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

Подождите немного. Документ загружается.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

115

успішно експлуатувались і тому часто характеризуються високим, біль-

ше 90 %, рівнем відбору початкових запасів. Тому питання визначення

перспективних напрямків геологорозвідувальних робіт для регіону є до-

сить актуальним. З урахуванням наявних геолого-геофізичних матеріа-

лів, закономірностей розміщення покладів та результатів робіт останніх

років пошукові роботи пропонується зосередити [1]:

Рис. 2.5. Геологічний розріз Локачинського газового родовища

• на пошуках і розвідці нафти і газу в палеогенових утвореннях Борис-

лавсько-Покутського району;

• на пошуках і розвідці газових родовищ у сарматських, гельветських та

мезозойських утвореннях північно-західної частини Більче-Волицької

зони; газових – у баденських і нафтових – у палеогенових, крейдових і

юрських відкладах під насувом Покутсько-Буковинських Карпат на

пі-

вденному сході;

• на пошуках і розвідці газових покладів у неогенових товщах Закарпаття;

• на пошуках нафти і газу передусім у девонських, а також силурійських

та кембрійських породах перспективних районів Волинської НГО;

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

116

• на перспективній оцінці нафтогазоносності зони палеогенових і крей-

дових порід Кросно і Скибової Складчастих Карпат.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

117

ДНІПРОВСЬКО-ПРИП’ЯТСЬКА

НАФТОГАЗОТОНОСНА ПРОВІНЦІЯ

Дніпровсько-Прип’ятська нафтогазоносна провінція приурочена до

Прип’ятсько-Дніпровсько-Донецького авлакогену і поділяється на

Прип’ятську нафтогазоносну область, що розміщується на території

Білорусі та Дніпровсько-Донецьку нафтогазоносну область (ДДНГО) у

межах України. Вона простягається від кордонів з Білоруссю на пів-

нічному заході до кордонів з Російською Федерацією на південному

сході, займає Придніпровську низовину та Полтавську рівнину на лі-

вобережжі Дніпра на території Чернігівської, Сумської, Полтавської,

Харківської, Дніпропетровської, Донецької та Луганської областей.

Найбільша кількість родовищ нафти і газу зосереджена у межах Сум-

ської, Полтавської та Харківської областей. Загальна площа ДДГНО

становить 101,8 тис. км

Прип’ятська та Дніпровсько-Донецька НГО пов’язані з крупними

структурами осадового чохла – Прип’ятською та Дніпровсько-

Донецькою западинами (ДДЗ), розділеними Брагінсько-Лоєвською сі-

дловиною (Чернігівським виступом докембрійського фундаменту).

Формування западин пов’язане з розвитком Сарматсько-Туранського

лініаменту, що з північного заходу на південний схід пересікає пів-

денно-західну частину

Східноєвропейської платформи (СЄП). На те-

риторії Білорусі та України він виражений грабеном (авлакогеном),

що виник у девонський період, розколовши єдиний Сарматський щит

на північно-східну (Воронезький масив) та південно-західну (Україн-

ський щит) частини. Відокремлюючись від Прип’ятської западини Че-

рнігівським виступом, ДДЗ на південному заході обмежена УЩ, на

північному сході

Воронезькою антеклізою, на південному сході –

Складчастим Донбасом.

Дніпровсько-Донецька нафтогазоносна область

Серед нафтогазоносних областей України ДДНГО за розвіданими

запасами, потенційними ресурсами і видобутком вуглеводнів посідає

провідне місце.

Перше Роменське нафтове родовище тут було відкрите у 1937 р. Ос-

новна заслуга у його відкритті належить співробітнику Українського

науково-дослідного геологічного інституту (нині Інститут геологічних

наук НАН України) Ф.О. Лисенко, який у 1932–1936 рр.

