100–1000 м).

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

106

Кайнозойський комплекс включає геосинклінальні (палеоген) та

орогенні (неоген) формації. Поліфаціальні флішеві породи палеогену

складають глибинні складки у Внутрішній зоні прогину.

Палеоцен представлений тонкоритмічним, рідше – середньоритмі-

чним флішем ямненської світи потужністю до 200 м.

Еоцен включає (знизу): манявську світу – тонкоритмічний зелену-

вато-сірий фліш (100–300 м), вигодську світу – тонко- й середньорит-

мічний теригенний і

теригенно-карбонатний фліш (до 350 м), бист-

рицьку світу – переважно аргіліт-алевролітової з рідкими прошарками

пісковиків (100–200 м).

Олігоценова менілітова світа (500 м) поділяється на три підсвіти:

• нижньоменілітову – чорні безкарбонатні бітумінозні аргіліти з прошар-

ками алевролітів і пісковиків;

• середньоменілітову – чергування вапняковистих аргілітів, алевролітів,

тонко-зернистих пісковиків (тонкоритмічний фліш);

• верхньоменілітову – сірі та чорні бітумінозні безкарбонатні аргіліти з

прошарками алевролітів і пісковиків.

Неогенова система представлена орогенними формаціями нижніх

молас нижнього міоцену (егерій, егенбургій, отнангій і карпатій), та

верхніх молас середнього й верхнього міоцену (баденій, сармат) [25].

Нижні моласи розвинені у Внутрішній зоні, розпочинаються піща-

но-глинистою флішоїдною поляницькою світою (до 600 м). Вище в ро-

зрізі розташовані глинисто-соленосні утворення потужної (до 2000 м)

воротищенської світи

, строкатобарвні глинисто-піщані відклади сте-

бницької світи (700–1000 м) і зеленувато- та голубувато-сірі вапняко-

висті глини балицької світи (карпатій) (від 100 до 1500 м). Загальна

потужність нижньої моласи перевищує 3000 м. Для Бориславсько-

Покутської підзони вона (головним чином, поляницька й воротищен-

ська світи) виконує роль регіонального флюїдоупору.

Верхні моласи виповнюють Зовнішню зону. В

їх основі залягають

глауконітові мергелисті глини (50–100 м) з прошарками пісковиків, ту-

фів і туфітів богородчанської світи. Вище трансгресивно залягають ре-

гіонально витримані гіпсо-ангідритові, подекуди з галітом, відклади

тираської світи (до 200 м). Вони перекриті темно-сірими глинами, але-

вролітами, пісковиками і мергелями косівської світи (100–1900 м). За-

вершує міоценовий розріз дашавська світа

верхнього міоцену (сармат),

представлена потужною товщею сірих вапняковистих глин, алевролітів

і пісковиків з прошарками туфів і туфітів (до 3200–3500 м). Серед

глин-флюїдоупорів виділено понад 30 піщаних горизонтів, поширених

на Дашавському, Болехівському, Косівському, Залужанському, Свідни-

цькому та інших газових родовищах. Дашавська світа є головним газо-

вмісним стратоном Зовнішньої (Більче-Волицької) зони.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

107

Нафтогазоносні комплекси

Стратиграфічний діапазон промислової нафтогазоносності Перед-

карпатської НГО включає юру, крейду, палеоген і неоген. Тут виділя-

ються нафтогазоносні мезозойський платформний і крейда-

палеогеновий геосинклінальні, газоносний неогеновий орогенний

комплекси [25].

Нафтогазоносний мезозойський платформний комплекс охо-

плює платформні утворення юри і крейди Зовнішньої зони Передкар-

патського прогину. В юрських відкладах нафтові поклади встановлені

на

Коханівському родовищі, де колекторами є тріщинуваті й каверно-

зні вапняки з пористістю 2,3–29,6 %. Поклади масивні, поверх наф-

тоносності – 170 м, початкові пластові тиски близькі до гідростатич-

них; нафта густа, чорна, з запахом сірководню, густиною 0,9150–

1,0142 г/см

Значні поклади нафти у верхньокрейдових пісковиках відомі на

Лопушнянському родовищі, газу – на північному заході Більче-

Волицької зони (родовища Угерське, Більче-Волицьке, Меденицьке).

