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

Подождите немного. Документ загружается.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

145

(820–830 кг/м

) – в межах Котелевсько-Березівського структурного

валу. В середньому густина конденсатів становить 705–795 кг/м

Чільне місце в них займає бензинова фракція. Найвищий її вміст

зафіксовано у вуглеводнях південної прибортової зони (70–90 %). У

них майже відсутні смолисті речовини і твердий парафін. Най-

менша частка цієї фракції (21 %) зафіксована у покладах ПГ В-22

Сахалінського родовища з одночасним збільшенням кількості твер-

дого парафіну (4,0 %). У середньому вміст бензинової фракції стано-

вить 50–70 %, смолистих речовин – 0,2–1,5 % (максимально 3,8 %).

На твердий парафін припадає 0,1–0,9 % і, як виняток, у конденса-

тах візейських покладів – 1,8–4,2 %. У конденсатах верхньо-

кам’яновугільно-пермських покладів переважає газова фракція.

Вміст сірки у конденсатах незначний і в середньому для регіону

становить 0,066 %. Як правило, цей показник вищий для флюїдів

північно-західної частини западини.

Нафти виявлені в нафтових, нафтогазових, газонафтових та наф-

тогазоконденсатних родовищах. Відкрито 32 родовища, де відомі ли-

ше нафтові поклади. Вони зосереджені в крайній північно-західній

частині ДДЗ та в межах Охтирського структурного виступу та його

периферії. На території останнього знаходиться найбільше нафтове

родовище – Бугруватівське з запасами понад 20 млн т (запаси решти

родовищ не перевищують 1,0–1,5 млн т). Найбільші початкові видобу-

вні запаси нафти серед газонафтових родовищ встановлені в межах

Леляківської (майже 60 млн т) і Гнідинцівської (понад 48 млн т) струк-

тур. Найглибший поклад виявлено у турнейських утвореннях Сухівсь-

кої площі (5050 м, ПГ Т-3). На глибинах понад 4000 м скупчення наф-

ти відомі на 25 родовищах, у тому числі Західно-Харківцівському

(4900 м, ПГ В-19), Тростянецькому (4900 м, ПГ В-25), Анастасівському

(4800 м, ПГ В-21). Найближче до поверхні землі поклади залягають у

південній прибортовій зоні в Решетняківському (500 м, ПГ Ю-1) та

інших родовищах. Основні розвідані запаси нафти пов'язані з глиби-

нами 1500–2000 (49,7 %) та 3500–4000 м (19,6 %).

За фізико-хімічними властивостями, груповим, вуглеводневим і

фракційним складом нафти різноманітні. Кількість розчиненого газу

змінюється в них від 20 до 350 м

/м

і більше. Значно коливаються

тиск насичення (2,3–48,5 МПа), об’ємний коефіцієнт (1,055–3,725),

в’язкість (0,20–2,56 МП·с). Більшість нафтових покладів (77 %) залягає

на глибинах понад 3000 м. З них 24 гранично насичені, в тому числі

дев’ять звичайної нафти та 15 газонафти. Тиск їх насичення дорів-

нює пластовому і складає 25,6–48,5 МПа, вміст газу – 141–321 м

/м

об’ємний коефіцієнт – 1,375–1,811, в’язкість – 0,33–1,4 МПа·с.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

146

Густина нафт становить 650–990 кг/м

(здебільшого 800–860

кг/м

), температура застигання 197–309°К, молекулярна маса 150–

400 (у середньому близько 200). У фракційному складі домінують ви-

сококиплячі вуглеводні: вихід фракції від початку кипіння до 423°К

становить 10–34 %, від 423 до 573°К – 25–45 %, вміст сірки – 0,02–

0,63 % (зрідка до 1,13 %), парафіну – 1–4 % (максимально до 7 %).

Спостерігається закономірне збільшення насичення нафти парафіном

з глибиною. Вміст асфальтово-смолистих компонентів коливається від

1 до 48 %, найчастіше – 3–16 %. За груповим складом нафти метано-

во-нафтенові, нафтеново-ароматичні, ароматичні або, найчастіше,

нафтеново-метанові.

В цілому для ДДНГО в нафта складає 20,5 % загальної кількості

розвіданих запасів, конденсат - 5,5 і газ – 74 % [9]. Доля газової скла-

дової збільшується у східному напрямі, що пояснюється складною

взаємодією декількох факторів (ступінь метаморфізму продуктивних

порід, температура надр, відмінності в потужності і глибині занурен-

ня осадових товщ, екрануючі властивості флюїдоупорів тощо).