під керівницт-

вом директора інституту академіка М.Г. Світальського проводив у Ро-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

118

менському районі Полтавської області (зараз Сумська область), буріння

спочатку на гіпси і калійні солі, а згодом на нафту. У 1931 р. академік

М.С. Шатський, правильно пояснивши солянокупольну природу діаба-

зів, виходи яких були відомі поблизу м. Ромни, тим самим вказав на

потенційну нафтогазоносність цієї території. Хоча задовго до цього, ще

1903 р. професор Київського університету П.Я. Армашевський описав

прояви нафти, пов’язані з верхньокрейдовими мергелями горба Золо-

туха, що на околицях Ромнів [16, 30].

Після отримання першого промислового притоку нафти з порід ке-

проку Роменського соляного штоку розпочалися цілеспрямовані по-

шукові роботи. У передвоєнний період вони обмежувались досліджен-

нями інших солянокупольних структур –

Висачківської та Дмитрівсь-

кої із застосуванням гравімагнітних методів та буріння на глибини в

декілька сотень метрів. Ці роботи були малоефективними.

У повоєнний період, коли була обґрунтована необхідність вивчення

криптодіапірових структур, пошуки родовищ нафти і газу отримали

новий імпульс. Це зумовило відкриття у 1950 р. Радченківського наф-

тогазового й унікального за запасами Шебелинського

газоконденсат-

ного родовищ. В наступні роки було виявлено низку великих родо-

вищ, серед яких нафтогазоконденсатні – Качанівське, Глинсько-

Розбишівське, Гнідинцівське, Леляківське, Рибальське та ін. На 1952

рік було відкрито вже 34 родовища і ДДГНО стала давати більшу час-

тину видобутої в Україні нафти, а з 1964 р. – і газу. Глибини буріння в

цей період

зростають до 3000–3500 м. Виконуються значні обсяги

структурно-картувального буріння. Сейсмічний метод відбитих хвиль

(МВХ) стає основним методом підготовки локальних об’єктів до глибо-

кого буріння. Зростає значення регіональних досліджень із застосу-

ванням методу заломлених хвиль (КМЗХ) і параметричного буріння.

У 60–80 рр. ХХ ст. пошукові роботи зосереджуються на вивченні

глибокозанурених похованих

піднять та міжкупольних ділянок, вна-

слідок чого глибини буріння зростають до 4500–5000 м. На зміну МВХ

приходить більш досконалий метод спільної глибинної точки (МСГТ). В

цей період були відкриті великі родовища вуглеводнів, серед яких –

Яблунівське, Єфремівське, Котелевське, Західно-Хрестищенське, Бе-

резівське та ін. Загальна кількість родовищ ДДНГО досягла 85.

На початок 80-х років

у цілому завершилась оцінка наскрізних та

локальних структур антиклінального типу до глибини 5000 м. Отри-

мано перші притоки вуглеводнів з глибин 5000–7000 м, що підтвер-

дило перспективи нафтогазоносності глибоких горизонтів. Освоюєть-

ся новий район північного борту ДДЗ, де нафтогазоносними вияви-

лись на тільки палеозойські, а й докембрійські породи (Юліївське та

Хухрянське родовища).

Розпочинається цілеспрямована підготовка і

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

119

глибоке буріння численних структур «неантиклінального» та комбіно-

ваного типу. Зокрема, виявлено зони розвитку рифогенних споруд в

облямуванні Срібнянської та Жданівської депресій. Однак у другій

половині 80-х років розпочалося зменшення асигнувань на проведен-

ня геологорозвідувальних робіт, падіння об’ємів буріння (з 600 тис п.м

у 1980 р. до 480 п.м у 1990 р. і

до 63 тис п.м у 1996 р). Ці негативні

процеси обумовили значне падіння приросту запасів нафту і газу.

За часи незалежності України пошуково-розвідувальні роботи у

межах ДДНГО отримали новий імпульс, пов’язаний із застосуванням

апаратури та програмного забезпечення провідних зарубіжних ком-

паній, залученням іноземних інвестицій у розвідку та розробку родо-

вищ. З 1997 р. завдяки збільшенню фінансування геологорозвідува-

льних робіт збільшився об’єм буріння (2006 р. – 253 тис. п.м). Кіль-

кість родовищ вуглеводнів перевищила дві сотні. Динаміка їх від-

криття у період з 1959 по 2000 рр. показана на рис. 2.6.