Колекторами тут виступають пісковики сенону з ефективною порис-

тістю 18–23 %. Початкові дебіти газу подекуди сягали 7 млн м

/добу,

в складі газу переважає метан (95–98 %). Глибина залягання покладів

становить 500–1500 м, а висота – до 200 м [25].

Нафтогазоносний крейда-палеогеновий геосинклінальний

комплекс вміщує основні запаси нафти Карпатської провінції, з ним

пов'язані нафтові, нафтогазові та газоконденсатні родовища в поро-

дах, що утворюють глибинні складки у Внутрішній зоні прогину. На-

фтогазоносним є весь

крейда-палеогеновий фліш, перекритий ниж-

ньоміоценовими глинистими відкладами поляницької і воротищенсь-

кої світ (регіональним флюїдоупором). Поклади вуглеводнів відомі у

верхньокрейдовій стрийські світі на Космацькому й Битківському ро-

довищах. Колекторами тут слугують пласти й лінзи пісковиків і алев-

ролітів з абсолютною пористістю до 22 %, ефективною потужністю

продуктивних горизонтів 25–50 м.

Серед палеоценових відкладів колектори

представлені ямненськи-

ми пісковиками, які фаціально невитримані, з фрагментарною наф-

тогазоносністю. Пластові тектонічно порушені поклади нафти відомі

на Бориславському і Старосамбірському родовищах.

Високою нафтогазоносністю характеризуються еоценові відклади –

один з основних вмісників вуглеводнів у провінції. Колекторами тут

слугують потужні (від десятків до перших сотень метрів) горизонти

масивних пісковиків (Стинавське, Танявське, Долинське

та інших ро-

довища). Особливо нафтогазоносною є вигідська світа, продуктив-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

108

ність якої встановлена більш як на 30 родовищах Бориславсько-

Покутської підзони (Бориславське, Орів-Уличнянське, Соколовецьке,

Спаське, Рожнятівське, Гвіздецьке, Битків-Бабченське та ін.). Колек-

торами тут найчастіше є пісковики з абсолютною пористістю до 22 %,

потужність яких, наприклад, у Долинській депресії сягає 80–100 м

при загальній потужності світи 100–150 м, на Орівському піднятті –

відповідно 20–40 і 50–100 м. Трапляються

пластові склепінні поклади,

тектонічно порушені, тектонічно екрановані, а також літологічно об-

межені внаслідок літолого-фаціальної мінливості вмісних порід. Поча-

ткові дебіти нафти сягали 50–200 т/добу, газоконденсату 23–1550

тис. м

/добу. Нафта має густину 0,8288–0,8738 г/см

, конденсат –

0,7484–0,7936 г/см

[25].

Найпродуктивнішою у цьому нафтогазоносному комплексі є біту-

мінозна флішоїдна олігоценова менілітова світа, найбільш повні роз-

різи якої (700–1200 м) представлені в Долинській депресії. Пісковико-

ві колектори літологічно невитримані, абсолютна пористість їх зміню-

ється від 1 до 22 %. Висока мікротріщинуватість порід менілітової

світи визначає тріщинно-поровий тип колекторів. Унікальним вважа-

ється горизонт (30–40 м) бориславського

пісковику, що слугує голо-

вним вмісником нафти у Бориславському районі, пористість якого

становить 5,8–26,4 %. Нафтоносність менілітової світи встановлена

більш як на 30 об'єктах (Пнівське, Старунське, Долинське, Старосам-

бірське та інші родовища). Складки, що містять пастки крейда-

палеогенового комплексу, формувались у палеогені як конседимента-

ційні з подальшою перебудовою міоценовим насувоутворенням.

У якості флюїдоупору

виступають потужні глинисті товщи поляниць-

кої і воротищенської світ міоцену.

В цілому 55 % запасів нафти цього комплексу зосереджено в еоце-

нових відкладах, 40 % – в олігоценових (менілітова світа), 4 % – у па-

леоценових і лише 1 % – у крейдових.