Незважаючи на часте перемежування в одному родовищі різних за

фазовим станом покладів, певних закономірностей у їх вертикально-

му розміщенні не виявлено, що пояснюється багаторазовим і різноча-

совим формуванням покладів, особливостями геологічної будови пас-

ток. Очевидно, не існувало єдиної схеми заповнення родовищ вугле-

водневими флюїдами.

Гідрогеологічні умови нафтогазоносності

В ДДНГО існує два гідродинамічних поверхи: верхній – в основ-

ному з латеральним рухом підземних вод і нижній – вертикальним.

Верхній поверх пов'язаний з великим артезіанським басейном

ДДЗ. Північний борт і крайня північно-західна частина регіону є об-

ластями його живлення, південна прибортова зона – областю розва-

нтаження. Поверх починається зоною активного водообміну, яка

охоплює розріз відкладів від четвертинних до верхньоюрських, а по

периферії западини – до нижнього карбону. Глибше знаходиться зо-

на обмеженого водообміну. У грабені та в зануреній частині півден-

ного борту вона пов’язана з формуваннями середньої юри і тріасу.

Зона дуже обмеженого водообміну починається під хемогенними по-

родами пермі і досягає глибин 3600–4000 м. Води верхнього поверху

високонапірні з дебітами 1000 м

/добу і більше.

Характерною особливістю нижнього гідродинамічного поверху є

переміщення вод по порушеннях осадового чохла і кристалічного

фундаменту. Води теж високонапірні, але їх дебіт внаслідок ущіль-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

147

нення порід-колекторів не перевищує 500–600 м

/добу. Незначний

вертикальний рух вод існує і у верхньому поверсі внаслідок локаль-

ного розвантаження високонапірних вод. Він відбувається в основ-

ному у межах криптодіапірових структур, інтенсивно порушених

диз’юнктивами, і фіксується локальними гідрохімічними,

п’єзометричними та геотемпературними аномаліями.

Палеозойські підземні води, в оточенні яких зосереджені відомі

скупчення вуглеводнів і в яких очікуються нові відкриття, за кла-

сифікацією В.А. Суліна в основному відносяться до хлоркальцієвого

типу. У відкладах нижнього карбону на північному заході та півночі

регіону трапляються також води гідрокарбонатно-натрієвого та су-

льфатно-натрієвого типів. Мінералізація палеозойських підземних

вод коливається від 3 до 420, здебільшого становить 100–250 г/кг.

Коефіцієнт метаморфізації (Nа/Cl) змінюється в межах 0,70–0,85,

але спостерігаються і його аномальні значення: 0,07 у девонських і

0,99 у середньокам’яновугільних відкладах.

У ДДНГО на глибинах 1,5–6,0 км зафіксовані зони аномально ви-

соких пластових тисків (АВПТ). Тут виділяються три флюїдодинамі-

чні зони: гідростатична, закрита та напівзакрита.

Гідростатична зона охоплює обидва борти, північно-західну час-

тину грабена до лінії Талалаївська – Прилуцька структури, невеликі

смуги вздовж прибортових зон у центрі грабена (до Охтирського

виступу на півночі і Зачепилівської структури на півдні), промисло-

во газоносні території півночі Донбасу, де пластові тиски близькі до

гідростатичних.

Закрита зона охоплює значну частину западини, пов'язана з відкла-

дами, які зазнали перетворення до пізнього катагенезу. Поверхня її зна-

ходиться на глибинах 4–6 км, максимальне занурення зафіксоване в

межах депресій. Залежно від геотермічних умов глибина поширення

АВПТ змінюється. Коефіцієнт аномальності досягає 1,8–2,2.

У напівзакритій зоні АВПТ проявляються у відкладах, які знахо-

дяться на стадії раннього катагенезу, їх формування пов’язане з

розвантаженням флюїдів закритої зони, яка охоплює структурні ва-

ли приосьової частини западини, а також невеликі ділянки Ольшан-

ської площі і Нехворощанського виступу. Тут АВПТ трапляються на

глибинах 1,5–2,0 км.