Загальна геолого-геофізична вивченість ДДНГО висока. Тут прове-

дена геологічна зйомка, структурно-картувальне і параметричне

бу-

ріння, на окремих структурах та родовищах пробурена густа мережа

опорних, пошукових, розвідувальних та експлуатаційних свердловин.

На території ДДНГО виконані граві-, магніто- та електророзвідувальні

роботи в різних модифікаціях. Осадовий чохол до 6000 м і глибше ви-

вчений сейсморозвідкою МВХ і МСГТ, поверхня кристалічного фун-

даменту простежена з допомогою кореляційного методу заломлених

хвиль (КМЗХ), а глибинна геологічна будова – з допомогою глибинного

сейсмічного зондування (ГСЗ).

Рис. 2.6. Динаміка відкриття родовищ нафти і газу ДДНГО [29].

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

120

Геологічна будова

Дніпровсько-Донецька НГО пов’язана з однойменною западиною,

яка є частною величезной лінійної структури – Сарматсько-

Туранського лініаменту чи лінії Карпінського, що простягається від

Балтійського моря до передгір’їв Тянь-Шаню. Її виникнення пов’язане

з глибокими розколами земної кори, можливо, спочатку у рифеї, а по-

тім – у девоні, формуванням систем

авлакогенів, які пізніше, зі змен-

шенням інтенсивності тектонічних напружень, перетворилися на за-

падини. Безумовно, нафтогазоносність території, що розглядається,

найщільніше пов’язана з історією її геологічного розвитку, тому роз-

глянемо особливості геологічної будови, зокрема стратиграфії, текто-

ніки, історії розвитку ДДЗ.

Стратиграфія

Найдавніші з відомих в межах ДДНГО утворень – це метаморфічні

(амфіболітова та гранулітова фації регіонального метаморфізму), уль-

траметаморфічні (головним чином плагіограніти) та інтрузивні породи

архею та палеопротерозою, що складають кристалічний фундамент.

Петрографічні дані та результати визначення абсолютного віку цих

порід свідчать про присутність практично всіх основних архейських і

палеопротерозойських стратиграфічних

підрозділів, відомих на УЩ та

Воронезькому масиві, включаючи мезоархейські граніт-зеленокам’яні

комплекси, палеопротерозойські гнейсові та залізорудні товщі. Утво-

рення кристалічного фундаменту розбурені головним чином у межах

бортів ДДЗ, де залягають неглибоко, та простежені за допомогою гра-

вімагнітних методів на значних ділянках.

Питання про наявність неопротерозойських і нижньопалеозойських

порід залишається

спірним, оскільки в межах регіону вони поки що не

розкриті бурінням. За аналогією з іншими рифтогенними прогинами

древніх платформ деякі дослідникі припускають наявність у ДДНГО

проміжного комплексу відкладів, що розміщується між докембрійським

кристалічним фундаментом і значно молодшою осадовою товщею по-

рід, в основі якої залягає середній девон (рис. 2.7) [4, 8, 10].

Основними стратиграфічними підрозділами

ДДНГО є: палеозой,

мезозой та кайнозой.

Палеозой представлений відкладами девонської, кам’яновугільної і

пермської систем.

Девон виявлено лише в центральній частині ДДЗ, де він розкритий

в інтервалі глибин 0,5–5,5 км. У центральній і північно-західній час-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

121

тині западини девон залягає на докембрійському фундаменті, на ре-

шті території – породи, що підстеляють, не розкриті.

Рис. 2.7. Зведений розріз ДДНГО [1]

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

122

В цілому це складно побудований поліфаціальний комплекс вулка-

ногенних, соленосних, карбонатних, теригенних сіро- та червоноколі-

рних порід загальною потужністю до 7,5–8,9 км. Характерною рисою

девонських відкладів є різка зміна фаціальних особливостей порід і

потужності стратиграфічних підрозділів від домінуючого положення в

розрізі (1,5–2,0 км) до повного зникнення. Особливості формування

девонської системи ДДЗ обумовили бідність

фауністичних решток, що

ускладнює кореляцію стратиграфічних підрозділів, що тут виділяють-

ся, з горизонтами СЄП.