Газоносний неогеновий орогенний комплекс об'єднує газоносні

горизонти міоценових піщано-глинистих відкладів моласової форма-

ції, що слугують і

колекторами, і флюїдоупорами. Найбільше промис-

лове значення мають неогенові утворення Зовнішньої зони прогину в

обсязі карпатію (гельвет), баденію (тортон) і сармату (дашавська сві-

та), що вміщують третину запасів газу провінції. Серед відкладів кар-

патію високою газоносністю виділяються угерські пісковики ефекти-

вною потужністю до 80–95 м, пористістю 18–30 % на площі Більче-

Волицького родовища, що

вміщують поклади газу на глибинах до

1350 м. У баденії колекторами є пісковики й алевроліти косівської

світи пористістю 11–13 % (Богородчанське, Гринівське, Кадобнянсь-

ке родовища). На Кадобнянському родовищі верхньобаденська пастка

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

109

використовується зараз як підземне сховище газу. Середні дебіти газу

з цих відкладів – десятки–сотні тис. м

/добу, газ метановий (95,6–

99,9 % метану). Численні газові поклади, що забезпечували високу

продуктивність видобувних свердловин (до 100–132 тис. м

/добу на

Дашавському родовищі), приурочені до піщаних прошарків і лінз да-

шавської світи сармату. З ними пов'язана газоносність північно-

західної частини Зовнішньої зони – родовища Дашавське, Угерське,

Садковицьке, Пинянське, Хідновицьке. Відкрита пористість порід-

колекторів змінюється від перших до 20–27 %, газ вміщує 90,2–99 %

метану, його густина становить 0,52–0,60 г/см

Характеристика структур нафтогазоносних

покладів, приклади родовищ

Типи структур, форма нафтових і газових покладів, фазовий склад скупчень

вуглеводнів у Зовнішній і Внутрішній зонах прогину істотно відрізняються.

На газових родовищах Зовнішньої зони найпоширенішими є пла-

стові масивні, літологічно обмежені, та пластові склепінні поклади.

Масивні поклади містяться в структурах, що утворились внаслідок

трансгресивного перекриття ерозійних виступів юрських (Рудківське

родовище),

сенонських і гельветських порід (Більче-Волицьке, Угерсь-

ке, Малогорожанське) слабопроникними породами баденію.

Більче-Волицьке газове родовище розташоване у Стрийському

районі Львівської області, в 20 км на північ від м. Стрий. Воно від-

крито в 1949 р. пошуковою свердловиною, закладеною з урахуванням

побудованої за результатами сейсмічних досліджень структурної кар-

ти Більче-Волицького підняття – ерозійного

виступу сенонських порід,

перекритих гельветськими, баденськими й нижньосарматськими

утвореннями(рис. 2.3). Виступ виражений антиклінальною складкою

північно-західного простягання, що тектонічними порушеннями роз-

бита на три блоки. Пісковики сенону й гельвету утворюють єдиний

газовмісний резервуар, перекритий утвореннями баденського і сар-

матського ярусів. По ізогіпсі 800 м площа резервуару 12 х 6,5 км, ам-

плітуда – 130 м.

Усього відкрито п'ять газових покладів. Розробку се-

нонсько-гельветського покладу проводили в 1950–1983 рр., з 1992 р.

введено в розробку нижньосарматські пластові склепінні літологічно

обмежені поклади, пов'язані з піщано-глинистими комплексами ниж-

ньодашавської підсвіти. За роки експлуатації на об'єкті видобуто

38,8 млрд м

газу або 95,2 % початкових запасів. Пластовий тиск за

цей час знизився від 10,3 до 1,0 МПа, початковий робочий дебіт све-

рдловин – з 420 до 45 тис. м

/добу. У 1984 р. розробку гельветсько-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

110

сенонського покладу припинено, й у ньому створено підземне схови-

ще газу, що вважається одним з найбільших у світі.