Характеристика структур нафтогазоносних покладів

Існує багато морфологічних типів локальних структур і пасток вугле-

воднів ДДНГО, що зумовлене розмаїттям і складною взаємодією проце-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

148

сів пасткоутворення (складні переміщення блоків осадового чохла, ви-

кликані тангенційними рухами, прояви галокінезу, числени

диз’юнктивні порушення, літофаціальна мінливість порід-колекторів, їх

епігенетичні перетворення тощо). Це призвело до появи численних кла-

сифікацій пасток і покладів регіону. Одна з них наведена на рис. 2.10.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

149

Рис. 2.10. Структурно-генетична класифікація комбінованих нафтога-

зоносних пасток ДДНГО [7]

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

150

В основу класифікації покладів закладені три головні ознаки: тип

вуглеводневого флюїду (газ, газоконденсат, нафта); тип резервуару

(пластовий, масивно-пластовий); морфологія структурної форми

(антикліналь, неантикліналь з поділом на підтипи – склепінні, моно-

клінальні).

В ДДНГО найпоширеніші пластові поклади з різними обмежен-

нями – переважно комбінації літологічних і тектонічних екранів.

Серед тектонічних екранів найбільш надійними є поперечні скиди.

Останнім часом особливого значення набули пошуки неантиклі-

нальних літологічно екранованих покладів. Поки що не знайдено

скупчень вуглеводнів неантиклінального типу, пов'язаних із страти-

графічними незгідностями, хоча останні інколи обмежують продук-

тивні пласти антиклінальних структур (Радченківська, Гнідинцівсь-

ка).

Площа покладів коливається від частки квадратного кілометра до

270 км

(Шебелинське родовище), висота – від одиниць до сотень

метрів (Західно-Хрестищенське, Західно-Єфремівське та інші родо-

вища).

Родовища можуть вміщувати один або декілька покладів, що в

проекції на земну поверхню повністю чи частково перекриваються,

роз’єднані в плані поклади, що контролюються однією локальною

структурою.

За кількістю покладів виділяють прості (однопокладові) та склад-

ні (багатопокладові) родовища. В регіоні налічується 60 однопокла-

дових родовищ (3 газових, 15 нафтових, 40 газоконденсатних, 2

нафтогазоконденсатних). Деякі з них містять менше 1 млн т умов-

ного палива (Ромашівське, Левківське, Чорнухинське та ін.), але є й

такі великі, як Західно-Хрестищенське, Західно-Єфремівське та ін.,

з запасами в декілька сотень мільйонів тонн умовного палива.

Багатопокладові родовища можуть вміщувати десятки скупчень

вуглеводнів. Вони утворюють майже безперервний продуктивний

розріз від мезозойських до нижньокам’яновугільних, а іноді й де-

вонських відкладів, наприклад, Качанівське і Рибальське родовища,

де поверхи нафтогазоносності становлять відповідно 2000 та 2300

м. Значну висоту мають і деякі окремі скупчення вуглеводнів, якщо

вони пов’язані з масивно-пластовими пастками (1180 м для Шебе-

линського родовища). В межах однієї площі зустрічаються поклади

різних типів. Наприклад, в Глинсько-Розбишівському та Гнатівсь-

кому родовищах поряд з пластовими є масивно-пластові.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

151

Нафтогазогеологічне районування

ДДНГО за особливостями геологічної будови, розвитком локальних

структур, просторовим розміщенням покладів і родовищ вуглеводнів,

їх фазовим станом, продуктивністю нафтогазоносних комплексів та

ін. поділяється на 15 нафтогазоносних, нафтоносних, газононафтоно-

сних та перспективних районів з різним рівнем розвіданих запасів,

перспективних ресурсів, вивченості та освоєння надр (рис. 2.11).

Рис. 2.11. Нафтогазоносні і перспективні райони ДДГНО [29]

Райони: А – Чернігівсько-Брагінський перспективний; Б – Монастирищенсь-

ко-Софіївський нафтоносний; В – Талалаївсько-Рибальський нафтогазонос-

ний; Г – Глинсько-Солохівський газонафтоносний; Д – Антонівсько-

Білоцерківський нафтогазоносний; Е – Руденківсько-Пролетарський газона-

фтоносний; Є – Машівсько-Шебелинський газоносний; Ж – Північного борту

нафтогазоносний; З – Октябрьсько-Лозівський перспективний; И – Співа-

ківський газоносний; І – Рябухинсько-Північноголубівський газоносний;

Ї – Кальміус-Бахмутський перспективний; Й – Лисичанський перспекти-

вний; К – Красноріцький газоносний

Чернігівсько-Брагінський перспективний район (8386 км

, 25,3 млн

т потенційних ресурсів) не має відкритих родовищ. Об'єднує всі зони

грабена, простягається до границі з Прип'ятською западиною, що

проходить між Лоївсько-Брагинським і Кошелівським виступами.