Девон представлений середнім і верхнім відділами.

Середній девон включає ейфельський та живетський яруси.

Ейфельський ярус у складі клинцівського, мосоловського і червоно-

ярського горизонтів потужністю 40–50 м залягає на докембрійському

фундаменті. Вони розкриті та палінологічно охарактеризовані в по-

одиноких свердловинах крайнього північного заходу ДДЗ, де складені

перешаруванням сірих і строкатих аркозових пісковиків, алевролітів,

темно-сірих аргілітів та глинистих доломітів.

Живетський ярус представлений старооскольським горизонтом по-

тужністю до 50 м, який незгідно залягає на ейфельських або докемб-

рійських породах. Це строкаті теригенні відклади (перешарування пі-

сковиків, алевролітів, аргілітів) з прошарками доломітів

. У середньо-

девонських утвореннях є декілька горизонтів пісковиків, перекритих

глинистими пачками, які в Прип’ятському прогині містять поклади

нафти.

Верхній девон. На відміну від фрагментарно розвинутого серед-

нього девону, верхній відділ значно поширений і є потужним (до 4–5

км і більше) складним гетерогенним комплексом франського та фа-

менського ярусів.

Нижня частина

франського ярусу складена строкатими теригенни-

ми відкладами (перешарування кварцових пісковиків, алевролітів,

аргілітів), відповідає пашійському та тиманському (киновському) го-

ризонтам уніфікованої схеми девону СЄП. На ній залягає карбонатна

товща (15–120 м), складена органогенними вапняками і доломітами, в

яких виділені аналоги саргаївського та семилуцького горизонтів. Ос-

новна за потужністю (до 3 км і більше) верхня

частина ярусу предста-

влена вулканогенними, вулканогенно-осадовими і соленосними від-

кладами (нижня соленосна товща). В ній присутні аналоги речицько-

го, воронезького, євланівського та лівенського горизонтів.

Фаменський ярус незгідно залягає на утвореннях франського і поді-

ляється на три під’яруси: нижньо-, середньо- та верхньофаменський.

Нижньофаменський під’ярус представлений задонським та єлець-

ким горизонтами (міжсольова товща). Перший складений глинисто-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

123

карбонатною товщею (до 800–1200 м) в системі прибортових палео-

депресій з певною літолого-фаціальною зональністю (крайові рифо-

генно-карбонатні масиви та депресійні темноколірні карбонатно-

глинисті відклади). Більший за потужністю (до 3600 м) єлецький гори-

зонт представлений теригенними відкладами, поширеними в межах

палеопрогинів північної і південної прибортових зон.

Середньофаменський під’ярус залягає з ознаками

кутової незгідно-

сті на більш давніх девонських відкладах, містить лебедянський і да-

нківський горизонти, що виділяються як верхня соленосна товща.

Верхньофаменський під’ярус (озерський та хованський горизонти)

розглядається як перехідний комплекс від девону до карбону (надсо-

льова товща), що завершується руденківською світою.

У цілому середньо- та верхньофаменский під’яруси – це

потужна

(до 3–4 км) складно побудована товща, яка включає соленосні, тери-

генні (сіро- і червоноколірні) та вулканогенні відклади.

Кам’яновугільні відклади займають основну (понад 60 %) частину

розрізу осадового чохла ДДЗ. Стратиграфія карбону ДДЗ має свою

особливу складну систему стратиграфічних одиниць, що склалась іс-

торично. На палеонтологічній основі базується характеристика відді-

лів, ярусів

(під’ярусів), горизонтів (надгоризонтів) карбону. Останні

корелюються з горизонтами (надгоризонтами) як Донецького басейну,

так і СЄП. Крім того, в ДДЗ виділяються особливі біостратиграфічні

підрозділи – мікрофауністичні горизонти (МФГ), а також система сей-

смогеофізичних та промислово-геофізичних одиниць (відбиваючі го-

ризонти, глинисті перемички, репери, продуктивні горизонти (ПГ) з

власними індексами). На відміну

від девонських потужність кам'яно-

вугільних порід закономірно зростає від бортів до приосьової частини

западини і в південно-східному напрямку, досягаючи за сейсмічними

даними 10 км і більше. Утворення турнейського ярусу і нижньовізей-

ського під'ярусу виявлені лише в межах грабена, молодші відклади

осадового чохла поширюються і на борти ДДЗ.