тектонічні зони

свердловини

геологічні межі

(а згідні, б незгідні)

− −

N ks

N br

НД-9

НД-13 10

0 м

200

K sn + N h

НД-4 1

UD 14 6-

LD 4 1-

LD 9-

LD-13 10

LD 7 4-1 1

N br

B146Д-

N s

0 500 1000 м

поклади газу

НД-6

НД-5

НД-7

НД-8

LD 5-

LD 6-

LD 7-

LD 8-

N ks

N ts

Рис. 2.3. Геологічний розріз Більче-Волицького газового родовища [1]

У неогенових відкладах переважають резервуари, в яких пласти пі-

сковиків і алевролітів перешаровуються з глинами. Літолого-

фаціальне заміщення пісковиків слабко проникними алевролітами та

глинами зумовлює утворення літологічно обмежених газових покладів,

що пов'язані, як правило, з підняттями брахіантиклінального типу і

можуть бути віднесені до структурно-літологічних. Такі поклади відо-

мі

на Ковалівському, Кадобнянському, Гринівському, частково Да-

шавському родовищах. До пластових склепінних віднесено поклади в

міоценових відкладах Опарського, Угерського, Косівського, Дашавсь-

кого родовищ. Останнє як об'єкт, з якого починався видобуток газу в

Україні, доцільно розглянути детальніше.

Дашавське родовище розташоване у Стрийському районі Львів-

ської області, у 15 км на північний схід від

м. Стрий. Родовище було

відкрите в 1920 р., коли з глибини 395 м із нижньосарматських від-

кладів отримали приплив газу з дебітом 14 тис. м

/добу. Всього на ро-

довищі відкрито 10 газових покладів (рис. 2.4).

Дашавська структура є брахіантикліналлю північно-західного про-

стягання, розміром 9 х 6 км з амплітудою 140 м, складена вона піща-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

111

но-глинистими породами дашавської світи нижнього сармату.

В структурі виділяються два куполи; тектонічними порушеннями з

амплітудою 10–40 м у нижній частині вона розбита на блоки, на пів-

денному заході частково зрізана насувом Самбірської підзони. Покла-

ди газу містяться переважно в породах нижньодашавської підсвіти

(НД) і відносяться до пластових склепінних літологічно обмежених

(ВД-13, НД-2, НД-4, НД-5, НД-7, НД-9Г), пластових склепінних літоло-

гічно обмежених і тектонічно екранованих (НД-9А, НД-9АГТ). За часи

експлуатації з 1924 р. з родовища видобуто 12,3 млрд м

газу або

99,5 % початкових запасів. Найбільш газу (577 млн м

) відібрано в

1950 р. Початкові робочі дебіти свердловин сягали 100–

132 тис. м

/добу, початкові пластові тиски – 6,6–5,9 МПа [1].

Рис. 2.4. Геологічний розіз Дашавського родовища газу

Родовища нафти зосереджені у Внутрішній зоні Передкарпатсь-

кого прогину, пов'язані з Бориславсько-Покутським покривом. Він

складається з чотирьох ярусів витягнутих у північно-західному на-

прямі, насунутих одна на одну антиклінальних складок палеогенового

й верхньокрейдового флішу, перекритих міоценовими моласами. Осо-

бливо продуктивним є інтервал глибин 1500–3500 м, хоча поклади ві-

домі і

на глибинах до 4,5–5,7 км (Мельничанське, Соколовецьке та ін.

родовища). Найчастіше родовища вуглеводнів містяться в лінійних

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

112

антиклінальних складках, при цьому більшість з нихрозташовані в зо-

ні Передкарпатського розлому, що є північно-східною границею по-

ширення автохтонного флішу (Старосамбірське, Блажівське, Борис-

лавське, Стинавське, Семижнівське, Долинське, Північно-Долинське,

Битків-Бабченське, Пнівське, Гвіздецьке та ін.). Менш значна смуга

родовищ протягується в 20–30 км на південний захід від Передкар-

патського розлому (Новосхідницьке

, Довбушанське, Бистрицьке) [20].

Поклади вуглеводнів Бориславсько-Покутської підзони відносяться до

склепінних (Бориславське, Долинське родовища), тектонічно й літоло-

гічно екранованих (Орів-Уличнянське).