Можливе відкриття дрібних нафтових родовищ у прибортових зонах,

де в процесі буріння спостерігалися прямі прояви вуглеводнів.

Монастарищенсько-Софіївський нафтоносний район (5071 км

54,7 млн т) відрізняється від попереднього суттєвим збільшенням по-

тужності кам’яновугільних відкладів, в яких відкрито промислові ску-

пчення нафти в середньокам’яновугільному, верхньовізейському і

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

152

нижньовізейсько-турнейському комплексах. Поширені структури, фо-

рмування яких зумовлено галокінезом. Дрібні нафтові родовища

пов’язані переважно з невеликими антиклінальними підняттями. Сту-

пінь розвіданості ресурсів 25,8 %.

Талалаївсько-Рибальський нафтогазоносний район (5970 км

, 291,3

млн т) має високу щільність нерозвіданих ресурсів. Доказана промис-

лова нафтогазоносність від юрських до девонських утворень. Відкри-

то поклади вуглеводнів на значних глибинах: газоконденсату – 5600 м

(Степове родовище), нафти – понад 5000 м (Сухівське родовище).

Значна кількість піднять пов’язана з соляним тектогенезом. У резуль-

таті відтоку солі до цих піднять утворилися компенсаційні мульди

(Дмитрівська, Бобрицька, Синівська), де в подальшому можливе від-

криття нових родовищ. Поширені структури третього порядку – вали і

виступи. Ступінь розвіданості ресурсів 57,6 %.

Глинсько-Солохівський газонафтоносний район (10663 км

, 660 млн

т) має найбільші нерозвідані ресурси. В ньому знаходиться найглиб-

ший поклад газоконденсату (Перевозівське родовище, 6200–6300 м).

До складу району входять обширні соляні вали, кожен з яких має по

декілька родовищ (у тому числі такі значні за запасами, як Глинсько-

Розбишівське). Цей район відрізняється розмаїттям типів покладів, а

також найбільшими розвіданими запасами нафти, пов’язаними з ро-

довищами його північно-західної частини. Велика потужність регіо-

нально нафтогазоносних відкладів нижнього карбону, які залягають

на глибинах до 7000 м, робить цей район найперспективнішим для

пошуків нових родовищ вуглеводнів. Ступінь розвіданості 48,9 %.

Антонівсько-Білоцерківський нафтогазоносний район (2568 км

23,7 млн т) за обсягом нерозвіданих ресурсів посідає одне з останніх

місць. Пошуковими роботами оцінений практично весь фонд анти-

клінальних структур, а також моноклінальні схили Білоцерківського

виступу. В результаті відкрито лише два дрібні родовища (Кибинців-

ське нафтове та Сагайдацьке газонафтове). Подальші перспективи

пов’язуються з нетрадиційними пастками. Ступінь розвіданості 2 %.

Рябухинсько-Північноголубівський газоносний район (3818 км

249,5 млн т) включає одну з найбільших монокліналей ДДЗ – Зміївсь-

ку. В його межах встановлена продуктивність середньо-

кам’яновугільних, серпуховських та верхньовізейських відкладів. Ра-

йон характеризується обмеженою кількістю наскрізних антикліналь-

них піднять, тому концентрація нерозвіданих ресурсів пов’язується з

похованими складками або з неантиклінальними пастками. Ступінь

розвіданості запасів становить 7,9 %.

Машівсько-Шебелинський газоносний район (7267 км

, 187,1 млн т)

розташований у зануреній частині западини, де знаходяться найбі-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

153

льші газоконденсатні родовища. Вони приурочені до міжкупольних

похованих структур у відкладах нижньої пермі. Пластова кам’яна сіль

нижньої пермі разом з діапіровою франського віку утворюють грибо-

видні тіла, під якими в масивнопластових пастках сформувалися ве-

ликі поклади газоконденсату. Структури цього типу оцінені пошуко-

вим бурінням. Подальше нарощування розвіданих запасів

пов’язується з відкриттям приштокових покладів, аналогічних за бу-

довою скупченню вуглеводнів Котлярівського родовища, а також по-

кладів у неантиклінальних пастках на схилах структурних валів. Сту-

пінь розвіданості 88,2 %.

Руденківсько-Пролетарський газонафтоносний район (4240 км

184,4 млн т) відрізняється від сусіднього Антонівсько-

Білоцерківського високими перспективами та широким стратиграфі-

чним діапазоном продуктивних відкладів від юрського до турнейсь-

кого віку включно. Винятком є породи верхньокам’яновугільно-

нижньопермського комплексу, значною мірою редуковані передмезо-

зойською перервою в осадконагромадженні. Переважна більшість ро-

довищ розташована в межах Зачепилівсько-Левенцівського валу

вздовж південного крайового розлому. Ступінь розвіданості 43,5 %.