Нижній карбон включає турнейський, візейський і серпуховський

яруси. Їх сумарна потужність у центральній частині та в межах пів-

денно-східного закінчення Дніпровського грабена за сейсмічними да-

ними сягає 4–6,5 км. Порівняно з іншими районами СЄП відклади

нижнього карбону ДДЗ характеризуються найбільшою стратиграфіч-

ною повнотою.

Турнейський ярус в обсязі аналогів гумеровського, мальовського,

упинського, черепетського, кизеловського і косьвинського горизонтів

СЄП, або базаліївського, каракубського, волновахського, карпівського

і докучаєвського горизонтів Донбасу в центральній і південно-східній

частинах ДДЗ складається з теригенно-карбонатних морських утво-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

124

рень. Вони сформувались в умовах шельфу з широким розвитком ор-

ганогенних споруд типу біогермів і біостромів (периферійні частини

Жданівської депресії, прибортові зони западини), бар’єрно-рифових

масивів (моноклінальні схили приосьової зони грабена). Одночасно в

суміжних депресіях утворювались теригенні комплекси типу турбіди-

тів. Потужність ярусу, який охоплює XV МФГ, в межах згаданих тери-

торій змінюється від 150–200 до 800–1000 м. На захід від м. Ромни

спостерігається заміщення морських сіроколірних теригенно-

карбонатних фацій алювіально-дельтовими строкатими теригенними

відкладами (руслові кварцові пісковики, сухарні каолінові глини та

ін.). Найпотужніші (до 200–300 м і більше) і найбільш повні розрізи

континентальних фацій турне розкриті в Срібнянській депресії.

Візейський ярус, розрізи якого найповніші в центральній частині

западини, за сукупністю палеонтологічних і стратиграфічних критері-

їв розчленовується на два комплекси, що відповідають під’ярусам.

Нижньовізсйський під’ярус незгідно залягає на різновікових відкла-

дах турне і верхнього девону. Він виділяється як XIV і XIII МФГ, що

відповідають глибокинському, сухинському і стильському горизонтам

Донбасу, є аналогами радаєвського, бобриківського горизонтів СЄП.

На більшій частині ДДЗ це морські теригенно-карбонатні відклади

потужністю 1000–3000 м, в яких виявлені органогенні споруди (біоге-

рми і біостроми) і депресійні фації. За сейсмічними даними цей ком-

плекс порід виділяється як нижньовізейська карбонатна плита.На пі-

внічному заході ДДЗ під’ярус представлений теригенними континен-

тальними утвореннями, потужність яких досягає 160–180 м.

Верхньовізейський під’ярус присутній в усіх тектонічних зонах за-

падини в обсязі ХІІа-X МФГ, а за номенклатурою Донбасу – зони С

g (стильський, донецький і межівський горизонти). З чіткою незгід-

ністю він залягає на всіх зазначених вище комплексах, включаючи

кристалічний фундамент. Своєрідні за літолого-фаціальною характе-

ристикою відклади МФГ ХІІа (темноколірні аргіліти, доманікіти, горю-

чі сланці з піщаними тілами різноманітної морфології) в центрі запа-

дини сягають потужності 800–1000 м і більше. Верхня частина розрізу

– поліфаціальна паралічна, де перемежовуються морські та алювіаль-

но-дельтові глинисті і алевропіщані породи з прошарками вапняків і

вугілля. В зануреній частині западини розріз набуває флішоїдного ха-

рактеру, зникають прошарки вугілля, зростає вміст глинистих відкла-

дів, що дає змогу передбачити в приосьовій зоні на схід від м. Полта-

ви область поширення депресійних доманікоїдно-глинистих відкладів.

Уздовж північного борту в східному напрямку паралічні утворення

поступово заміщуються шельфовими карбонатними.