Бориславське нафтогазоозокеритове родовище розміщене в

Дрогобицькому районі Львівської області, у межах м. Борислав. Відоме

з середини ХІХ ст., воно й зараз перебуває в розробці. Широку відо-

мість родовищу принесли свердловини

з добовими дебітами нафти бі-

льше тисячі тонн та поклади озокериту, який видобувають тут з

1856 р. Родовище складено теригенним флішем верхньої крейди

(стрийська світа), палеоцену (ямненська), еоцену (витвицька та попель-

ська), олігоцену (менілітова) та неогеновою моласою (поляницька та во-

ротищенська). Структура родовища має покривно-насувний характер.

З південного заходу на

північний схід виділяються насунуті одна на

одну: Орівська й Берегова смуги Складчастих Карпат, Бориславська

глибинна складка і так званий Бориславський піднасув Внутрішньої

зони Передкарпатського прогину. Серед них основною є Бориславська,

що містить 83 % усіх запасів. Вона має форму підгорнутої асиметрич-

ної антикліналі з кутами падіння на південно-західному крилі 15–20º,

підгорнутим і

зрізаним поверхнею насуву північно-східним крилом

(див. рис. 1.22). Промислова нафтоносність приурочена до пісковиків

стрийської та ямненської світ (Орівська скиба, ділянка Міріам), ямнен-

ських пісковиків Берегової скиби, еоценових і олігоценових відкладів

Бориславського піднасуву; але найпродуктивнішими є поклади нафти

в бориславському пісковику в основі менілітової світи. Так, свердлови-

на Ойл Сіті на

початку експлуатації цього горизонту в 1908 р. давала

3000 т нафти і 900 тис. м

газу на добу. Пісковик кварцовий, від сла-

бозцементованого до щільного, потужністю 7–50 м, середня глибина

залягання 1100 м; пористість змінюється від 3 до 29 %. Поточні дебіти

нафти становлять від 0,05 до 5 т/добу, густина нафти в поверхневих

умовах 840 кг/м

, у пластових 770 кг/м

Поклади озокериту містяться в піщано-глинистих відкладах воро-

тищенської світи (нижній міоцен) в інтервалі глибин перші десятки–

сотні метрів. Форма виділень озокериту жильна й дрібновкраплена,

середній вміст в покладах 2 %. Густина його становить 895–900

кг/м

, температура плавлення 55–70º, переважають темнозабарвлені

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

113

відміни. Загальна кількість видобутого озокериту перевищує 400 тис.

т. У минулому розробка проводилася шахтами глибиною до 140 м, за-

раз озокерит вилучають бензиновою екстракцією [20].

Нафтогазоносна область складчастих Карпат

Складчасті Карпати можна розглядати як перспективну, але недо-

статньо вивчену область Карпатської нафтогазоносної провінції [17].

Незначні поклади нафти відкрито в зонах Скибовій і Кросно на гли-

бинах від перших сотень метрів до 4600 м у флішових утвореннях

верхньої крейди, еоцену й олігоцену (менілітова світа). Початкові де-

біти нафти сягали 20 т/добу, але

з часом значно зменшилися і стабілі-

зувалися на рівні 0,01–0,02 т/добу. Наявність на території Польщі

більш як 40 родовищ нафти в Складчастих Карпатах дає змогу (за

умови наявності кондиційних пасток) очікувати відкриття родовищ і

в межах Українських Карпат, зокрема в зоні Кросно [20].

Закарпатська газоносна область

У структурному відношенні область відповідає Закарпатському

внутрішньому неогеновому прогину, границі якого визначені Закар-

патським на північному сході й Прикарпатським на південному захо-

ді глибинними розломами. В районі м. Хуст прогин перетинає Вигор-

лат-Гутинське вулканічне пасмо, що розділяє його на Мукачівську й

Солотвинську западини. В геологічній будові прогину виділяються два

структурно-тектонічні поверхи – донеогеновий і неогеновий.