Октябрьсько-Лозівський перспективний район (4230 км

, 63,6 млн

т) є прямим продовженням попереднього, але суттєво відрізняється

від нього геологічною будовою. Він включає одну з найбільших в регі-

оні структуру третього порядку – Лозівську монокліналь. Незважаючи

на багаторазові сейсмічні дослідження, в районі не знайдено жодного

локального підняття. Разом з тим тут виявлена значна кількість незгі-

дних скидів, які є надійними екранами для багатьох покладів північ-

ної прибортової зони ДДЗ.

Співаківський газоносний район (5326 км

, 70,6 млн т) розташова-

ний на території, де встановлена багатокілометрова товща кам'янову-

гільних відкладів. На величину запасів вуглеводнів негативно впливає

безпосереднє сусідство Складчастого Донбасу з його активними тек-

тонічними та епігенетичними процесами. Разом з тим відкриті тут

родовища газоконденсату свідчать про реальну можливість існування

промислових скупчень вуглеводнів, пов'язаних як з традиційними,

так і з нетрадиційними пастками. Ступінь розвіданості початкових

ресурсів 2,6 %.

Кальміус-Бахмутський перспективний район (7020 км

, 44,9 млн т)

охоплює площу двох однойменних великих улоговин та їх схилів, на

схід від яких починається Складчастий Донбас. До відкриття невели-

кого Лаврентіївського газоконденсатного родовища цей район вважа-

вся малоперспективним. Через досить складні сейсмогеологічні умови

підготовка пошукових об’єктів ведеться повільно. Тому подальша

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

154

промислова оцінка території значною мірою залежатиме від методич-

них прийомів сейсморозвідки. Ступінь розвіданості менше 1 %.

Північний борт – це нафтогазоносний район (19821 км

, 238,1 млн

т), розташований за межами грабена, де відсутні хемогенні і галогенні

утворення нижньої пермі, розвинені складки північно-західного про-

стягання. Для нього характерні невеликі потужності осадового чохла,

що не перевищують 3,5–4,0 км. Відкриттям Володимирівського, Хух-

рянського, Скворцівського та інших родовищ доказана промислова

нафтогазоносність району. Тут вперше підтвердився прогноз перспе-

ктивності утворень кристалічного фундаменту, хоча методика вияв-

лення і підготовки до пошуку таких об'єктів, а також їх розвідки ще

не розроблена. Тому подальша промислова оцінка цієї території буде

здійснюватися в основному для відкладів середнього та нижнього ка-

рбону, а також верхньої частини розрізу кристалічного фундаменту.

Ступінь розвіданості початкових ресурсів 17,7 %.

Красноріцький газоносний район (2088 км

, 42,8 млн т) розміще-

ний на північних околицях Донбасу, хоча за нафтогазогеологічним

районуванням входить до складу ДДНГО. У тектонічному відношен-

ні це перехідна зона від Складчастого Донбасу до схилу Воронезької

антеклізи, розчленована системою субширотних скидів, до яких

прилягають видовжені конседиментаційні складки зі зрізаними пів-

нічними крилами. Поки що встановлена промислова газоносність

лише відкладів середнього карбону, проте прямі ознаки газоносності

отримані з серпуховських відкладів Муратівської структури. Ступінь

розвіданості початкових ресурсів 25,5 %.

Лисичанський перспективний район (12488 км

, 18,7 млн т) роз-

ташований у зоні дрібної складчастості Донбасу. Третина його площі

перекрита малопотужним мезокайнозойським чохлом, на решті те-

риторії кам'яновугільна товща виходить на денну поверхню. Широко

розвинена система насувів, під якими прогнозуються скупчення га-

зу. Ймовірність цього підтверджується метановим складом розчине-

ного в підземних водах газу і інтенсивними газопроявами в гірни-

чих виробках вугільних шахт.

Найвищий ступінь розбуреності (понад 300 м/км

) мають райони

центральної частини ДДНГО – Талалаївсько-Рибальський, Машівсько-

Шебелинський та Руденківсько-Пролетарський; високий (100–300

м/км

) – Монастирищенсько-Софіївський і Рябухинсько-

Північноголубівський. Ступінь розбуреності інших районів коливаєть-

ся від середнього (50–100 м/км

) до дуже низького (менше10 м/км

)

[29].