Донеогеновий поверх складений породами від палеозойських до

палеогенових, що залягають на глибинах 500–4000 м і представлені

філітами, кристалічними сланцями, теригенно-карбонатними, вулка-

ногенними і флішовими утвореннями блоково-складчастої структури.

Неогеновий поверх включає потужний, до 3,5 км, моласовий ком-

плекс з пологими малоамплітудними складками переважно "карпатсько-

го" простягання

. В центральній частині прогину розвинені соляні діапі-

ри. В розрізі неогенової товщі виділяються (знизу): пісковики й піща-

нисті глини буркалівської світи егенбургію (потужністю до 80 м), тере-

шульські конгломерати (до 100 м), туфова новоселицька світа карпатію

(гельвет) (до 900 м), теригенно-уламкові з кам'яною сіллю тереблянська

(до 1000 м), солотвинська (100–800 м) і

тересвинська (130–900 м) світи

баденію (тортон), доробратівська (650 м) і луківська (500 м) світи сарма-

ту. Завершують розріз вулканогенні гутинська й бужорська світи.

В Закарпатській газоносній області відкрито чотири газові родови-

ща, три у Мукачівській западині (Русько-Комарівське, Снятівське, Ко-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

114

ролівське), одне – у Солотвинській (Солотвинське). Газовмісними є пе-

реважно міоценові, менше – пліоценові (Королівське родовище) відкла-

ди. Поклади газу пластові склепінні, склепінні тектонічно екрановані.

Останні відмічені на Русько-Комарівському родовищі, розташовано-

му в Ужгородському районі Закарпатської області в 15 км на півден-

ний схід від м. Ужгород. Промислові припливи газу тут отримані з

від-

кладів верхнього баденію й нижнього сармату. Структура родовища

визначається брахіантиклінальною складкою субмеридіонального про-

стягання розміром 4,0 х 2,5 км, висотою 250 м, з лаколітом гранодіо-

рит-порфірів на глибині 1700–2000 м. Продуктивними є сімь піщаних і

піщано-туфогенних горизонтів, поверх газоносності якіх сягає 735 м,

висота покладів 17–145 м, початкові видобувні запаси 2044 млн м

Родовище розробляється ЗАТ "Концерн "НАДРА".

Порівняно із Зовнішньою зоною Передкарпатського прогину стратигра-

фічний діапазон промислової газоносності неогенових відкладів Закарпаття

більш широкий за рахунок нижнього бадену (Солотвинське родовище) і плі-

оцену (Королівське), але об'єкти тут значно менші за масштабами.

Волино-Подільська нафтогазоносна область

Ця область охоплює територію Львівської, Волинської, Тернопільсь-

кої, Івано-Франківської та Чернівецької областей, тобто майже всю

Волино-Подільську височину. Починаючи з 1964 р. тут відкрито 2 га-

зові родовища – Локачівське й Великомостівське, обидва в межах

Львівського палеозойського прогину. Продуктивними є теригенні (піс-

ковики, алевроліти) та карбонатні нижньо- та середньодевонські від-

клади. Поклади пластові

склепінні, літологічно обмежені.

Наприклад, Локачинське родовище розташоване в Локачинсько-

му районі Волинської області в 4 км на схід від смт. Локачі. Воно кон-

тролюється однойменним валоподібним підняттям розміром 11 х

3,5 км, висотою 75–100 м, що простежується в породах від рифею до

крейди (рис. 2.5). Виявлено 7 покладів у поверсі газоносності 182 м,

покришки глинисті, карбонатні й

карбонатно-сульфатні, потужністю

15–20 м. Початкові дебіти газу сягали 165 тис. м

/добу [1]. Відклади

девонської системи Львівського палеозойського прогину, таким чи-

ном, можна розглядати як регіональний газоносний комплекс, перс-

пективний для відкриття нових скупчень газу й нафти [25].

Таким чином, в межах Карпатської нафтогазоносної провінції найбі-

льші нафтові родовища Внутрішньої та газові Зовнішньої зони Перед-

карпатського передового прогину мезозойського, крейда-палеогенового

та неогенового

продуктивних комплексів давно розвідані, тривалий час